ТЕМА НОМЕРА: Корпоративный научно−проектный комплекс … · За 3 года в журнале было опубликовано 174

ТЕМА НОМЕРА:Корпоративный научно−проектный

комплекс ОАО «НК «Роснефть»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА

Левин Д.Н., Резников Д.С. Спектрально-временное прогнозирование типовгеологического разреза и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по комплексу геофизических данных ...............................................................4

Гайдук В.В. Термодинамика катагенеза керогена .............................................................10

Коблов Э.Г., Налимова Н.А., Сергиенко Т.Н., Ромашов М.В.Нефтегазопоисковые объекты Восточно-Одоптинской зоны возможного нефтегазонакопления на шельфе Северо-Восточного Сахалина .............15

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Малышев А.С., Пашали А.А., Здольник С.Е., Волков М.Г. Удаленный мониторинг механизированного фонда скважин в ОАО «НК «Роснефть»...........................................................................................23

Гришагин А.В. О проблемах интеграции системы пласт – скважина – обустройство – экономика на примере проекта разработки Западно-Коммунарского нефтяного месторождения........................................................30

Парначев С.В., Молодых П.В., Рябчикова П.Г., Федоров Б.А.Особенности оценки коэффициента вытеснения нефти для недонасыщенных пластов Тагайского нефтяного месторождения..........................37

Оленчиков Д.М., Муравьев А.Е. Модификация кривых относительных фазовых проницаемостей для компенсации погрешности влияния грубости гидродинамической сетки ............................................43

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Ходяев А.В., Лапушов А.В., Москвич В.Н. Организация хранения сейсмической информации в ОАО «НК «Роснефть» .........................................................48

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Бестужевский М.В. Влияние химического состава вторичных алюминиевых сплавов на эффективность их работы в качестве протекторов ........................................................................................53

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА

Ёлшин А.И., Томин В.П., Микишев В.А., Кузора И.Е. Проблемы переработки нефтей северных месторождений на НПЗ ОАО «НК «Роснефть».................................................57

Плешакова Н.А., Шейкина Н.А., Тыщенко В.А., Соколова О.Н.Включение гидрокаталитических процессов в схему производства масел ООО «НЗМП» ........................................................................62

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Издается с 2006 года

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯБогданчиков С.М. (главный редактор)Худайнатов Э.Ю. (заместитель главного редактора) Бачин С.И.Бульба В.А.Гилаев Г.Г.Грибов Е.А.Дашевский А.В.Думанский Ю.Г.Заикин И.П.Ковалев Н.И.Кондратьев Н.А.Латыпов А.Р.Литвиненко В.А.Нападовский В.В.Ножин В.М.Ставский М.Е.Тропин Э.Ю.Телин А.Г.Уваров Г.В.Хасанов М.М.Щукин Ю.В.

СЕКРЕТАРИАТМамлеева Л.А.Хлебникова М.Э.

Сдано в набор 17.02.2009Подписано в печать 18.03.2009Тираж 1300 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», 2009

Зарегистрирован Федеральнойслужбой по надзору засоблюдением законодательствав сфере массовых коммуникацийи охране культурного наследия01.06.2007 г.ПИ № ФС77−28481

При перепечатке материаловссылка на «Научно−техническийвестник ОАО «НК «Роснефть»обязательна

Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей иprepress ЗАО «Издательство«Нефтяное хозяйство»www.oil−industry.ru

СОДЕРЖАНИЕ

1−2009

Уважаемые читатели!

Первый выпуск Научно-технического вестника 2009 г. мы решилипосвятить Корпоративному научно-проектному комплексу ОАО «НК«Роснефть» (КНПК).

КНПК, обеспечивающий инновационное развитие компании, былсформирован в 2005 г. Основным нашим успехом за прошедшиечетыре года я считаю то, что нам удалось создать единую структуру,объединившую и сплотившую изначально весьма разнородные орга-низации.

В КНПК входят Корпоративный научно-технический центр(КНТЦ), находящийся в Москве, и региональные корпоративныенаучно-исследовательские и проектные институты (КНИПИ). КНПКработает в тесной связи с департаментами компании, выступающи-ми заказчиками технологий и управляющими их масштабным внед-рением, и дочерними обществами – непосредственными пользователями технологий.

В 2007 г. состав КНПК значительно расширился за счет приобретения новых активов: добавилось шестьновых институтов, из них три - с новым для КНПК профилем деятельности – научно-проектное сопровож-дение нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. В 2008 г. образовался новый институт –ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». В настоящее время КНПК объединяет десять КНИПИ в разных регио-нах России: Краснодаре, Уфе, Ижевске, Самаре, Томске, Красноярске, Новокуйбышевске, Ангарске, наСахалине.

В семи КНИПИ блока разведки и добычи работают 3 тыс. человек, в трех КНИПИ блока переработки исбыта - 1 тыс. человек. Вопросами разработки месторождений занимаются 800 специалистов корпоративныхинститутов, проектно-изыскательскими работами (ПИР) - 2 тыс. сотрудников, исследованиями и техноло-гиями - 700 человек. Среди специалистов – более 170 кандидатов наук, 22 доктора наук.

В настоящее время КНПК охватывает все существующие в компании территориально-производственныецепочки в области научно-методического сопровождения и проектирования разработки, обустройстваместорождений, осуществляет сопровождение процессов добычи, переработки и нефтехимии всей компа-нии. Ежегодно на основании комплексных показателей определяется рейтинг корпоративных институтов.

В этом выпуске журнала представлена краткая информация о КНИПИ и научно-техническая статья от каж-дого института. Диапазон рассматриваемых тем весьма широк. Как показали итоги конкурса на лучшую публи-кацию (см. 3 страницу обложки), за каждую из 64 опубликованных в 2008 г. статей были поданы голоса.

2 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Блок добычи

1 место – ООО «НК «Роснефть»−НТЦ»2 место – ООО «РН−СахалинНИПИморнефть»3 место – ООО «РН−УфаНИПИнефть»4 место – ООО «СамараНИПИнефть»5 место – ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК»6 место – ЗАО «ИННЦ»

Блок переработки

1 место – ОАО «Ангарскнефтехимпроект»2 место – ООО «Самаранефтехимпроект»3 место – ОАО «СвНИИНП»

Директор по науке ОАО «НК «Роснефть»

Марс Магнавиевич Хасанов

Рейтинг КНИПИ по результатам 2008 г.

За 3 года в журнале было опубликовано 174 статьи, авторами

которых являлись сотрудники различных подразделений компании.

ОАО «НК «Роснефть» ....................................................45ООО «РН-УфаНИПИнефть» .......................................37ООО «РН-Юганскнефтегаз»........................................19ОАО «Удмуртнефть» ......................................................14ООО «НК Роснефть»-НТЦ» .........................................13ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» ....................................8ЗАО «ИННЦ».....................................................................6ООО «РН-Пурнефтегаз».................................................6ОАО «СвНИИНП» ............................................................5ОАО «НК «Роснефть»-Кубаньнефтепродукт»............4ОАО «Самаранефтегаз»...................................................3

Кроме того, авторами статей являлисьсотрудники ООО «РН-Сахалин НИПИ мор -нефть» (2 че ло века), ООО «РН-Красноярск -НИПИнефть» (2), ООО «РН-Северная нефть»(2), ООО «Са мара НИПИнефть» (1), ЗАО «Ван -кор нефть» (1), ОАО «НК «Роснефть»-Са халин -морнефтегаз» (1), ООО «РН-Крас нодар неф те -газ» (1), ОАО «Гроз нефте газ» (1) и других под - разделений компании, а так же представителисторонних организаций (см. ри су нок).

Многие статьи написаны в соавторстве сотрудниками разных подразделений компании,совместно решающими сложные инжиниринговые задачи. Всего в журнале были представ-лены работы 31 подразделения компании. В этом номере мы с удовольствием представляемИспытательный центр – Управление контроля качества (ИЦ-УКК) – структурное подразде-ление ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» (ОАО «АНХК»). Центр, не входя фор-мально в КНПК, обладает огромным научным потенциалом и, надеюсь, будет регулярно зна-комить нас со своими работами.

Среди дочерних обществ наиболее часто публикуются статьи сотрудников ООО «РН-Юганскнефтегаз», самым «пишущим» из КНИПИ является уфимский институт.

С удовольствием также представляю вам наших самых активных авторов:В.А. Байков (ООО «РН-УфаНИПИнефть») – 9 статейВ.А. Краснов (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть») – 6 статейА.Р. Латыпов (ООО «РН-УфаНИПИнефть») – 6 статейА.Г. Телин (ООО «РН-УфаНИПИнефть») – 6 статейА.Г. Пасынков (ООО «РН-Юганскнефтегаз») – 4 статьиНадеюсь, этот выпуск журнала поможет вам, уважаемые читатели, ближе познакомиться

с актуальными направлениями наших научно-технических разработок, окажет практиче-скую поддержку в решении стоящих перед вами задач.

3НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ВведениеКомплексирование различных геофизических мето-

дов является одним из наиболее эффективных средствизучения геологического строения и свойств коллекто-ров при поисках и разведке залежей нефти и газа [1]. Всвязи с этим на основе инновационной технологиикомплексного спектрально-скоростного прогноза(КССП), которая хорошо зарекомендовала себя в раз-личных сейсмогеологических условиях Тимано-Печор-ской нефтегазоносной провинции, Западной и Восточ-ной Сибири, была разработана и опробована новаяметодика прогнозирования типов геологического раз-реза и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) кол-лекторов по комплексу геофизических методов на двухобъектах Северо-Кавказского нефтегазоносного бас-сейна и Восточно-Черноморского бассейна [2-5].

Совместное использование спектрально-временныхсейсмических атрибутов (СВА) технологии КССП сданными электроразведки и гравиразведки позволяетповысить надежность и точность результатов прогнозаза счет различной физической природы исходнойинформации, а применение статистических и корреля-ционных методов при комплексной интерпретациидает возможность получать новые данные о геологиче-ском строении перспективных площадей в самых раз-нообразных геологических условиях.

В статье рассматриваются результаты примененияметодики спектрально-временного прогнозированиятипов геологического разреза и ФЕС коллекторов покомплексу данных сейсморазведки, гравиразведки иэлектроразведки для выявления закономерностей раз-мещения зон с повышенными ФЕС среднемиоценовых(песчано-алевритовая пачка чокрак III1) отложений натерритории Славянско-Темрюкской зоны в пределахИндоло-Кубанского предорогенного прогиба и особоперспективных типов геологического разреза верх-

неюрских карбонатных отложений Западно-Черно-морской площади на валу Шатского.

Славянско-Темрюкская зонаОбъектом исследований в пределах Славянско-Тем-

рюкской зоны являлась песчано-алевритовая пачкачокрак III1.

В результате предшествующих геолого-геофизиче-ских работ было проведено структурно-фациальноерайонирование и были выявлены зоны возможнойнефтеносности чокракских отложений [6]. Территорияисследований ФЕС коллекторов пачки чокрак III1 рас-положена в пределах восточной части Кущеватого иСвистельниковского дистальных конусов выноса. Ука-занные отложения формировались в результате сносапесчано-алевритового материала с северного бортаИндоло-Кубанского предорогенного прогиба в неком-пенсированную впадину. Высокий нефтегазоносныйпотенциал чокракских отложений определяется такжетем, что в средний миоцен вся территория Северо-Кав-казского нефтегазоносного бассейна испытывалапогружение, что создавало хорошие условия для фор-мирования залежей нефти и газа [5].

На первом этапе было проведено сейсмическое испектрально-временное (СВАН) моделирование попяти скважинам, для которого использовались данныеакустического каротажа и вертикального сейсмическо-го профилирования (ВСП). Модельные трассы сопо-ставлялись с сейсмическими путем вычисления коэф-фициента взаимной корреляции (КВК) между ними имежду их СВАН-колонками.

Результаты моделирования представлены в табл. 1. Изнее следует, что выявлена высокая степень соответ-ствия данных геофизических исследований скважин(ГИС) и сейсморазведки как по сейсмическим имодельным трассам, так и по их спектрально-времен-



Спектрально−временное прогнозированиетипов геологического разреза и фильтрационно−емкостных свойств коллекторов по комплексу геофизических данных1

Д.Н. Левин, Д.С. Резников(ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 622.276.031.011.43:550.882 © Д.Н. Левин, Д.С. Резников, 2009

1 Работа выполнена под научным руководством д.г.-м.н., профессора Е.А. Копилевича.

ным образам. Это позволило перейти к этапу сертифи-кации и расчета сейсмических спектрально-временныхатрибутов, используемых для прогнозирования ФЕСколлекторов.

Перед расчетом сейсмических СВА проведена их сер-тификация по КВК модельных и сейсмических СВАН-колонок, а также атрибута ВП-ИП (по данным электро-разведки вызванной поляризации – атрибут «интег-ральное поле») с ФЕС коллекторов чокрак III1 по дан-ным ГИС и исследования керна. Сертификация атрибу-тов проведена при изменении двух параметров их рас-чета: ширины фильтра и уровня отсечки нижней частиспектра – с неизменными параметрами спектрально-временного преобразования. Высокие коэффициентыкорреляции сертифицированных СВА по сейсмиче-ским и модельным трассам с данными бурения(0,53–0,84) позволяют использовать их для комплекс-ной интерпретации с помощью искусственных нейро-нных сетей. Следует отметить, что сертифицированны-ми по коэффициенту корреляции с петрофизически-ми данными оказались как частотные, так и временнойсейсмические атрибуты. Регрессионные зависимостимежду ФЕС и атрибутами по данным сейсмо- и элек-троразведки представлены на рис. 1.

Атрибут ВП-ИП, полученный по данным электро-разведочных работ в 2006-2007 гг. на Баштанной, Вос-точно-Чумаковской и Чумаковской площадях, связанпрямой зависимостью с коэффициентом пористости(КВК=0,93), что полностью соответствует его физиче-ской природе. Повышенные значения атрибута ВП-ИПсоответствуют зонам с улучшенными ФЕС по даннымсейсморазведки и бурения. Таким образом, примене-ние этого атрибута в комплексе со спектрально-вре-менными сейсмическими атрибутами является вполнеобоснованным для повышения точности и надежно-сти прогноза.

Комплексная интерпретация сертифицированныхсейсмических СВА и атрибута ВП-ИП была проведенав программном комплексе «ИНПРЕС» с использовани-ем искусственной нейронной сети «Многослойныйсейсмический персептрон» (ИНС-МСП). Архитектуранейронной сети выбиралась так, чтобы прогноз былнаиболее точным и надежным при небольшом количе-стве исходной информации.



Таблица 1

Номер скважины

Сейсмический куб Инлайн Кросслайн КВК сейсмической и модельной трасс

СВАН - КВК сейсмической и модельной трасс

Вост.-Чум-1 Восточно-Чумаковский 388 85 0,8 0,89 Чум-1 Чумаковский 202 113 0,78 0,91

Свист-1 Баштанный 288 20 0,87 0,92 Свист-2 Баштанный 291 15 0,76 0,9 Свист-3 Баштанный 350 122 0,73 0,85

Рис. 1. Регрессионные зависимости между ФЕС отложе−ний чокрак III1 и сертифицированными атрибутами поданным сейсморазведки и электроразведки:

а – коэффициент пористости и сейсмические СВА; б –коэффициент пористости и атрибут ВП−ИП; в – коэффици−ент проницаемости и сейсмические СВА; г – гидропровод−ность и сейсмические СВА

В результате были построены карты коэффициентовпористости и проницаемости, эффективных толщин,удельной емкости и гидропроводности отложений чок-рак III1 по данным сейсморазведки. По данным сейс-мо- и электроразведки была построена карта коэффи-циента пористости, которая обладает повышеннойнадежностью по сравнению с картой по данным сейс-моразведки вследствие, как указано выше, различнойфизической природы исходных атрибутов. Результатыкомплексной интерпретации представлены на рис. 2.

Петрофизические данные по скв. Масляная-1использовались для проверки результатов прогноза(табл. 2). Из табл. 2 видно, что погрешность прогнози-

рования емкостных свойств по данным сейсмораз-ведки составляет в среднем 8 %, фильтрационныхсвойств – 16 %. Средняя погрешность прогнозирова-ния ФЕС по данным сейсморазведки составляет 12 %,что является хорошим результатом при малом коли -чес тве скважинной информации в сложных сейсмо-геологических условиях чокракских отложений Индо-ло-Кубанского прогиба. Погрешность прогноза длякарты коэффициента пористости, полученной по ком-плексу данных сейсморазведки и электроразведки,практически не отличается от погрешности определе-ния пористости только по данным сейсморазведки.Но, как отмечалось выше, данная карта обладает болеевысокой надежностью.

Анализ полученных карт позволяет выявить следую-щие новые закономерности в размещении зон с повы-шенными ФЕС.

1. В северо-восточной части территории отмечаетсязона с высокими ФЕС отложений чокрак III1, приуро-ченная к Свистельниковскому поднятию. На осталь-ной части Свистельниковского дистального конусавыноса зоны с повышенными ФЕС отмечаются фраг-ментарно по переферии конуса, что связано с морфо-логией песчаных тел на переклиналях и крыльяхструктур. Это связано со сложной дизъюнктивнойтектоникой этой фациальной зоны и тем, что песча-ные пачки представляют собой закрытую флюидоди-намическую систему.

2. Зоны с повышенными ФЕС отмечаются также кюго-востоку от Восточно-Чумаковского месторожде-ния. Эти зоны находятся в пределах Кущеватого дис-тального конуса выноса и связаны с системой палео-поднятий и осложнений относительно простой формы(однокупольные складки) и доминированием сбросов,образующих грабены линзовидной конфигурации.Зона повышенной проницаемости исследуемых чок-ракских коллекторов представляет собой относительноузкую аномалию юго-западного простирания относи-тельно Свистельниковской складки.

3. Чумаковское и Восточно-Чумаковское нефтяныеместорождения находятся в зонах с невысокими ФЕС,однако высокая нефтепродуктивность отложений чок-рак III1 определяется превышением поровыми давле-ниями пластовых, коэффициенты аномальности кото-рых равны соответственно 1,81 и 2,09 [6].

Применение комплекса данныхсейсморазведки и электроразведкипозволило повысить надежностьпрогноза ФЕС коллекторов (в дан-ном случае коэффициента порис -тости) и выявить потенциальнонефтеносные зоны.



Рис. 2. Карты коэффициента пористости по данным сейсмо−разведки (а), коэффициента пористости по комплексу сейс−моразведка + электроразведка (б), коэффициента проницае−мости по данным сейсморазведки (в) отложений чокрак III1

Таблица 2

ФЕС Прогноз По данным бурения Погрешность, % Кп (сейсморазведка) 0,178 0,193 8

Кп (сейсморазведка + электроразведка)

0,18 0,193 7

kпр, мкм2 0,06 0,05 20 Эффективная толщина, м 6 5,7 5

Удельная емкость, м 1,23 1,4 12 Гидропроводность,

мкм2 м/(мПа с) 0,28 0,32 12

Западно-Черноморская площадьНа Западно-Черноморской площади, в тектоничес -

ком плане приуроченной к одной из крупнейших поло-жительных структур Черноморского бассейна – валуШатского, объектом исследований был верхнеюрскийинтервал разреза, нефтегазоносный потенциал которо-го связан прежде всего с рифогенными постройками.Образование этих построек связано с формированиемсбросов северо-западного простирания, которые ос -ложняли морфологию палеодна впадинами и подня-тиями. Всего на исследуемой территории выделяетсяпять крупных рифогенных структур (Северо-Черно-морская, Склоновая, Южно-Дообская, Мария и Внеш-няя), разделенных зонами некомпенсированного осад-конакопления [7]. По данным геологических исследо-ваний наиболее перспективным объектом являетсяструктура Мария, в пределах которой наилучшимобразом сочетаются различные литолого-фациальныеусловия нефтегазонакопления [7].

Для выделения наиболее перспективных зон верх-неюрских карбонатных отложений на исследуемойплощади была применена методика корреляционногоспектрально-временного прогнозирования типов гео-логического разреза [3] по данным сейсморазведки вкомплексе с гравиразведкой. Эталонами служилиСВАН-образы свода и шлейфа структуры Мария. Нарис. 3 представлены СВАН-образы по данным сейсмо-разведки некоторых рифогенных структур и их КВК.Из него видно, что наибольшим сходством со структу-рой Мария обладает структура Внешняя (КВК=0,8), арифогенные постройки западной части исследуемойплощади (Северо-Черноморская и Склоновая структу-ры) значительно отличаются от нее. СВАН-образы

шлейфов структур Мария и Южно-Дообская имеютКВК, равный 0,72, что свидетельствует о сходстве лито-лого-фациальных характеристик шлейфовых частейэтих структур. СВАН-образы эталонных сейсмическихтрасс коррелировались со СВАН-образами всех сейс-мических трасс на исследуемой территории. Сертифи-кация карт КВК заключалась в выявлении тех карт,которые лучше всего соответствуют априорной геоло-гической информации.

Комплексная интерпретация сертифицированныхкарт КВК проводилась в системе КОСКАД-3D. Врезультате были получены две карты типов геологи чес -кого разреза верхнеюрских отложений: по даннымсейсморазведки (рис. 4, а) и комплексу сейсморазведка+ гравиразведка (см. рис. 4, б).

Карта типов геологического разреза по данным сейс-моразведки была получена с использованием класси-фикатора К-средних по А.В. Петрову. На этой картевыделяются зоны высокоперспективного типа геоло-гического разреза по эталону структуры Мария, при-уроченные к структурам Внешняя и в меньшей степе-ни Южно-Дообская.

Для повышения надежности прогноза типов геоло-гического разреза к двум сертифицированным картамКВК была добавлена карта вертикального градиентагравитационного поля (масштаб 1:200 000) для ихпоследующей совместной комплексной интерпрета-ции классификационными алгоритмами. Вертикаль-ный градиент гравитационного поля (или вторая про-изводная гравитационного потенциала) позволяетвыявить плотностную дифференциацию пород, сла-гающих верхние слои земной коры, в особенностирифогенных структур. Классификация проводилась



Рис. 3. СВАН−образы рифогенных структур и их КВК (Т – время)

методом К-средних с корреляционной метрикой, чтопозволило наиболее надежно разделить типы разреза сиспользованием корреляционных зависимостей меж -ду атрибутами различной физической природы.

Сходство полученных карт свидетельствует о высо-кой достоверности прогноза как по данным сейсмораз-ведки, так и по комплексу сейсморазведка + гравираз-ведка. Таким образом, были получены новые данные оразмещении потенциально нефтегазоперспективноготипа геологического разреза верхнеюрских карбонат-ных отложений, эталоном которого является структураМария [7].

Кроме того, для выделения особо контрастных ано-малий перспективного типа разреза применен автома-тический вариант метода обратных вероятностей,который позволил однозначно подтвердить перспек-тивность структуры Внешняя (рис. 4, в), которая имеетсходные литолого-фациальные характеристики соструктурой Мария. Также следует отметить, что в пре-делах этих структур вероятно образование телом рифаи его шлейфом единого резервуара.

ЗаключениеПолученные результаты свидетельствуют о боль-

ших возможностях использования комплекса геофи-зических данных для прогнозирования нефтегазопер-спективных типов геологического разреза и ФЕС кол-лекторов при отсутствии или малом количестве сква-жинной информации на основе инновационной тех-нологии КССП. Показана эффективность даннойметодики как для терригенных, так и для карбонат-ных отложений. Повышение надежности прогнозиро-вания с использованием спектрально-временныхатрибутов и данных других геофизических методов(гравиразведка, электроразведка) в рамках иннова-ционной технологии КССП позволяет рекомендоватьприменение этой методики в самых разнообразныхгеологических условиях для повышения качества гео-лого-разведочных работ при поиске и разведке место-рождений нефти и газа.



Рис. 4. Карты типов геологического разреза верхнеюр−ских отложений по данным сейсморазведки (а) и ком−плексу сейсморазведка + гравиразведка (б), аномальныхзон перспективного типа разреза по эталону «Мария»по комплексу сейсморазведка + гравиразведка (в)

Спи сок ли те ра ту ры

1. Никитин А.А., Хмелевской В.К. Комплексирование геофизичес -ких методов. – Тверь: ООО «Издательство ГЕРС», 2004. – 294 с.2. Копилевич Е.А., Афанасьев М.Л. Новые возможности геологи-ческой интерпретации данных сейсморазведки//Геология нефтии газа. – 2007. – № 5.3. Мушин И.А., Копилевич Е.А., Лисунова О.В. Методики спек-трально-временного прогнозирования типов геологическогоразреза//Геофизика. – 2008. – № 3. – С. 22–27.4. Патент РФ №2289829. Способ геофизической разведки длявыявления нефтегазовых объектов/Е.А. Копилевич, И.А. Мушин,М.Л. Афанасьев и др.5. Шеин В.С. Геология и нефтегазоносность России. – М.: ВНИГНИ, 2006. – С. 176–189.6. Н.М. Галактионов и др. Отчет «Комплексный анализ и интер-претация геолого-геофизических материалов Славянско-Тем-рюкской лицензионной зоны с целью подготовки поисковыхобъектов, разведки месторождений и размещения скважин»,Краснодар, 2007. – С. 65–75.7. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическоестроение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморскогорегиона. – М.: Научный мир, 2007. – 168 с.

Основные виды деятельности:- научное обеспечение поисков и разведки залежей углеводородов и формирование

программ геолого-разведочных работ;- создание геологических моделей и подсчет запасов углеводородов;- проектирование разработки месторождений, авторский надзор за реализацией про-

ектов и технологических схем, мониторинг разработки месторождений;- комплексное исследование кернового материала и физико-химических свойств пла-

стовых флюидов;- разработка эффективных технологий эксплуатации залежей высоковязкой нефти;- выполнение полного комплекса инженерно-изыскательских и проектных работ, свя-

занных с обустройством месторождений нефти и газа, строительством объектовнефтегазовой отрасли.ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» принимает участие в реализации проектов обустрой-

ства для дочерних обществ компании; является генеральным проектировщиком и коор-динатором работ по стратегическому проекту обустройства Ванкорской группы место-рождений.

В 2006-2008 гг. проведено количественное и качественное переоснащение подразде-лений НТЦ современными компьютерной техникой и программными средствами; соз-дана и оперативно пополняется электронная база данных по месторождениям южныхрегионов России; выполнены и утверждены на ЦКР проектные документы на разработ-ку более 90 месторождений; реализуется интегрированное проектирование с комплекс-ным рассмотрением месторождений; в 2008 г. выполнены интегрированные проекты поСредне-Макарихинскому (ООО «РН-Северная нефть») и Анастасиевско-Троицкому(ООО «РН-Краснодарнефтегаз») месторождениям; в 2009 г. планируется выполнениетрех интегрированных проектов. Созданыгруппы мониторинга разработки месторож-дений для зоны ответственности НТЦ, осу-ществляющие системный контроль и ана-лиз разработки месторождений, проведениягеолого-технических мероприятий и др.; ор-ганизовано новое направление геолого-раз-ведочных работ – интерпретация сейсмо-разведочных данных, включающее планиро-вание и участие в организации полевыхработ; созданы современная система сбора,хранения и обработки кернового материалакомпании и корпоративный лабораторно-аналитический центр, оснащенный совре-менными установками и приборами для ис-следования керна и пластовых флюидов.

ООО «НК «РОСНЕФТЬ» − НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР»

350610, г. Краснодар, ул. Красная, д. 54

Тел.: (861) 262−3497, 262−4026; корп. (16) 3000, 3038, 3700

Факс: (861) 262−6401, 262−4010, 262−6415; корп. (16) 2235

E−mail: ntc@rn−ntc.ru

Генеральныйдиректор НиколайАлександровичКондратьев

В лабораториях НТЦ

ООО «НК «Роснефть» - Научно-Технический Центр» образовано в сентябре 2004 г. на базе ведущих корпоратив-ных институтов: ОАО «Рос НИПИтермнефть» и ОАО «Термнефтепроект». Численность сотрудников центра на01.01.09 г. составляет 634 человека. Регионами ответственности ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» по проектно-техноло-гической документации являются юг России (Краснодарский, Ставропольский края, Чеченская Республика), по про-ектно-изыскательским работам – юг России, Восточная и Западная Сибирь, Тимано-Печора.

Система менеджмента качества НТЦ соответствует требованиям международного стандарта ISO 9001:2000(ГОСТ Р ИСО 9001:2000).

ВведениеПри моделировании нефтегазовых систем важно

понимать энергетику и термодинамику таких фунда-ментальных процессов, как созревание углеводородов,катагенез керогена, первичная миграция углеводоро-дов и др. В литературе энергетические эффекты и рав-новесные термобарические условия рассчитываютсядля отдельных компонентов керогена, химический со-став и термодинамическая характеристика которыхизвестны и приводятся в справочниках [9, 14]. Долятаких компонентов в составе керогена невелика, что непозволяет системно моделировать катагенез. В статьепредлагается подход, позволяющий рассчитывать тер-модинамические характеристики не отдельных ком-понентов, а керогена в целом и на этой основе рассчи-тывать термодинамику любых стадий катагенеза.

Методика расчетовИз классической термодинамики известно, что хи-

мическая реакция может протекать, если ее свободнаяэнергия Гиббса отрицательна

(1)

где GTp – энергия Гиббса реакции при температуре Т

и давлении p; ΔHT0, ΔST

0 – соответственно энтальпия иэнтропия реакции при давлении 0,1 МПа и температу-ре Т; ΔV – объемный коэффициент реакции;

(2)

(3)

где ΔH0, ΔS0 и ΔСp – соответственно энтальпия, эн-тропия и изменение изобарной теплоемкости реакциипри стандартных условиях (p=0,1 МПа, Т=25 °С), кото-рые представляют собой разность энтальпий образо-вания, энтропий и теплоемкостей продуктов и исход-ных веществ реакции, взятых с учетом стехиометриче-ских коэффициентов.

Таким образом, для расчета энергии Гиббса катагене-за необходимо знать состав исходных веществ и про-

дуктов (т.е. знать химическое уравнение катагенеза),энтальпию и энтропию реагентов и их теплоемкостьпри различных термобарических условиях. В даннойстатье рассмотрим катагенез гумусового керогена.

Уравнение катагенеза гумусового керогена [9, 12] Kn = qK0 + 1H2O + mCO2 + nCH4, (4)где Kn – исходный кероген, который состоит из уг-

лерода, водорода и кислорода и который можнопредставить как CxHyOz; x, y, z – количество этих эле-ментов в 1 кг вещества, г; q – массовая доля остаточ-ного керогена по отношению к исходному керогену(0<q<1); 1, m, n – количество молей соответственноводы, углекислоты и метана.

Количество продуктов катагенеза гумусового ке-рогена (q, 1, m, n) можно определить на основе ба-лансового метода В.А. Успенского, развитого в рабо-тах [5, 6, 10].

В соответствии с уравнением (4) энтальпия катаге-неза

(5)

где ΔH0 – энтальпия образования веществ, уча-ствующих в реакции (4). Энтальпии образованияводы, углекислоты и метана приводятся в справоч-никах.

Энтальпию образования керогена различных стадийпреобразованности, имеющего элементный составCxHyOz, можно рассчитать по теплотам сгорания Q.Поскольку теплота сгорания определяется в изобар-ных практически стандартных условиях,

(6)

где ΔN – изменение числа молей газообразных про-дуктов при сгорании керогена; R – универсальная газо-вая постоянная (8,31 кДж/кг⋅°С).

Теплота сгорания керогена различных состава и ста-дий преобразованности приводится во многих рабо-тах [2] (рис. 1). Теплоту сгорания керогена можно оце-нить также по эмпирическим зависимостям, напри-мер, по уравнению Фондрачека [3].

Энтропию катагенеза ΔS0 можно рассчитать по урав-нению, подобному уравнению (5). Энтропия воды, ме-

1



Термодинамика катагенеза керогена

В.В. Гайдук (ООО «НК «Роснефть»−НТЦ»)

УДК 553.98.061.12/.17 © В.В. Гайдук, 2009

тана и углекислоты приводится в справочниках. Дляопределения энтропии керогена можно воспользо-ваться приближенной эмпирической зависимостьюдля твердых органических веществ [7], равной изобар-ной теплоемкости керогена C0

K при стандартных усло-виях, умноженной на коэффициент 1,1. Теплоемкостькерогена приводится в работах по теплофизике [1].Известен ряд эмпирических зависимостей, связываю-щих теплоемкость керогена разных стадий преобразо-ванности с химическим составом, выходом летучихфракций и др. [1].

Для точного определения энтропии необходимоизучение теплоемкости в области температур, близ-ких к абсолютному нулю. Такая работа для разныхстадий катагенетической преобразованности одногоиз пластов углей Донбасса (рис. 2) выполнена авто-рами работы [13].

Чтобы получить поправку энергии Гиббса катагене-за на давление, необходимо знать уравнения состояниявеществ, участвующих в реакции,

(7)

где VH2O, VCO2, VCH4

- объемы новообразован-ных флюидов; ΔVK - изменение объема скелета ке-рогена.

Поскольку сжимаемость скелета керогена невелика((3-6)⋅10-5 МПа-1) и изменение его плотности мало за-висит от давления,

(8)

где ρK0, ρKn

– плотность скелета соответственноостаточного и исходного керогена при стандартныхусловиях.

Плотности различных минералов керогена при раз-ной катагенетической преобразованности приводятсяв работах [4, 11] и др.

Поправки энергии Гиббса для газовой фазы можнорассчитать с учетом коэффициентов фугитивности [8].

Таким образом, представляется возможным оце-нить все термодинамические характеристики, необхо-димые для расчета энергии Гиббса катагенеза. Следуетподчеркнуть, что энергия Гиббса реакции зависиттолько от состава и термобарического состояния ис-ходных веществ и продуктов и не зависит от того, покакому пути протекает реакция, какие промежуточ-ные вещества при этом образуются, используются ликатализаторы. Если известно уравнение реакции (сте-хиометрические коэффициенты), то для расчетаэнергии Гиббса неважно, в открытой или закрытойсистеме она осуществляется.

Ясно, что деструкция керогена происходит в от-крытой системе и образующиеся флюиды удаляют-ся из порового пространства породы. Но предста-вим ситуацию непроницаемой породы, в которойудаление флюидов затруднено. Поскольку катагенезсопровождается увеличением объема (ΔV>0), есте-ственно, что в условиях закрытой системы должноповышаться давление. Зададимся вопросом, при до-стижении какого давления деструкция керогена пре-кратится? Иными словами, при каком давленииэнергия Гиббса станет равной нулю. Решение урав-



Рис. 1. Содержание водорода (1), углерода (2) в кероге−не и теплота сгорания углей (3)

Рис. 2. Зависимость энтропии углей от содержания углерода

нения (1) относительно давления pпри таком условии позволяет рассчи-тать давление, при котором катагенезпрекратится.

Результаты расчетов и их обсуж-дение

Рассмотрим термодинамику некото-рых моментов катагенеза керогена, по-нимание которых важно для модели-рования нефтегазовых систем.

1. В литературе постоянно дискути-руется возможность самопроизволь-ного катагенеза керогена (увеличенияотражательной способности витрини-та R со временем) в приповерхностныхусловиях. Попытаемся оценить теоре-тическую возможность преобразова-ния гумусового керогена из торфа(R=0,24) в бурые угли градации Б3(R=0,4) в приповерхностных условиях(при Т=15 °С и p=0,1 МПа).

По данным работ [2, 4, 13], в сред-нем граница торф/Б1 (R=0,24) ха-рактеризуется следующими пара-метрами: содержание углерода, во-дорода, кислорода составляет соот-ветственно 60,6, 5,4 и 34 %, теплота сгоранияQ=5549 ккал/кг, плотность ρ= 1,48 г/см3, энтро-пия S0

K=1,2 кДж/(кг⋅°С). Границе Б2/Б3 (R=0,4) со-ответствует содержание углерода, водорода, кис-лорода соответственно 72,1, 5,4 и 22,5 %; Q=7000ккал/кг, ρ=1,42 г/см3, ΔS0

K=1,12 кДж/(кг⋅°С) (см.рис. 1, табл. 1).

Балансовые расчеты, выполненные по методуВ.А. Успенского, свидетельствуют, что при отмеченномэлементном составе исходного (С606Н54О340) и конеч-ного (С721Н54О225) керогена, остаточный коэффици-ент q может принимать значения от 0,67 до 0,80 (сред-нее – 0,734), количество образующихся при этомфлюидов приведено в табл. 2. Поскольку однозначнойоценки количества образующихся флюидов нет, энер-гетические эффекты катагенеза рассмотрим для раз-личных возможных значений q.

Для всех значений q преобразование торфа в Б3сопровождается поглощением тепла (ΔН0=250-300 кДж/кг) (см. табл. 1). Свободная энергия Гиббсаявляется отрицательной при q<0,755, т.е. она отри-цательна для большей части возможного интервалазначений q (см. табл. 2, рис. 3), в том числе и длясреднего значения q, которое рекомендуется при-нимать при расчете количества образующихсяфлюидов [6].

Таким образом, выполненные расчеты свиде-тельствуют, что в приповерхностных условияхпреобразование торфа в Б3 термодинамически ве-роятно.

2. Термодинамические расчеты позволяют такжеоценить влияние температуры и давления на глубин-ное положение верхней границы нефтяного окна (пре-образование торфа в угли градации Б3). Из табл. 2видно, что равновесное давление (при наиболее веро-ятных значениях q) сопоставимо с пластовыми давле-



Таблица 1

Содержание, г/кг Стадии катагенеза углерода водорода

Q, кДж/кг

S0K,

кДж/(кг ˚С) Н0

K, кДж/кг

Н 0, кДж/кг*

Энергия Гиббса, кДж/кг*

Торф 606 54 23217 1,2 -4360

Граница торф/Б1-2

292/252 -177/84

Б1-2 721 54 29288 1,12 -2057

Граница Б1-2/Б3 -83/-96 -186/-137

Б3 761 54 31217 1,09 -1437

Граница Б3/Д -479/-541 -676/-626

Д 822 54 33702 1,02 -947

Граница Д/Г -150/-164 -244/-215

Г 851 53 34840 1,00 -616

Граница Г/Ж -333/-357 -472/-430

Ж 891 51 36183 0,92 -297

Граница Ж/К -502/-547 -602/-553

К 910 48 36191 0,89 -483

Граница К/ОС -396/-406 -448/-440

ОС 920 46 35999 0,87 -718

Граница ОС/Т 51/75 -180/-142

Т 933 37 35447 0,82 -416

Граница Т/ПА -28/-33 -133/-130

ПА 942 32 35171 0,8 -275

Граница ПА/А -688/-729 -1369/-1352

А 1000 0 32793 0,48 0

Графит

* В числителе и знаменателе приведены значения соответственно при минимальных и максимальных остаточных коэффициентах q.

Таблица 2

Количество, моль q, кг

Н2О СО2 СН4

Н 015 °°С,

кДж G0

15 °С, кДж

p, МПа

0,67 0,1 5,9 4,4 292,4 -177,3 560

0,70 1,3 5,0 3,4 283,1 -117,0 230

0,72 2,1 4,5 3,7 276,9 -76,7 230

0,73 2,5 4,2 2,4 273,8 -56,6 22

0,734 (ср.) 2,7 4,1 2,3 272,4 -47,6 23

0,75 3,3 3,7 1,7 267,6 -16,3 1,1

0,76 3,7 3,4 1,4 264,5 3,8 -

0,78 4,5 2,9 0,7 258,3 44,1 -

0,80 5,3 2,4 0,1 252,1 84,3 -

Примечание. Исходный кероген (торф): содержание углерода, водорода составляет соответственно 60,6 и 5,4 %, Q=5549 ккал/кг, S0=1,2 кДж/(кг ˚С); остаточный кероген (Б2/Б3): содержание углерода, водорода - соответственно 72,1 и 5,4 %, Q = 7000 ккал/кг, S =1,12 кДж/(кг ˚С).

ниями, а это означает, что оно существенно влияет накатагенез. В бассейнах с аномально высокими пласто-выми давлениями верхней границе нефтяного окнатребуются более высокие температуры, чем в бассей-нах с гидростатическим распределением давлений. Поэтой же причине в разных бассейнах будет различать-ся взаимосвязь между температурой и отражательнойспособностью витринита.

3. Преобразование керогена на буроугольной стадиихарактеризуется качественно иными термодинамиче-скими параметрами по сравнению с более высокимистадиями катагенеза. Более высокие стадии при всехвозможных значениях коэффициента q характери-зуются значительными отрицательными значениямиэнергии Гиббса (см. табл. 1) и высокими равновеснымидавлениями, на порядок и более превышающими ли-тостатическое давление. Это указывает на то, что пла-стовые и поровые давления практически не влияют накатагенетические преобразования керогена каменно-угольных стадий.

Катагенетические преобразования керогена вышеградации Б2, за исключением стадии Т, сопровождают-ся выделением тепла (см. табл. 1). В целом при транс-формации 1 кг гумусового керогена до антрацитовойстадии выделяется около 1400 кДж тепловой энергии(рис. 4).

Столь значительная энергетика катагенеза вполнедостаточна для формирования микрогидроразрывови эмиграции излишних объемов новообразованныхжидких и газообразных продуктов из материнскойпороды.

В заключение следует отметить, что при апробациирасчетов высказывались сомнения в правомерностиприменения уравнений классической термодинамикик катагенезу, поскольку он протекает в открытой си-стеме. Это замечание было бы справедливо, если бырассчитывался состав образующихся флюидов. В дан-

ной же работе оцениваются энергетические эффектыреакций, стехиометрические коэффициенты которыхопределены заранее независимым способом. Притакой постановке задачи, нет смысла говорить об от-крытости или закрытости системы.




1. Агроскин А.А., Глейбман В.Б. Теплофизика твердого топли-ва. – М.: Недра, 1980. – 256 с.2. Вассоевич Н.Б. Избранные труды. Геохимия органическоговещества и происхождение нефти. – М.: Наука, 1986. – 368 с.3. Веселовский В.С. Испытание горючих ископаемых. – М.:Госгеолтехиздат, 1963. – 411 с.4. Касаточкин В.И., Ларина Н.К. Строение и свойства при-родных углей. – М.: Недра, 1975. – 159 с.5. Конторович А.Э. Геохимические методы количественногопрогноза нефтегазоносности. – М.: Недра, 1976. – 250 с.6. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы оценки гене-рации углеводородов в нефтепродуцирующих породах. –М.: Недра, 1983. – 221 с.7. Краткий справочник физико-химических величин/Н.М. Барон и др. – Л.: Химия, 1972. – 200 с.8. Мельник Ю.П. Термодинамические свойства газов в усло-виях глубинного петрогенеза. – Киев: Наукова Думка, 1978. –151 с.9. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Зеличенко И.А. и др. Нефте-образование в отложениях доманикового типа. – Л.: Недра,1986. – 247 с.10. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакоп-ления. – М.: Недра, 1987. – 232 с.11. Петрология органических веществ в геологии горючихископаемых/И.И. Аммосов, В.И. Горшков, Н.П. Гречишни-ков и др. – М.: Наука, 1987. – 333 с.12. Тиссо Б, Вельте Д. Образование распространение нефтей. –М.: Мир, 1981. – 499 с.13. Усенбаева К., Сарыралиев К. Теплоемкость ископаемыхуглей и термодинамика углеобразовательного процесса. –Фрунзе: Илим, 1990. – 240 с.14. Чекалюк Э.Б. Термодинамические основы теории мине-рального происхождения нефти. – Киев: Наукова Думка,1971. - 255 с.

Рис. 3. Энергия Гиббса преобразования 1 кг торфа вбурые угли градации Б3 для различных значений оста−точного коэффициента q

Рис. 4. Кумулятивный график тепловыделениятрансформации 1 кг торфа в графит при сред−них значениях коэффициента q

Численность сотрудников института составляет около 350 человек, среди них 6кандидатов наук и 5 аспирантов.

Основными заказчиками института являются предприятия, входящие в структуруОАО «НК «Роснефть» - ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (СМНГ), ЗАО «РН-Шельф-Дальний Восток». Ведется активное сотрудничество с иностранными партнерами: Sak-halin Energy Investment Company LTD; ExxonMobil; Schlumberger, Fluor Daniel Eurasia, Inc.

В активе ООО «РН-СахалинНИПИморнефть» научно-проектное сопровожде-ние открытия и разведки сахалинских шельфовых месторождений, разработкаПрограммы газификации Сахалинской области, Хабаровского и Приморскогокраев, реализация которой успешно осуществляется в настоящее время.

Ключевыми проектами в 2008 г. для ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» явилисьобустройство месторождения Одопту-море (Северный купол) с системой поддер-жания пластового давления, нефтепровод Гиляко – Абунан – врезка в нефтепроводЭхаби – Тунгор, очистные сооружения на месторождениях Центральная Оха и Ка-тангли. К празднованию 80-летия СМНГ подготовлены проекты малоэтажной за-стройки и строительства спортивно-оздоровительных комплексов с бассейном врайонных центрах Оха и Ноглики.

За 2007-2008 гг. в ООО «РН-Саха лин НИПИ мор нефть» выполнена и защищенапроектно-технологическая документация по 14 месторождениям Сахалина, в томчисле на Центральной комиссии по разработке защищен проект разработки место-рождения высоковязкой нефти Катангли с применением паротеплового воздействия.

В 2008 г. ООО «РН-СахалинНИПИморнефть» первым на Дальнем Востоке запу-стил в промышленную эксплуатацию комплекс по исследованию свойств углеводоро-дов в пластовых условиях (PVT), произведенный в Лаборатории DBR компанииSchlumberger. Результаты исследований помогут ученым принимать более обоснован-ные и эффективные решения в области разработки месторождений.

ООО «РН−САХАЛИННИПИМОРНЕФТЬ»

693000, Южно−Сахалинск, ул. Амурская, 53

Тел.: (4242) 499−048; факс: (4242) 499−024

E−mail: [email protected]

В ООО "РН−СахалинНИПИморнефть"стало уже хорошей традицией в День Нефтяника посвящать

недавних выпускников вузов в молодые специалисты и проводить символическое

"помазание" нефтью

Генеральныйдиректор Юрий ВасильевичЩукин

ООО «РН-СахалинНИПИморнефть» уже более 60 лет занимает лидирующее положение среди научно-проектныхорганизаций Дальнего Востока. Как комплексный отраслевой институт он решает задачи по:

• обоснованию перспективных нефтегазоносных участков;• поиску, разведке и разработке нефтяных, газовых и угольных месторождений;• проектированию гражданских и промышленных объектов;• обустройству месторождений и систем магистрального транспорта;• лабораторным исследованиям горных пород и флюидов;• анализу вредных и загрязняющих факторов внешней среды.

Будущее института связано с развитием работ как на шельфе Сахалина и Дальневосточных морей, так и на участкахарктического шельфа и в пределах морей юга России. Решением ОАО «НК «Роснефть» ООО «РН-СахалинНИПИмор-нефть» оп ре делен как базовый центр научно-проектного сопровождения шельфовых проектов компании. Это свиде-тельствует о признании заслуг и достижений института и повышает ответственность перед ОАО «НК «Роснефть» за об-основанность и качество проектных решений.



ВведениеВосточно-Одоптинская зона возможного нефте-

газонакопления объединяет группу структурныхловушек одноименной антиклинальной зоны,выделяемой на южном погружении Шмидтовско-го поднятия (рис. 1).

Большое значение для положительной оценкинефтегазового потенциала Восточно-Одоптин-ской зоны имели исследования ОАО «Дальмор-нефтегеофизика» (1990-2005 гг.) по изучениюобстановок осадконакопления на шельфе северо-восточного Сахалина, показавшие распростране-ние потенциальных резервуаров в отложенияхконусов выноса в плиоцен-миоценовых отложе-ниях зоны.

В статье изложены результаты исследованийООО «РН-СахалинНИПИморнефть», выполнен-ных с целью обоснования нефтегазоносных объ-ектов в пределах Восточно-Одоптинской зонывозможного нефтегазонакопления на шельфесеверо-восточного Сахалина и оценки их значи-мости для наращивания ресурсной базы ОАО«НК «Роснефть» в этом регионе.

Методика исследованийОбоснование нефтегазопоисковых объектов на

лицензионном участке предполагает выделениеперспективных ловушек, условия нефтегазонос-ности которых позволяют оценить их как потен-циальные крупные месторождения нефти и газа,коммерчески рентабельные для освоения. Анализэтих условий включает оценку аккумуляционногопотенциала ловушек, генерационных возможно-стей очага нефтегазообразования (области пита-ния) и пространственно-временных связей между

этими элементами [1]. Аккумуляционный потен-циал ловушки определяется присутствием в ееразрезе резервуарного комплекса, его толщиной икачеством (тип резервуара и уровень катагенети-ческой преобразованности слагающих его пород).

Нефтегазопоисковые объекты Восточно−Одоптинской зоны возможногонефтегазонакопления на шельфе Северо−Восточного Сахалина

Э.Г. Коблов, Н.А. Налимова, Т.Н. Сергиенко, М.В. Ромашов (ООО «РН−СахалинНИПИморнефть»)

УДК 553.98(2/.9) © Коллектив авторов, 2009

Рис. 1. Обзорная схема Восточно−Одоптинской зоны:1 – береговая линия; 2 – изобата, м; 3 – граница Шмидтов−ского поднятия; 4 – антиклинальные зоны; 5 – мегасинкли−нали, синклинали; 6 – региональный разлом; 7 – линия лито−логического замещения продуктивных горизонтов; 8 – кон−туры структурных и структурно−литологических ловушек; 9,10 – месторождения соответственно газа и нефти; 11, 12 –лицензионные участки соответственно распределенного инераспределенного фонда



В условиях района исследований (шельф за пре-делами участка, изученного скважинами) выделе-ние и оценка литологического типа резервуараосновываются главным образом на результатахсейсмостратиграфического анализа, построении впрофильном сечении модели последовательнойсмены обстановок осадконакопления и литофа-ций от изученного разреза к прогнозируемому.

Реконструкция уровня катагенетической пре-образованности пород и органического веществавыполнена по оценкам глубины максимальногопогружения осадков, исходя из результатов ско-ростного анализа [2]. Для оценки параметровнефтегазогенерационных комплексов, их продук-тивности и эффективности миграционных про-цессов использовано компьютерное 2D-модели-рование в программном комплексе Temis Suite.

Региональные условия нефтегазоносностиВосточно-Одоптинской зоны

Шмидтовское поднятие занимает благопри-ятную нефтегеологическую позицию, располага-ясь на стыке двух промышленно нефтегазоносныхбассейнов: Северо-Сахалинского и Дерюгинского.На западе оно граничит с основными очагаминефтегазогенерации Северо-Сахалинского нефте-газоносного бассейна – Пильтунской и Чайвин-ской синклинальными зонами, к востоку от под-нятия расположены мощные очаги нефтегазогене-рации в депоцентрах Дерюгинского прогиба имегасинклиналей Восточно-Сахалинской моно-клинальной зоны. Общая толщина олигоцен-нео-геновых отложений в Северо-Сахалинском бас-сейне достигает 10-11 км. Выделяются две основ-ные нефтегазоматеринские толщи: средне-верхне-миоценовая и верхнеолигоцен-нижнемиоценовая.Первая толща представлена разнофациальнымиобразованиями: от лагунно-континентальныхглин, аргиллитов в западной части бассейна доморских глин, аргиллитов, кремнистых аргилли-тов на востоке. Соответственно изменяется типорганического вещества: на западе в его составепреобладают гумусовые компоненты, к востокуувеличивается доля сапропелевых форм. Его мак-симальная концентрация Сорг = 1-2,5 % отмечает-ся в восточной части бассейна, к западу Сорг сни-жается до 0,5-0,8 %. Материнские породы в разре-зе толщи обычно присутствуют в виде пластов ипачек, переслаивающихся с пластами коллекторов.Суммарная толщина нефтематеринских породдостигает 3000 м в Пильтун-Чайвинском очагенефтегазообразования.

Верхнеолигоцен-нижнемиоценовая нефтегазо-материнская толща представлена комплексомморских глинисто-кремнистых образованийуйнинского и даехуриинского горизонтов. Подчи-ненное место занимают материнские породыдагинского горизонта: прибрежно-морские илагунно-континентальные глины, аргиллиты.Суммарная толщина нефтематеринских пород вЧайвинской синклинальной зоне достигает3000 м. Содержание органического вещества впородах уйнинского и даехуриинского горизонтовв восточной части бассейна достигает 1,5-1,8 %, востальных районах изменяется в пределах 0,6-0,9 %. Тип органического вещества смешанный созначительной долей или преобладанием сапропе-левых форм.

Дерюгинский бассейн представлен олигоцен-четвертичной толщей максимальной толщинойдо 12 км. В разрезе преобладают глубоководныеморские кремнисто-терригенные отложения,обладающие высоким нефтегазогенерационнымпотенциалом. Распространение коллекторовограничено. На большей части площади бассейнапрактически весь разрез, за исключением верхнейслабо литифицированной части четвертичногокомплекса, представляет потенциальную нефтега-зоматеринскую толщу. Материнскими породами восновном являются глинистые и глинисто-крем-нистые литотипы с органическим веществом сме-шанного или преобладающе сапропелевого типа.В ограниченных количествах присутствуют кар-бонатные породы. В породах западного присаха-линского борта бассейна Сорг=0,8-2 %.

Разрез Восточно-Одоптинской зоны сложенотложениями олигоцен-неогенового возраста, вкоторых выделяются структурно-стратиграфиче-ские комплексы: мачигарско-даехуриинский(олигоцен), уйнинско-дагинский (нижний – сред-ний миоцен), окобыкайско-нижненутовский(средний – верхний миоцен), верхненутовский(верхний миоцен – нижний плиоцен), помырский(верхний плиоцен). В разрезе восточного крылазоны появляются плейстоценовые осадки дерю-гинского комплекса. Фундамент представленпозднемезозойским комплексом габбро-гиперба-зитов.

Общий тренд распространения резервуарныхкомплексов и изменения их качества одинаков длявсех стратиграфических горизонтов нефтегазо-перспективной толщи (от верхненутовского додагинско-уйнинского). С запада на восток наблю-дается последовательная смена обстановок осадко-



накопления (рис. 2) от осадков преимущественновнутреннего шельфа (Одоптинская зона) до пре-обладания осадков внешнего шельфа, склона и днабассейна (Восточно-Одоптинская зона). В разрезепоследней распространены турбидитные резервуа-ры, связанные с осадками конусов выноса.

Промышленно нефтегазоносным является ниж-ненутовский резервуарный комплекс, представ-ленный переслаиванием песчаных и глинистыхпластов (песчанистость 15-45 %), сформировав-шихся в обстановках внутреннего и внешнегошельфов. В разрезе Восточно-Одоптинской зоныкомплекс существенно глинизируется и представ-лен преимущественно глинистыми литофациямивнешнего шельфа и склона или турбидитнымиосадками конуса выноса с резко подчиненнымсодержанием песчаных пород.

Верхненутовский горизонт, представленный вразрезе Одоптинской зоны переслаиванием песча-ных и глинистых пород, так же как и нижненутов-ский, заметно глинизируется в восточном направ-

лении, но по результатам сейсмофациального ана-лиза сохраняет в разрезе Восточно-Одоптинскойзоны характер комплекса переслаивания коллек-торов и флюидоупоров. Комплекс перспективенна погруженных структурах Восточно-Одоптин-ской зоны (Лозинская, Баутинская), где уровенькатагенетической преобразованности пород-флюидоупоров определяет их удовлетворитель-ные и хорошие экранирующие свойства.

Отложения окобыкайского горизонта перспек-тивны в северной части зоны, где в его разрезе поданным сейсморазведки присутствуют осадкиконусов выноса (Восточно-Одоптинская и Лозин-ская структуры).

В отложениях дагинского горизонта распростра-нение поровых резервуаров, по данным сейсмо-разведки, прогнозируется в осадках конусов выно-са в центральной части зоны (от южных блоковВосточно-Одоптинской структуры до Баутинскойплощади). Вне области этих конусов горизонтпредставлен глинисто-кремнистыми породами и

Рис. 2. Литолого−стратиграфический разрез по сейсмопрофилю 1276−10:1 – точки пересечения профиля с другими профилями; 2 – амплитуды инверсии разреза; 3 – глубина моря; 4 – разрывныенарушения; 5 – скважины; 6 – сейсмические горизонты; обстановки осадконакопления: 7 – прибрежно−морские и мелковод−но−морские внутреннего шельфа; 8 – внешнего шельфа; 9 – внешнего шельфа, склона и дна бассейна (неоген); 10 – внеш−него шельфа, склона и дна бассейна (глинисто−кремнистый комплекс); 11 – каналов и конусов выноса; литологическийсостав (доля песчаных пород): 12 – преимущественно песчаный (75 %); 13 – глинисто−песчаный (60 %); 14 – глинисто−пес−чаный, песчано−глинистый (45 %); 15 – песчано−глинистый (30 %); 16 – песчано−глинистый (15 %); 17 – преимущественноглинистый с прослоями песчаников (5 %); 18 – глинистый с прослоями кремнистых пород; 19 – глинисто−кремнистый



вместе с даехуриинским горизонтом образует гли-нисто-кремнистый трещинно-поровый (порово-трещинный) резервуар. Распространение послед-него в мезозойском фундаменте связывается ссерпентинизированными массивами ультраоснов-ных пород [3]. В сочетании с перекрывающимглинисто-кремнистым пильско-даехуриинскимкомплексом резервуар образует структурно-стра-тиграфические ловушки, залегающие на глубинахот 2-3 км (Восточно-Одоптинская, Лозинскаяструктуры) до 4 км (Южно-Лозинская, Баутин-ская структуры).

Моделирование углеводородных систем2D-моделирование процесса формирования

нефтяных систем Восточно-Одоптинской зонывыполнено с помощью программного комплексаTemis Suite в профильном варианте. Литологиче-ская модель (рис. 3, а) построена на основаниилитолого-стратиграфического разреза по сейсмо-профилю 1276-10 (см. рис. 2). Оценка геотермиче-ского режима бассейна (см. рис. 3, б) проводиласьна основе карты теплового потока Охотского моряи характеристик земной коры Охотоморскогорегиона, обобщенных в работе [4]. Толщина зем-ной коры в районе исследования составляет около30 км, плотность пород фундамента изменяется от2,68 до 2,95 г/см3.

Нефтематеринские породы присутствуют в каж-дом структурно-стратиграфическом комплексеосадочной толщи Охотоморского региона. Мате-ринским породам был присвоен II тип керогена избиблиотеки программного пакета Temis Suite созначением генерационного потенциала керогена5,66 мг УВ/г породы. Модальные значения Сорг длянефтематеринских пород мачигарско-даехуриин-ского и дагинского комплексов приняты равными0,78 %, окобыкайского – 1,31 %, нижненутовскогоподгоризонта – 0,86 %, верхненутовского подго-ризонта – 0,58 %.

Процессы генерации нефти в очагах нефтегазоге-нерации, связанных с Восточно-Одоптинскойзоной нефтегазонакопления, начались на рубежераннего и среднего миоцена в дагинско-даехуриин-ской нефтегазоматеринской толще. В серединепозднего миоцена к этому процессу подключилисьнефтематеринские породы окобыкайско-нижнену-товской толщи. К настоящему времени нефтемате-ринские породы даехуриинско-дагинской и боль-шей части окобыкайско-нижненутовской толщисчерпали свой потенциал (коэффициент транс-формации составляет 95-99 %) (см. рис. 3, в). Верх-

няя часть нижненутовских отложений все ещенаходится в зоне «нефтяного окна» (коэффициенттрансформации равен 50 %), а самые погруженныепороды продолжают генерировать газ (коэффици-ент трансформации равен 84 %). Удельная плот-ность генерации на единицу площади нефтегазо-материнского комплекса изменяется от 3,5-3,75т/м2 для даехуриинского и нижненутовского ком-плексов до 4,28 и 9,12 т/м2 соответственно длядагинского и окобыкайского комплексов.

Модель миграции углеводородов предполагаетзаполнение ловушек преимущественно за счетвертикальной миграции в период времени от6,7 млн. лет назад (дагинский резервуарный ком-плекс) до 2,75-3,1 млн. лет назад (нижненутов-ский резервуарный комплекс) и 0,6-0,9 млн. летназад (верхненутовский резервуарный комплекс).Полученные оценки насыщения углеводородамиобъемов потенциальных ловушек (см. рис. 3, г)свидетельствуют о возможности формированияпромышленных скоплений углеводородов вдагинском комплексе (повышенные значениянасыщения углеводородами до 50 % и плотностиих ресурсов до 15-20 т/м2) и повышенных рискахэтого процесса в верхненутовском комплексе,связанных с поздними формированием ловушкии началом ее заполнения мигрирующими углево-дородами (насыщение углеводородами не превы-шает 14 %, плотность их ресурсов составляет 5,4-7 т/м2).

Нефтегазопоисковые объектыВосточно-Одоптинская антиклинальная зона

генетически связана с формированием системывзбросо-надвигов Восточно-Сахалинского разлома.Зона протягивается в северо-западном направлениина 150 км при ширине 12-15 км. Сейсморазведочны-ми работами 2D в ее пределах выявлена группаантиклинальных складок различных размеров. Судяпо характеру и направленности изменения ампли-туд ловушек (уменьшение снизу вверх по стратигра-фическому разрезу), структуры формировались занесколько этапов, завершающих процессы верхне-дагинского, нижненутовского и верхненутовскогоосадконакопления. Часть структур: Шивчибинская,Осенгинская, Южно-Осенгинская – относятся кпогребенным, остальные имеют сквозной характери прослеживаются по всему разрезу от фундаментадо плиоценовых осадков. По площади потенциаль-ных ловушек выделяются четыре структуры: Вос-точно-Одоптинская, Лозинская, Баутинская, Шив-чибинская, – с которыми могут быть связаны пер-спективы открытия крупных месторождений.



Рис. 3. Результаты моделирования углеводородных систем по сейсмопрофилю 1276−10:модель: а – литологическая; б – температурного режима; в – распределения коэффициента трансформации нефтематерин−ских пород; г – насыщения углеводородами на современном этапе развития бассейна



Восточно-Одоптинская брахиантиклинальнаяскладка является наиболее крупной структуройзоны. Она расположена в 23 км от берега острована глубине моря 54 м. Протяженность складки –25-30 км, ширина – 6-10 км, амплитуда ловушкиизменяется от 900 м (кровля дагинского горизон-та) до 500 м (кровля нижненутовского горизонта),площадь ловушки составляет 150-208 км2.Поперечными и диагональными сбросами струк-тура разбита на изолированные блоки. Основныеперспективные комплексы – верхняя часть ниж-ненутовского горизонта и окобыкайско-дагин-ский комплекс. Глубина залегания комплексовсоставляет соответственно 0,65-1,5 и 0,975-1,55 км. Нижненутовский комплекс толщиной250 м сформирован в обстановках внешнегошельфа и склона, интерпретируется как песчано-глинистый литотип с преобладанием глинистыхпород (песчанистость равна 15-30 %). Окобыкай-ско-дагинский комплекс такой же толщины пред-ставлен отложениями конусов выноса. Комплексинтерпретируется как пачка переслаивания песча-ных и глинистых пластов (песчанистость равна45 %). Геофизические признаки нефтегазоносно-сти в отложениях комплексов представленыамплитудными и скоростными (провисание осейсинфазности) аномалиями.

К перспективным относится также комплекспород фундамента, в котором предполагается при-сутствие каверново-трещинного резервуара в сер-пентинизированных массивах ультраосновныхпород [3].

Лозинская брахиантиклинальная складка располо-жена в 32 км от берега острова на глубине моря 75 м.Складка простирается в северо-западном направле-нии на 19 км при максимальной ширине 6-8 км.Амплитуда ловушки изменяется от 700 м в дагин-ско-уйнинском комплексе до 300 м в отложенияхверхненутовского горизонта, площадь ловушкиравна 84 км2. В отложениях нижненутовского иболее древних горизонтов складка осложнена раз-рывами (взбросами, сбросами, сдвигами) различнойориентировки. Основные перспективные горизон-ты – верхненутовский и дагинский резервуарныекомплексы. Верхненутовский комплекс сформиро-вался в обстановках внешнего шельфа и интерпре-тируется как песчано-глинистый с песчанистостьюдо 30 %. Его толщина составляет около 300 м, глуби-на залегания в своде складки – 875-1175 м. В отложе-ниях комплекса и всего нижележащего разреза,включая кровельную часть фундамента, наблюдает-ся зона вертикальной миграции газа.

Дагинский резервуарный комплекс массивно-пластового типа представлен отложениями конусавыноса предположительно песчано-глинистого,глинисто-песчаного составов (песчанистостьравна 45 %). Глубина залегания комплекса в сводескладки – 2700-3225 м, максимальная толщина –525 м. На временных разрезах в сводовой частискладки в объеме комплекса наблюдаются геофи-зические признаки нефтегазоносности: горизон-тальные отражения и амплитудные аномалиитипа «плоское пятно».

Сравнительно невысоко оцениваются перспекти-вы нефтегазоносности нижненутовского и нижне-нутовско-окобыкайского комплексов, сформиро-ванных в обстановках соответственно склоновыхшлейфов, каналов конусов выноса и представлен-ных преимущественно глинистыми осадками средкими пластами и прослоями песчано-алеврито-вых пород (песчанистость равна 5-15 %). Комплекссерпентизированных ультраосновных пород фун-дамента перспективен для поиска структурно-стратиграфических залежей в каверново-трещин-ном резервуаре.

Шивчибинская погребенная антиклинальная склад-ка расположена в 44 км от берега острова на глубинеморя 95 м. Складка представлена куполовиднойструктурой размером 15,5×11,5 км в отложенияхокобыкайско-дагинского горизонта и фундамента.Площадь ловушки составляет 115 км2, амплитуда –350 м. Перспективный горизонт – массивно-пласто-вый резервуарный комплекс дагинского горизонта,представленный глинисто-песчаными осадкамиконуса выноса (песчанистость равна 60 %). Толщинакомплекса в своде структуры – 230 м, глубина зале-гания – 3370-3600 м. В отложениях комплекса внут-ри контура ловушки наблюдаются сильные ампли-тудные аномалии.

Баутинская брахиантиклинальная складка распо-ложена в 50 км от берега острова на глубине моряоколо 75 м. Структура слабо нарушена разрывами,имеет двухкупольное строение и простирается всубмеридиональном направлении на 25 км приширине около 4 км, площадь ловушки – 74 км2.Амплитуда ловушки максимальна (400 м) по отло-жениям дагинского горизонта, выше по разрезу сни-жается до 150 м (верхненутовский горизонт).Основные перспективные горизонты – верхнену-товский и дагинский, второстепенные – нижнену-товский и окобыкайский. Верхненутовский резер-вуарный комплекс (глубина залегания 1375-2150 м)представлен песчано-глинистой (песчанистостьсоставляет 15-30 %) толщей осадков конуса выноса.



Дагинский резервуарный комплекс по результа-там исследований авторов (2008 г.) представленосадками конуса выноса, сформировавшегося принизком уровне стояния воды, и, судя по сейсмоза-писи, имеет глинисто-песчаный состав (песчани-стость составляет 60 %). В своде южного куполакомплекс залегает на глубине 3675-4000 м. Онхорошо выделяется на временных разрезах попоперечным сейсмопрофилям (рис. 4), в западнойчасти которых представлен клинообразным окон-чанием фановой лопасти, налегающей на размы-тую поверхность подстилающих отложений. Типловушки – структурный с литолого-стратиграфи-ческим ограничением.

Нижненутовский и окобыкайский резервуарные

комплексы толщиной соответственно700 и 100 м представлены песчано-глинистыми отложениями каналов иконусов выноса (песчанистость равна15-30 %). Предполагаемый тип зале-жей – структурный и структурно-литологический.

По всему разрезу, от дагинскогорезервуарного комплекса до базаль-ной пачки помырского горизонта,наблюдаются геофизические призна-ки нефтегазоносности (см. рис. 4):зона вертикальной миграции газа;скоростные аномалии с провисаниемосей синфазности в сводовой частиловушки (признаки газовых залежейили газовых шапок); амплитудныеаномалии со структурным контролемв области ловушки, окаймляющейприсводовую зону скоростных анома-лий (признаки присутствия нефтяныхоторочек).

ЗаключениеПо рассмотренным условиям нефте-

газоносности вышеописанные струк-туры перспективны для поисков сред-них и крупных газоконденсатнонеф-тяных и газоконденсатных месторож-дений. Оценки с учетом геологическихрисков суммарного нефтегазовогопотенциала выделенных ловушек сви-детельствуют о возможности созда-ния на их основе нового центра неф-тегазодобычи.

Рис. 4. Схема размещения прогнозируемых залежей нефти и газа на Бау−тинской площади:1 – сейсмические профили; 2 – изогипсы (сечение 50 м); 3 – изобаты; 4 – раз−рывные нарушения; 5 – граница распространения отложений конуса выноса;6 – контур ловушки; 7 – области газовой шапки (а), нефтяной оторочки (б);8 – отложения конуса выноса в дагинском горизонте; 9 – зона миграции газа;10 – скоростные аномалии – провисание осей синфазности; 11 – сейсмическиегоризонты


1. Коблов Э.Г., Ткачева Н.А. Система ресурсно-геологических оце-нок морских объектов детального прогноза. В сб. Теория и прак-тика нефтегеологического прогноза. – СПб.: ВНИГРИ, 2008. –С. 55-76.2. Литолого-петрофизические критерии нефтегазоносности/В.Г. Варнавский, Э.Г. Коблов, Р.Л. Буценко и др. – М.: Наука, 1990. –270 с.3. Новое перспективное направление нефтегазопоисковых работна шельфе Сахалина / М.В. Толкачев, В.М. Закальский, Э.Г. Коб -лов и др. //Разведка и охрана недр. – 1998. – №12. – С. 5-9.4. Тектоническое районирование и углеводородный потенциалОхотского моря /О.В. Веселов, Е.В. Грецкая, А.Я. Ильев и др.Отв.ред. К.Ф. Сергеев. – М.: Наука, 2006. – 130 с.

Численность сотрудников института составляет 579 человек, из них 76 имеют ученуюстепень.

С 1991 г. сотрудники института выполнили и защитили в органах государственногонадзора более 80 работ (подсчеты запасов, ТЭО КИН, проектно-техническая документа-ция на разработку месторождений), в том числе по крупнейшим и уникальным место-рождениям, таким как Приобское, Ванкорское, Мамонтовское и др. К достижениям погеологии за 2008 г. относятся защита в ГКЗ подсчетов запасов и ТЭО КИН по Ванкорско-му, Приразломному, Угутскому и другим месторождениям.

Регионами ответственности института в области проектирования разработки являютсядочерние общества ОАО «НК «Роснефть»: ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнеф-тегаз», ООО «РН-Северная нефть». В настоящее время институт выполняет научно-техни-ческое сопровождение по ключевым месторождениям, обеспечивающим 62 % добычи ком-пании.

Повышению эффективности проектирования способствуют наличие и развитиеЦентров Компетенции по шести основным направлениям.

Отличительной чертой деятельности ООО «РН-УфаНИПИнефть» является работа попроектному принципу в единой информационной среде. Стандартизация процесса под-готовки проектно-технической документации достигается за счет использования создан-ной в институте корпоративной линейки моделирования – пакета современных высоко-эффективных специализированных программ, официально зарегистрированных Роспа-тентом. Пакет BOS совместим с программным комплексом для мониторинга и анализаданных геологии и добычи – ПК «ГиД» (Геология и Добыча). Специалистами институтасоздана единая комплексная база нефтепромысловых данных по месторождениям по ре-гионам ответственности института.

Разработки института в области инжиниринга и технологий добычи нефти широкоиспользуются дочерними обществами компании при реализации проектов в области об-работок призабойных зон скважин, предупреждения осложнений при добыче нефти (от-ложения солей, АСПО, защита скважинного и наземного оборудования). С применениемфизического и математического моделирования разботана модель дизайна проведениябольшеобъемных кислотных обработок для стимуляции скважин в карбонатных отложе-ниях с учетом свойств кислотных композиций и коллекторов. В 2008 г. успешно испыта-ны и внедрены собственные разработки в области глушения скважин с контролем погло-щения в условиях аномально высоких пластовых давлений, не уступающие по эффектив-ности лучшим зарубежным аналогам. Систематизирована информация по свойствамкоммерческих материалов для проведения ремонтно-изоляционных работ на основаниичего составлены алгоритмы выбора технологий, материалов и режимов проведения РИР.Активно ведутся работы по созданию центра нефтепромысловой химии ООО «РН-Уфа-НИПИнефть», по разработке собственной линейки реагентов ОАО «НК «Роснефть».

В институте разработана и внедрена «Система контроля выполнения решений»(СКВР) - эффективное средство управления организацией.

К 2011 г. планируется повышение производительности труда института на 120 % засчет неуклонного снижения удельных трудозатрат, развития перспективных технологийна базе центров компетенции.

ООО «РН−УФАНИПИНЕФТЬ»

450078, РФ, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2

Тел.: (3472) 936−010; факс: (3472) 286−514


Генеральныйдиректор Альберт РифовичЛатыпов

Корпоративный институт ООО «РН-УфаНИПИнефть», созданный в 1991 г., является высокотехнологичной дина-мично развивающейся организацией с мощной ресурсной базой и большим научно-техническим потенциалом. Ин-ститут - многопрофильное предприятие, осуществляющее полный комплекс услуг в области нефтедобычи: от обра-ботки первичного геолого-промыслового материала до сдачи заказчику проектной документации (на разработку ме-сторождений и их обустройство) и мониторинга проектных решений, при постоянном авторском научно-техниче-ском сопровождении внедряемых технологий.

23


ВведениеПеред нефтяными компаниями во всем мире

стоят общие проблемы, такие как падающая добыча,рост издержек, усложнение географических условийдобычи нефти, ухудшение качества запасов углево-дородов, нехватка опытного персонала и высокаястепень неопределенности данных, используемыхдля принятия решений.

Одним из путей решения этих проблем являетсявнедрение новых техники и технологий, в том числеавтоматизация и информатизация производствен-ных процессов. В НК «Роснефть» данному направле-нию развития уделяется большое внимание. В статьерассматривается «удаленный мониторинг» добы-вающих скважин – подход, разрабатываемый в рам-ках проекта «Создание Центра удаленного монито-ринга на платформе Rosneft-WellView СистемыНовых Технологий (СНТ) НК «Роснефть». Описановидение систем «удаленного мониторинга» в струк-туре добывающей компании. Предложен способклассификации подобных систем. Обсуждаются

текущие достижения и перспективы дальнейшегоразвития систем удаленного мониторинга в НК«Роснефть».

Подходы к организации систем мониторингав мире

Анализ мирового опыта создания систем удален-ного мониторинга (табл. 1) показывает, что можновыделить пять уровней «идеальной» системы мони-торинга, начиная с уровня сбора и передачи инфор-мации о работе оборудования и заканчивания уров-нем оптимизации разработки месторождений.«Идеальная» система мониторинга из пяти уровнейпредставлена в виде пирамиды на рис. 1. Рассмотримуровни системы мониторинга скважин, оснащен-ных установками электроцентробежных насосов(УЭЦН) более подробно.

Уровень 1 обеспечивает сбор поточных данных состанций управления УЭЦН и из других источникови передачу их по каналу связи на контрольныйпункт. Системы телеметрии, реализующие функ-

Удаленный мониторинг механизированногофонда скважин в ОАО «НК «Роснефть»

А.С. Малышев, А.А. Пашали (ОАО «НК «Роснефть»),С.Е. Здольник (ООО «РН−Юганскнефтегаз»),

М.Г. Волков (ООО «РН−УфаНИПИнефть»)

УДК 681.518:622.276.5.05 © Коллектив авторов, 2009

Таблица 1

Компания Системы мониторинга (текущая ситуация)

Exxon Mobil О существовании работающих систем мониторинга в компании не известно. Cледят за достижениями других компаний в этой области. Главная проблема – невозможность обосновать пользу от применения.

Statoil/ Hydro

На оффшорных проектах все платформы имеют систему передачи данных в центры на материке. Существуют два Центра удаленного мониторинга (ЦУМ) с привлечением мультидисциплинарной команды.

BP Запущен проект Field of the Future с 2006 по 2009 г. в Норвегии. В настоящее время проведены подготовительные фундаментальные исследования. Работающих центров мониторинга нет.

Shell Технология Smart Field развивается очень быстро, включает систему измерений, мониторинга и контроля показателей работы скважины. Рост добычи составил 10 %, коэффициент извлечения нефти (КИН) увеличился на 8 %. К 2011 г. планируется контролировать 50 % добычи, к 2016 г. – 100 %

Conoco Phillips

Более 1500 скважин подключено к системе мониторинга. Существует центр оперативной поддержки. Центр окупился более чем 15 раз

Chevron Развивает проект i-field, уже существует на девяти месторождениях, налажена система сбора данных, мониторинга и управления в режиме реального времени. Имеет девять партнеров, таких как Майкрософт, Шлюмберже и др. Разработана методика предупреждения аварий по ранним признакам неполадок.

«Роснефть» Реализован пилотный проект Rosneft-Wellview – 44 скважины в системе, испытания показали прирост добычи 3-5 % и сокращение времени простоя при авариях.

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»



циональность уровня, в течение ряда лет исполь-зуются в компании и доказали свою эффективностьдля оперативного управления месторождением.Однако часто для принятия решений используетсятолько 20 % данных.

Уровень 2 обеспечивает консолидацию данных изразличных источников (баз данных (БД) программ-ных комплексов (ПК), используемых в дочернихобществах), подготовку отчетов на основе данных,их визуальное представление, например, формиро-вание профилей добычи. Системы формированияотчетности также получили широкое распростране-ние. Часто для решения «узкой» задачи создаетсясвоя система формирования отчетов, что приводитк большому числу подобных систем, проблемам с ихтиражированием и стандартизацией.

Уровень 3 обеспечивает обработку данных, направ-ленную на выявление внештатных ситуаций и откло-нений от нормальной работы оборудования и сква-жины. Средства этого уровня позволяют выявить илокализовать проблемные скважины и сконсолиди-ровать необходимые данные для их анализа. Такиесистемы менее распространены. Обычно подобныйанализ проводится вручную с использованием про-граммы Excel. Это вызвано тем, что для выявленияпроблем требуется эксперт, осуществляющий сборданных из различных источников и принимающийрешение о наличии проблемы, ее важности и необхо-димости реагирования на нее. Лучшие системымониторинга содержат элементы, помогающие экс-пертам выделять проблемные скважины.

Уровень 4 обеспечивает анализ работы не толькооборудования, но и скважины вместе с пластом,направленный на оптимизацию работы скважины,например, на достижение потенциала добычинефти. Его проведение требует привлечения широ-кого набора данных не только о работе оборудова-ния, но и об исследованиях скважины. Этот уровень

реализуется с привлечением экспертов и мультидис-циплинарных групп (Center of Excellence и др.) инезначительно автоматизирован (используются спе-циальные программы для анализа работы скважи-ны и оборудования, не связанные с системами ниж-него уровня).

Уровень 5 обеспечивает комплексный анализ фак-торов, влияющих на работу месторождения. Опти-мизация месторождений в режиме реального време-ни, даже с использованием систем мониторинга, –сложная инженерная задача. Средства для работы наданном уровне еще только разрабатываются в раз-личных компаниях. В большинстве случаев такойанализ выполняется при составлении проектныхдокументов и его проведение требует значительныхзатрат времени и ресурсов.

Лучшие мировые системы (LOWIS [1], ESP Watcher[2]) в автоматизированном режиме обеспечиваютрешение задач первого, второго и частично третьегоуровней. Для решения задач более высокого уровняпривлекаются проектные группы.

В ОАО «НК «Роснефть» для сбора и анализа данныхсуществует несколько программных комплексов, ичасто области их применения пересекаются. Напри-мер, анализ данных о добыче нефти осуществляется вПК «РН-Добыча», который позволяет накапливатьданные о работе скважин, необходимые для форми-рования месячных отчетов по добыче нефти. Системаактивно используется для планирования проведениямероприятий в скважинах. В роли диспетчерскойсистемы выступает ПК «ЦДС», имеющий большоечисло модулей для решения разных задач по контро-лю добычи нефти. Потоковые данные о работе обору-дования (токи, давление с датчиков телеметрии) хра-нятся в виде файловых архивов. ПК «ЭПОС» являет-ся системой учета скважинного оборудования и хра-нения результатов разборов оборудования, вышедше-го из строя при эксплуатации.

Для проведения качественного анализа работыскважины, оборудованной УЭЦН, требуются дан-ные из всех перечисленных источников. Это делаетзадачу автоматизации мониторинга ЭЦН неизмери-мо сложной и требует значительных трудозатратэкспертов для сбора и анализа скважинных данных,а также перехода к диагностике проблем и оптими-зации добычи нефти. В результате дело до решенияпроблемы оптимизации разработки на основе дан-ных о работе оборудования зачастую не доходит.

В связи с отмеченным в ОАО «НК «Роснефть» врамках проекта СНТ была поставлена задача орга-низации системного подхода к созданию идеальнойсистемы мониторинга работы скважин. В настоящее

Рис. 1. «Идеальная» система мониторинга



время создана система, охватывающая первые триуровня. В ходе реализации проекта подтверждено,что даже такая система эффективна.

Контроль работы скважин в системе Rosneft-WellView

В 2007 г. в рамках выполнения проекта «Созданиесистемы удаленного мониторинга Rosneft-WellViewбыл разработан ПК Rosneft-WellView (рис. 2). Дан-ный комплекс обеспечивает сбор информации изразличных источников, в том числе сбор потоковыхданных со станций управления ЭЦН как в автомати-ческом (при наличии соответствующего оборудова-ния), так и в «ручном» режиме (с использованиемфайловых архивов) [3].

Система выполняет следующие функции:• сбор информации со скважин и ее первичную

обработку, структурирование и размещение в базахданных;

• агрегацию данных из различных БД;• выявление скважин с отклонениями от нормаль-

ного режима работы;

• проведение экспресс-анализа режима работыскважин с учетом осложняющих факторов и исто-рии работы;

• формирование аналитической отчетности.Далее более подробно рассмотрим особенности

реализации инструментов различных уровней, вхо-дящих в ПК Rosneft-WellView.

Особенности системы сбора информации(функции первого уровня системы)

Для мониторинга и анализа фонда механизиро-ванных скважин необходимо обеспечить наличиенужных данных. Для этого была реализована воз-можность визуализации архивов динамики данныхс частотных преобразователей и станций управле-ния погружными насосами.

Например, в настоящее время в ООО «РН-Юганск -нефтегаз» применяется несколько десятков различ-ных моделей станций управления УЭЦН разныхпоколений шести различных производителей. Дляоперативного и эффективного использованияинформации практически для каждой модели стан-

ции управления необходимо индиви-дуальное программное обеспечение,что значительно затрудняет получе-ние и анализ важной информации сцелью идентификации проблем соскважиной и оборудованием. В ПКRosneft-WellView реализован и внастоящее время совершенствуетсямодуль визуализации архивов данныхсо станций управления 14 типов, кото-рые собираются сервисными компа-ниями, обслуживающими парк пог -ружного и наземного оборудования.Данные консолидируются на корпора-тивных серверах по утвержденномуграфику и визуализируются в ПК Ros-neft-WellView без применения допол-нительного программного обеспече-ния. Это позволяет анализироватьработу установки и планировать ка -чес твенные мероприятия в короткиесроки с минимальными потеряминефти. В настоящее время ПК Rosneft-WellView позволяет анализироватьданные со станций управления ичастотно-регулируемых приводов 17 и41 % механизированного фонда сква-жин соответственно ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО «РН-Пур-нефтегаз». Рис. 2. Схема организации системы мониторинга УЭЦН Rosneft−WellView



Автоматизация производственных процессовпри подготовке отчетов (функции второго уровня)

Рабочей группой проекта совместно со специали-стами ООО «РН-Юганскнефтегаз» был проведенэкспертный анализ трудозатрат, необходимых дляобеспечения бизнес-процессов добычи на уровнеслужб цехов добычи нефти. Результаты анализапредставлены в табл. 2. Установлено, что в среднемна формирование отчетов и анализ существующихснижений добычи в ООО «РН-Юганскнефтегаз»тратится не менее 900 чел-ч/мес. Такие колоссальныетрудозатраты ускорили реализацию автоматическо-го отчета по выявлению снижений дебитов скважинна основе алгоритмов факторного анализа базовойдобычи (ФАБД), разработанных в КорпоративномНаучно-Техническом Центре НК «Роснефть». Высо-кая сходимость автоматического отчета и тради-ционного ручного подтверждена геологической итехнологической службами ООО «РН-Юганскнеф-тегаз» (табл. 3).

На отчетном техническом совещании в одном издочерних обществ компании по результатам про-екта было принято решение о продолжении реали-зации работ в данном направлении для облегчениярешения текущих задач, высвобождения дополни-тельного времени на повышение качества принятиярешений по сложным вопросам и самосовершен-ствования геологов и технологов.

Аналитический блок системы мониторинга(функции третьего уровня)

В процессе разработки аналитического программ-ного обеспечения верхнего уровня особое вниманиеуделялось применению высокоэффективных алго-

ритмов визуализации информации. Для ее отобра-жения по большому числу скважин использованалгоритм TreeMap [4] (рис. 3), позволяющий одно-временно представлять большое число приоритези-рованных объектов на одном экране. По отзывампользователей, данный алгоритм успешно реализо-ван в программе и обеспечивает эффективное ееиспользование.

Эффективные алгоритмы визуализации представ-ляют собой инструмент третьего уровня, предназна-ченный для решения задач контроля (выявленияскважин, работающих вне диапазона и требующихпристального внимания) и диагностики. Окно длямониторинга разбивается на объекты в зависимо-сти от выбранного параметра (дебита нефти, жид-кости, потерь нефти при ремонте, обводненностидобываемой жидкости и др.). Размеры прямоуголь-ников, соответствующих отдельным скважинам,пропорциональны дебиту жидкости. Цвет прямо-угольника отражает достижение потенциала добычинефти. Прямоугольники сгруппированы по место-рождениям. На рис. 3 отображена информацияболее чем по 500 скважинам.

Для визуализации подробной информации поотдельной скважине использован способ представ-ления «роза проблем» – инструмент третьего уров-ня, отображающий состояние объекта по всем пара-метрам. Одновременное отображение динамикитехнологических и электрических параметров поз-воляет проводить совместный анализ данных (вто-рой уровень – отчеты по собранной информации).Для удобства использования все графики масшта-

бируемы. Программа позволяет оценить положение

текущей рабочей точки относительно пас-портной расходно-напорной характеристи-ки с учетом деградации по газу, износу исвойствам флюида, что реализовано в виде

критерия мониторинга, а также анализироватьдинамику параметров по группе скважин, выбран-ной пользователем.

В окне детального анализа скважины отображены«роза проблем» по скважине, показывающая сте-пень влияния на нее различных осложнений, поло-жение текущей рабочей точки на графике характе-ристики ЭЦН, динамика основных показателейработы ЭЦН (три группы графиков: динамика пока-зателей работы скважины, технологические и элек-трические показатели), наработка установок ЭЦН,работавших в скважине ранее.

Реализованный в программе модуль оповеще-ния позволяет пользователю сразу получать

Таблица 2

Трудозатраты службы, %

технологической геологической Функции в текущем

режиме работы

после опти-мизации

в текущем режиме работы

после опти-мизации

Работа с фондом скважин

27 16 3 2

Работа с электронной шахматкой и др.

15 11 17 14

Анализ добычи и закачки

13 11 19 16

Таблица 3

Показатели Отчет

при ручном вводе

Автоматический отчет

Rosneft-WellView

Сходимость отчетов

Число скважин 221 239 -18

Снижение добычи, т/сут -5 747 -5 555 +192



информацию об изменениях и отклоненияхвыбранных объектов.

В ходе развития проекта внедрена система мони-торинга УЭЦН Rosneft-WellView в дочерних пред-приятиях ОАО «НК «Роснефть»: ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ООО «РН-Ставро-польнефтегаз».

Организация комнаты удаленного мо ни то -ринга (подходы к организации функций системычетвертого уровня)

Оптимизации добычи пока невозможна без уча-стия экспертов. Для решения таких задач с исполь-зованием систем удаленного мониторинга в НК«Роснефть» была предложена концепция ЦентраУдаленного Мониторинга ЭЦН (ЦУМ). ЦУМ пред-полагает наличие системы, позволяющей в опера-тивном режиме собирать все необходимые для ана-лиза данные, инструментов для проведения инже-нерного анализа и присутствие экспертов, способ-ных принять решение с использованием системы.На современном этапе развития технологий этотцентр может быть «удален» от источника информа-ции – скважин и приближен к центру, где имеютсяэксперты и возможность анализировать одновре-менно тысячи скважин.

Анализ мирового опыта создания ЦУМ показыва-ет, что ключевыми факторами для их успешноговнедрения являются:

• способность ЦУМ принимать решения поработе скважин, что требует наличия экспертов иподдержки руководства предприятия;

• оперативный доступ к консоли-дированной информации о работескважин, желательно иметь авто-матическую систему сбора инфор-мации.

С учетом изложенных факторовдля облегчения интеграции в сущес -твующую структуру добывающихобществ компании был предложенподход к организации децентрализо-ванного ЦУМ (рис. 4). ЦУМ долженбыл решить следующие задачи.

♦ Визуальное отражение потерь (винтерактивном режиме):

• выявление снижений дебитовжидкости и нефти;

• оповещение цехов по добыченефти и газа (ЦДНГ) об отклоненииконтрольных показателей для опера-

тивного реагирования (под индивидуальныенастройки пользователя);

• экспресс-анализ скважины, диагностика текуще-го состояния, определение причины ос та нов -ки/отказа;

• управление приоритетами (более высокодебит-ная скважина должна быть введена в эксплуатациюв первую очередь).

♦ Поиск резервов:• визуальное отражение источника резервов –

недостижения потенциала;• автосводки – шаблоны для подготовки мероприя-

тий (первичная обработка данных для анализа).Оптимизация процессов реагирования: • анализ режима работы скважины и скважинного

оборудования;

Рис. 3. Основное окно системы мониторинга Rosneft−WellView

Рис. 4. Децентрализованная схема организации ЦУМ



• прогнозирование работы ЭЦН на основе мони-торинга его параметров;

• поддержка принятия решений при работе с меха-низированной скважиной;

• автоматический подбор режима автоматическогоповторного включения (АПВ).

На рис. 4 приведено взаимодействие ЦУМ с Цент-ральным инженерно-техническим управлением(ЦИТУ), Главным управлением по добыче нефти игаза (ГУДНГ) и Управлением по повышению про-изводительности резервуаров и геолого-техниче-ских мероприятий (УППР и ГТМ).

Преимуществами децентрализованной схемывзаимодействия являются:

• отсутствие дополнительного персонала дочерне-го общества;

• индивидуальная работа специалистов техниче-ской поддержки с каждым центром с акцентом на ихключевые задачи;

• автоматизация сводок (сокращение непроизво-дительного времени персонала) и рекомендаций поключевым категориям (золотой фонд, АПВ и др.)

В данной схеме взаимодействия рейтинг влияния нарешения средний, на уровне рекомендаций, что пред-полагает взаимодействие в условиях организации схорошо отлаженными бизнес-процессами и большимчислом квалифицированных специалистов.

ЗаключениеСоздание системы мониторинга ЭЦН является

сложной мультидисциплинарной и комплексной зада-чей. Его представление как многоуровневого позволи-ло выделить несколько этапов работы и продемон-стрировать эффект по отдельным уровням.

ЦУМ является крупным интеграционным про-ектом СНТ ОАО «НК «Роснефть», охватывающимтакие сферы деятельности, как удаленное управле-ние ЭЦН, анализ бизнес-процессов, оптимизацияпроцессов нефтегазодобычи, разработка и внедре-ние конкурентоспособного оборудования системымониторинга и оптимизации. Результатами реализа-ции пилотного проекта являются:

• сокращение недостижения потенциала дебитанефти на 10 % (по результатам испытаний проектаRosneft-WellView);

• сокращение простоев на 50 %;

• снижение трудозатрат за счет внедрения в опыт-но-промышленное использование автоотчетов поснижениям добычи (97 % сходимости) и автоотче-тов по формированию скважин-кандидатов дляпроведения интенсификации добычи нефти (99 %сходимости).

В перспективе планируется развитие проекта последующим направлениям:

• мониторинг эффективности работы промысло-вого оборудования;

• учет ограничений по наземному оборудованию;• анализ и оптимизация фонда скважинных штан-

говых насосов;• оптимизация системы поддержания пластового

давления.Существующие алгоритмы, планируемые разра-

ботки, выполняемые научно-исследовательскиеработы, накапливающийся высокими темпамиопыт рабочей группы по проекту будут в дальней-шем интегрированы в производственные процес-сы добычи нефти основных дочерних обществкомпании.

Необходимым условием для достижения макси-мальной эффективности ЦУМ является подключе-ние контролируемого фонда скважин к системемониторинга. Это позволит оперативно получитьполный набор данных о работе оборудования врежиме реального времени для принятия быстрогои качественного решения и с удаленного расстояниязадавать необходимый режим работы.

Источники

1. Weatherford. LOWIS™ Life of Well Information Soft -were//http://www.slb.com/content/services/artificial/submersible/esp-watcher.asp.2. espWatcher. A service for remoute real-time surviellence and controlelectrical submersible pump systems//http://www.slb.com/con -tent/services/artificial/submersible/espwatcher.asp.3. Real Time Optimisation Approach for 15,000 ESP Wells/S. Zdolnik,A. Pashali, D. Markelov, M. Volkov//SPE 2008.4. Shneiderman B. Tree visualization with Tree-maps: A 2-d space-fill-ing approach. Ben//ACM Transaction on graphics. – 1992. – Vol. 11. –№ 1. – P. 92-99.

За время существования институт выполнил около 450 научно-исследовательских работ иболее 350 комплексных проектов обустройства. Бóльшая часть объемов проектирования вы-полняется по месторождениям ОАО «Самаранефтегаз».

Активное участие институт принимает и в проектировании строительства объектов накрупнейшем проекте компании – Ванкорском месторождении.

С 2008 г. в ООО «СамараНИПИнефть» реализуется интегрированное проектирование раз-работки месторождений с комплексным рассмотрением пласта, скважин, поверхностногообустройства и экономики. В 2008 г. институтом выполнен интегрированный проект разра-ботки Западно-Коммунарского месторождения ОАО «Самара нефтегаз», в 2009 г. планируетсявыполнение трех интегрированных проектов.

ООО «СамараНИПИнефть» активно участвует в реализации Газовой программы ОАО«НК «Роснефть» в Самарском регионе. За счет реализации в ОАО «Самаранефтегаз» комплекс-ной программы реинжиниринга наземной инфраструктуры, генеральным проектировщикомкоторой будет являться ООО «Са мара НИПИ нефть», к 2011 г. уровень использования нефтя-ного газа планируется довести до 95 %.

В 2008 г. на базе ООО «СамараНИПИнефть» начато создание Проектно-инжинирингово-го центра по строительству и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть», который станетЦентром компетенции компании по инжинирингу бурения.

В 2009 г. в ООО «СамараНИПИнефть» совместно с ОАО «ВНИИСТ» начата комплекснаяработа по разработке и внедрению в ОАО «НК «Роснефть» типовых технологических решенийи типовых проектов обустройства месторождений, которые позволят повысить качествостроительства и сократить затраты на эксплуатацию нефтепромысловых объектов компании.

Сотрудники института проходят обучение в Центре по подготовке и переподготовкеспециалис тов в области нефтегазового дела на базе ТПУ-Heriott Watt. Ряд специалистов про-шел учебу во Французском Институте Нефти по программе Integrated Reservoir Management.Институт имеет широкие производственные контакты с российскими и зарубежными парт-нерами. К 2011 г. планируется повышение производительности труда в институте в 1,5 раза засчет концентрации на типовом проектировании, освоения новых методик и компьютерныхтехнологий проектирования мирового уровня, дальнейшего перехода на проектный принципработ, постоянного повышения квалификации сотрудников.

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ»

443096, г. Самара, ул. Мичурина, 52

Тел.: (846) 270−2531; факс: (846) 270−2636


Генеральныйдиректор

Азамат ФаритовичИсмагилов

Корпоративный институт ООО «СамараНИПИнефть», образованный в 2000 г., является одним из крупнейших научно-исследовательских и проектных институтов нефтедобычи Самарской области. Основным видом деятельности институтаявляется комплексное проектирование и научное сопровождение процессов нефтегазодобычи. В институте работают 420человек, из них 21 сотрудник имеет ученую степень.

ВведениеНеобходимость интегрированного подхода к про-

ектированию системы пласт – скважина – обустрой-ство – экономика назрела давно. С одной стороны, напротяжении последних лет в проектах разработкиотдельно взятых месторождений отсутствовалбаланс между потребностью в системе поддержанияпластового давления (ППД) и излишками вод, накап-ливающимися в узлах системы сбора, что затруднялопроектирование объектов наземного обустройства. Сдругой стороны, процесс разработки нефтяногоместорождения с постоянно развивающейся назем-ной инфраструктурой и выпуск проектов по назем-ному обустройству стали опережать подготовку про-ектно-технической документации (ПТД).

В связи с постоянной «оторванностью» разработ-ки ПТД от развития наземного обустройства как посодержанию (решение частных задач только одногоместорождения), так и по времени (слишком раноили слишком поздно) возрастало число нестыковокмежду данными направлениями. Кроме того, припроектировании занижалась роль добывающихскважин в процессе добычи, а экономические оцен-ки проектов разработки и наземного обустройствабыли практически не связаны между собой.

Интегрированный проектПонятие «интегрированного проектирования»,

появившееся в 60-е годы двадцатого столетия, отно-сится к задачам параллельной комплексной оптими-зации процессов эксплуатации скважин и работыназемных установок, трубопроводов, насосногооборудования и других объектов при моделирова-нии разработки нефтяных месторождений [1].

Интеграция математических моделей основопола-гающих направлений исследования (пласт – сква -жина – обустройство – экономика) является наибо-лее экономичным средством проектирования,поскольку позволяет рассматривать процесс разра-

ботки месторождений нефти и газа и наземного обус -тройства при многократном варьировании факторови параметров, не затрагивая сам процесс нефтедобы-чи. Интегрированные проекты (ИП) предназ наченыдля создания отвлеченной от реального процесса, ноприближенной к нему в зависимости от степениаппроксимации и адаптации математичес кой моделив качестве средства управления для достижения наи-более эффективного использования потенциала пла-ста и тем самым более экономичной разработкиместорождения. Концептуальная модель ин тег -рированного проекта и методологические подходы ксистемной интеграции различных проектных реше-ний представлены на рис. 1.

Процесс математического моделирования каждойиз представляемых составляющих (направлений)системы (пласт – скважина – обустройство – эконо-мика), а также интегрированной системы в целом,как правило, включает три этапа:

- сбор данных и их математическая формализация(предпроектная проработка, разработка концепцийэксплуатации и обустройства, определение границрешаемой задачи, анализ информации);

- гидродинамическое и гидравлическое моделиро-вание, адаптация моделей;

- расчет вариантов процесса разработки с учетомназемного обустройства с целью выбора оптимально-го по технологическим и экономическим факторам.

Постановка задачи и управление процессомПервый опыт ООО «СамараНИПИнефть» по

интеграции при проектировании разработки Запад-но-Коммунарского месторождения показал отсут-ствие четкой и детализированной методологии про-цесса ИП. Отсутствие регламента последовательно-сти действий создает опасность прийти к обычномупроектированию, хотя и с несколько большей, чемобычно, увязкой рассматриваемых направлений.

С точки зрения нахождения оптимального реше-



О проблемах интеграции системы пласт –скважина – обустройство – экономика на примере проекта разработки Западно−Коммунарского нефтяного месторождения

А.В. Гришагин (ООО «СамараНИПИнефть»)

УДК 622.276 © А.В. Гришагин, 2009

ния математически, например, с использованиемпараметрической задачи (линейное программиро-вание) и вычислительного комплекса, не составляеттруда найти все сочетания факторов рассматривае-мых моделей, и на выходе из вычислительной про-граммы, перебрав все возможные варианты, полу-чить оптимальную область пересечения технико-экономических факторов. В то же время использо-вание подходов факторного анализа и планирова-ния экспериментов позволит уменьшить число экс-периментов (в нашем случае - расчетов). Поэтому впроцессе наработки практического опыта интегри-рованного проектирования следует разработатьалгоритм решения поставленной задачи, которыйпока четко не регламентирован, несмотря на уже

появившиеся стандарт ОАО «НК «Роснефть» и пуб-ликации по данному направлению [2, 3].

Следует выделить три основных стадии развитияИП и применения его принципов на практике.

1. Начальная стадия внедрения принципов ИП,характеризующаяся наличием отдельных, не взаи-мосвязанных моделей пласта, скважины и обустрой-ства. Единственной характеристикой принадлеж -нос ти проекта на этом этапе к ИП следует считатьодновременность рассмотрения задач и экспертноевыстраивание взаимных зависимостей входящих ивыходящих параметров моделей.

2. Использование единого программного обес-печения (например, до определенной степени упро-щенной прокси-модели пласт – скважина – обус -



Рис. 1. Блок−схема интегрированного проекта

тройство – экономика) и применение специальнойвнешней программы оптимизации для обеспеченияуправления разработкой и выявления основныхтенденций.

3. Углубление детализации рассматриваемых моде-лей с учетом характеристик всех предыдущих эта-пов. При этом детализация классифицируется какулучшение и уточнение модели и не связана с ееусложнением.

Последовательность формирования вариантовразработки Западно-Коммунарского месторожде-ния представлена в табл. 1.

Необходимо признать, что, несмотря на использова-ние достаточно известных и детализированныхвычислительных комплексов (гидродинамическаямодель построена в пакете ECLIPSE компании Schlum-berger, гидравлические расчеты наземного обустрой-ства выполнялись в программе PIPESIM), при интег-рированном проектировании Западно-Коммунарско-го месторождения мы находились лишь на первомэтапе.

Необходимость учета влияния физико-химиче-ских свойств

Как показывает опыт интеграции математическихмоделей пласта, скважины и обустройства, несмотряна стремление к упрощению и минимизации исход-

ных данных при моделировании, определяющимиследует считать факторы, которые характеризуютприроду и физику рассматриваемых объектов ипроцессов. На примере Западно-Коммунарскогоместорождения показано влияние гидрохимическихфакторов на всю производственную цепочку: добы-вающая скважина – наземное обустройство – про-дуктивный пласт.

В дополнение к гидравлическому расчету системысбора и сепарации продукции скважин еще на этапеконцептуального проектирования проанализирова-на целесообразность совместного сбора и обезво-живания разнотиповой (угленосная и девонская)продукции на Западно-Коммунарской и Чаганскойустановках предварительного сброса воды (УПСВ)(табл. 2). Анализировались следующие гидрохими-ческие факторы: объемы добываемой пластовойводы; ее распределение в процессе обезвоживаниянефти; выпадение сульфида железа в смеси; пересы-щение смесей сульфатом и карбонатом кальция.Учитывалась также необходимость организациисистемы ППД.

Как показали прогнозные расчеты, смешениесероводород- и железосодержащих попутно добы-ваемых пластовых вод на проектируемой дожимнойнасосной станции (ДНС) с УПСВ «Западно-Комму-



Таблица 1

Номер варианта разработки

Мероприятия

I Эксплуатация залежей существующим фондом скважин без изменений технологии и системы разработки. По залежам, не разрабатывавшимся на дату выполнения работы (скважины находятся в бездействии), вариант не рассматривался

IIМероприятия, направленные на повышение эффективности использования существующего эксплуатационного фонда скважин (ввод скважин из бездействия и консервации, перфорация нефтенасыщенных прослоев, возвраты скважин на другие пласты и горизонты) и организацию системы заводнения

III

В дополнение к решениям II варианта мероприятия, направленные на увеличение охвата залежей процессом вытеснения (бурение проектных вертикальных и горизонтальной скважин, боковых и горизонтального стволов из скважин, выполнивших свое назначение, организация и усиление заводнения). Кроме того, планируется применение методов физико-химического воздействия на пласты: обработка призабойной зоны с целью увеличения продуктивности и изоляции водопритока; выравнивание профиля приемистости

IV Выполнен на базе варианта III и предусматривает реализацию совместно-раздельной эксплуатации нескольких объектов в отдельных скважинах, а также изменение сроков переводов скважин на вышележащий горизонт

Примечание. Лучшим является вариант IV, средним – вариант III, хуже – вариант II.

Таблица 2

Номер варианта разработки Мероприятия

1а и 1б Совместный сбор разносортной продукции на однопоточных УПСВ соответственно «Западно-Коммунарская» и «Чаганская»; закачка смеси сточных вод в поглощение с организацией изотермального заводнения для ППД

2а и 2б Раздельный сбор разносортной продукции на двухпоточных УПСВ соответственно «Западно-Коммунарская» и «Чаганская»; закачка угленосных сточных вод в поглощение, организация системы ППД девонскими водами

2а-1, 2а-2, 2а-3, 2б-1, 2б-2, 2б-3 Обезвоживание девонского и угленосного потоков соответственно до 1 и 30, 1 и 20, 1 и 10 % остаточной обводненности для каждой из УПСВ

2а-4 Обезвоживание девонского и угленосного потоков до 1%-ной остаточной обводненности каждого2б-4 Обезвоживание девонского и угленосного потоков до 1%-ной остаточной обводненности каждого

2б-5 Обезвоживание девонского и угленосного потоков до соответственно до 10%-ной и 1%-ной остаточной обводненности

3а Компаундирование обезвоженной нефти по вариантам 2а-4 и 2б-43б Компаундирование обезвоженной нефти по вариантам 2а-4 и 2б-5

Примечание. Лучшие – варианты 2а, 2б; 2а-4, 2б-4; 3а; средние – 2б-5 и 3б; хуже – варианты 2а-1, 2а-2, 2а-3, 2б-1, 2б-2, 2б-3.

нарская» (см. табл. 2, вариант 1а) приведет к отложе-нию гипса и образованию сульфида железа, которыйс остатками эмульсионной нефти в сбрасываемойводе может откладываться на стенках трубопрово-дов. Это является основной причиной появлениянефтесодержащих остатков (нефтешламов) на неф-тепромысловых объектах подготовки нефти. Дляпрофилактики и предупреждения осложнения при-нято решение разделить в системе сбора и подготов-ки нефти на Западно-Коммунарской УПСВ продук-цию с сероводородом и без него (вариант 2а). Крометого, указанное разделение продукции по варианту2а обеспечивает систему ППД собственным агентомдля заводнения продуктивных пластов. При этом нетребуется организация изотермального заводнения,обычно связанного как с подбором закачиваемыхвод, совместимых с пластовыми водами, так и сбурением водозаборных скважин.

Модель скважиныВ процессе разработки большое значение имеет пра-

вильный выбор способа вскрытия пласта и выборрежима эксплуатации скважин. На Западно-Комму-нарском месторождении предложена одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) по двум схемам:

1) УЭЦН+электропакер;2) УЭЦН+СШН.При выборе стратегии ОРЭ и одновременно-раз-

дельной эксплуатации и закачки (ОРЭиЗ), крометехнического обеспечения рассматриваемых спосо-бов добычи нефти, немаловажным является изуче-ние смешения продукции скважин различных стра-тиграфических горизонтов, что особенно актуальнос появлением водной фазы в извлекаемой жидкости.При этом, исходя только из стратиграфии, обще-принято допускать смешение продукции угленос-ных вод различных горизонтов послеотделения ее от продукции девонскихзалежей.

Опыт разработки нефтяных место-рождений Урало-Поволжья показыва-ет наличие исключений: продукциядевонских залежей может содержатьсероводород, а пластов карбона –характеризоваться его отсутствием.Например, продукция девонских плас -тов D3lb и D3fm часто содержит серо-водород, угленосных пластов А0, А3 иC2-C5 иногда не содержит сероводоро-да (в таких случаях цвет нефти отлича-ется от цвета других угленосных флю -идов). Более того, известны случаи,когда в водной фазе пластов карбона,

не содержащей сероводород, обнаруживается значи-тельное количество ионного железа. Поэтому сме-шивать угленосную продукцию, как правило, содер-жащую сероводород, с одновозрастной угленоснойпродукцией, не содержащей его, можно только в слу-чаях «нейтральности» таких аномальных пластов(отсутствие железа в пластовой воде при отсутствиисероводорода) или в случае слишком малой долипродукции таких пластов в общем объеме смесиконкретно рассматриваемого процесса. Степеньнесовместимости по карбонатам, сульфатам и суль-фиду железа может быть оценена, и при определен-ных ограничениях и условиях процесс может бытьрекомендован к реализации.

Модель обустройства Одной из важнейших задач в процессе моделирова-

ния наземного обустройства является определениеграниц рассматриваемой инфраструктуры. Это хоро-шо иллюстрируется на примере Западно-Коммунар-ского месторождения, для которого гидравлическиерасчеты системы сбора продукции скважин и внеш-него транспорта нефти и газа выполнены в програм-ме PIPESIM. Результаты расчета устьевых давленийсопоставлены с забойными давлениями, полученны-ми по программному комплексу расчета скважины иподбору насосного оборудования (рис. 2).

В соответствии с наземной инфраструктурой рас-считаны гидравлические характеристики нефтепро-вода, предназначенного для транспорта нефти состаточным содержанием воды до 1 % с Западно-Коммунарской УПСВ совместно с продукциейЧаганской УПСВ на Бариновскую УПСВ и далее понефтепроводу на Нефтегорский нефтесборныйпункт. Перекачка нефти предусматривается насоса-ми ЦНСАн 60-165 (рис. 3, а).



Рис. 2. Результаты гидравлического расчета системы сбора продукциискважин девонского и угленосного потоков Западно−Коммунарскогоместорождения с учетом забойного давления:

pуст, pзаб, pнас – давление соответственно устьевое, забойное и насыщениянефти газом; ДI, ДII, ДIII – пласты девона; А3, А4, Б2, В1 – пласты карбона; АГЗУ –замерная установка; 1, 2 – узловые точки сбора продукции

Насосы для перекачки нефти с Западно-Комму-нарской и Чаганской УПСВ на Бариновскую УПСВвыбраны по характеристике напор Н – подача Q спересчетом ее на вязкость перекачиваемой жидко-сти. Установлено, что при оптимальном режимепараллельной работы двух насосных станций мак-симальное количество нефти, которое может пода-ваться на Бариновскую УПСВ, составляет 180 м3/ч.

Смоделирован также внешний транспорт нефтяно-го газа с Евгеньевской ДНС, Западно-КоммунарскойУПСВ и Чаганской УПСВ на Бариновскую УПСВ идалее по газопроводу на НефтегорскийГПЗ. При этом следует отметить, чтосистема сбора (см. рис. 2) со стороныназемной инфраструктуры определяет-ся гидравлическими характеристикамигазопровода, так как давление сепара-ции обусловлено его сопротивлением.При расчетах учтен объем газа, транс-портируемого по газопроводу с южнойгруппы месторождений (ЮГМ) (рис. 4).Ре зультаты расчета показывают, чтодавление на выходе с Евгеньевской ДНСсоставляет 0,55 МПа, в то время как дав-ление сепарации на УПСВ принято

равным 0,6 МПа. Недостатком моделиназемного обустройства в рассматри-ваемом случае следует считать «отор -ванность» гидравлического расчета отгидрохимической оценки, которуютак же легко получить по модели [4].

Как следует из приведенных приме-ров, параметры моделей взаимосвяза-ны: изменение любого из параметров втой или иной модели и на том или иномэтапе цепочки процесса добычи долж-но сопровождаться изменением во всехостальных моделях и в системе в целом.

Экономическая модель По результатам экономического

моделирования для условий Западно-Коммунарского месторождения при-нят четвертый вариант (см. табл. 2),обеспечивающий наибольшие уровеньдоходности вложений (наибольшийDPI=2,7), поток наличности (макси-мальный NPV=6104,6 млн. руб.) идобычу неф ти. Поскольку рассмот-ренные выше подходы иногда могутне обеспечивать получение опти-мального варианта, в дальнейшемследует определить стратегию опти-

мизации всех варьируемых параметров.Оптимизация

Варианты, полученные в процессе ИП, должныбыть рассмотрены в отдельной оптимизационноймодели (например, на базе линейного программиро-вания), которая на основе исследованных моделейпласта, скважины, обустройства и экономики, какправило, включает основные функции производи-тельности, трубопровода, стоимости и целевуюфункцию [1].



Рис. 3. Расчетная схема нефтепровода Западно−Коммунарская УПСВ –Бариновская УПСВ:

а – параллельная работа двух насосных станций: pi, pj, p1,2,3 – давлениесоответственно на буфере перед насосом, в приемных емкостях и системенефтепроводов; К – узловая точка; б – график гидравлического расчетапараллельной работы насосов на Западно−Коммунарской, Чаганской УПСВ итрубопровода диаметром 273 мм: 1 – гидравлическая характеристика насосаЦНСАн 60−165 Западно−Коммунарской УПСВ; 2 – приведенная к точке К гид −рав лическая характеристика насоса ЦНСАн 60−165 Западно−КоммунарскойУПСВ; 3 – суммарная гидравлическая характеристика насосов ЦНСАн 60−165За пад но−Коммунарской и Чаганской УПСВ; 4 – гидравлическая харак те рис ти −ка трубопровода от точки К до Бариновской УПСВ.

Рис. 4. Расчетная схема транспорта газа по газопроводу ЕвгеньевскаяДНС – Нефтегорский ГПЗ:

1, 2, 3, 4, 5, 6 – узловые точки схемы подсоединения участков газопровода

Функция производительности f(q, t, p,…Ni) зави-сит от дебита q, времени t, пластового и забойногодавления p, суммарной добычи N и других парамет-ров (индекс i). Областью применения функцииявляется система пласт – скважина.

На функцию трубопровода f(q, p, l, d…Mj), кромедебита q и давления сепарации p, влияют протяжен-ность l и диаметр участков d, рельеф местности M,существующая наземная инфраструктура и прочее(индекс j). Функция применяется для системы сква-жина – наземное обустройство.

Функция стоимости f(NPV, IRR, DPI,…Ek) включа-ет ряд экономических параметров (индекс k), в томчисле уровень доходности вложений и наибольшийпоток наличности. В область применения функциивходит система пласт – скважина – наземное обу-стройство – экономика.

Максимум целевой функции max{f(q, t, p,…Ni), f(q,p, l, d…Mj), f(NPV, IRR, DPI,…Ek)} должен соответ-ствовать максимуму прибыли, предопределяющейвыбор основного варианта, который рекомендуетсяк реализации.

ЗаключениеОсобенности нефтяного месторождения и раз-

мерность оптимизационной задачи в конкретныхусловиях оправдывают создание или применениеспециального программного обеспечения (вычис-лительного комплекса), позволяющего увязать иоптимизировать все четыре математические моделипри рассмотрении сочетаний факторов.

При этом процесс интегрированного проектиро-вания должен включать изначальное заполнениешаблона необходимых исходных данных и проведе-ние циклического последовательного расчета моде-лей по схеме от пласта до экономики либо цикличес -кого расчета каждой модели отдельно с анализомвыбранных оптимальных решений и оптимизациив целом.

Несмотря на требуемые упрощения при модели-ровании и определенные допущения в процессеформулировки задач, не следует пренебрегать пара-метрами, которые могут кардинально повлиять натехнологические и экономические показатели разра-ботки нефтяного месторождения.

При разработке многопластовых залежей наиболеевнимательного изучения требует процесс предотвра-щения нарушений гидрохимической ситуации вцепочках пласт – скважина – добыча продукции –

сбор и транспорт, промысловая сепарация и обезво-живание нефти – поддержание пластового давленияили утилизация излишка вод в поглощающие гори-зонты.

Интегрированный проект – мощный инструментдля управления стратегией разработки месторожде-ний нефти и газа. В связи с этим целесообразно рас-ширить границы интегрированного проектирова-ния: от проекта на одно месторождение (куполоводного месторождения) до проекта на группу место-рождений с учетом задействованной в рассматри-ваемом процессе (объекте) наземной инфраструк-туры (например, узлы сепарации, обезвоживания иподготовки нефти, куда поступает продукциянескольких месторождений).

Это позволит в рассматриваемых интегрирован-ных проектах:

- оптимизировать с учетом сложившейся и разви-вающейся наземной инфраструктуры распределе-ние сброса попутно добываемой воды на удаленныхместорождениях и в крупных узлах системы сбора, атакже выявить перегруженные закачкой вод место-рождения, на которых нет прироста добычи;

- оптимизировать вопросы энергоснабжения сучетом бурения и обустройства;

- решить часть задач нерационального использо-вания оборудования, рассматриваемых в настоящееремя отдельно с учетом только прогноза добычи вцелом и имеющегося наземного обустройства.




1. Генри Б. Кричлоу. Современная разработка нефтяных место-рождений – проблемы моделирования. – М.: Недра, 1979. – 303 с.2. Системно-структурированный подход к проекти ро ва -нию/М.М. Ха санов, В.Н. Суртаев, П.А. Тарасов и др.//Нефтяноехозяйство. – 2008. – № 11. – С. 71-75.3. Анализ пропускной способности наземных трубопроводов иНКТ с использованием интегрированной модели месторожде-ния/В.А. Павлов, Д.А. Антоненко, В.Н. Суртаев, К.К. Севастьяно-ва//Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 11. – С. 76-80.4. Андреев В.И., Гришагин А.В., Редькин И.И. Математическоемоделирование карбонатной стабильности и совместимостиплас товых вод в системах сбора, подготовки и утилизации сточ-ных вод//Тр. ин-та/Гипровостокнефть. – 1985.

Основные направления деятельности института• Проектирование разработки месторождений углеводородного сырья.• Выполнение проектов строительства и реконструкции объектов по добыче, транспорту и

подготовке нефти и газа, газового хозяйства, энергетики и жилищно-гражданского назначения.• Исследование и оценка ресурсов и запасов нефти, газа, конденсата.• Проектирование геолого-разведочных работ.• Проектирование строительства нефтяных, газовых, гидрогеологических скважин.• Проектные работы по охране окружающей среды и рациональному природопользованию.• Исследование керна скважин, проб нефти и других флюидов.• Инженерные изыскания.Главная ценность института – более 700 высококвалифицированных сотрудников.Институт сертифицирован по стандарту ISO 9001-2000 в области «Проектно-исследователь-

ский инжиниринг в области геологии, проектирования разработки и обустройства месторожде-ний нефти и газа».

Технологии проектирования основаны на мощной базе программного обеспечения,осуществляется поэтапное моделирование с построением сейсмической, седиментологиче-ской концептуальной, геологической и гидродинамической моделей месторождения с при-менением алгоритмов 3D интерпретации, моделирования и симуляции многофазных по-токов. Также обеспечивается комплексность проектирования сбора, подготовки, транспор-та и переработки углеводородного сырья.

География деятельности института: Томская область, Ханты-Мансийский АО, Ямало-Ненец-кий АО, Красноярский край, Новосибирская, Камчатская, Иркутская, Кемеровская области, Рес-публика Саха (Якутия).

Только за последнее десятилетие институт выполнил более 70 работ по подсчету запасов (со-вместно с ТЭО КИН) и проектно-технологических документов на разработку месторождений,в том числе Советского, Лугинецкого, Юрубчено-Тохомского.

Впервые в отечественной практике были разработаны проектные решения для строитель-ства магистрального газопровода в 10-балльной сейсмической зоне (проект газоснабженияКамчатской области).

В 90-е годы ХХ века при участии ТомскНИПИнефти была сформирована Газовая програм-ма на территории Томской области. Центральная идея теоретической части газовой программызаключалась в создании ряда взаимосвязанных производственных циклов для добычи легкогоуглеводородного сырья, его транспорта, переработки и реализации.

Основными партнерами института являются ОАО «Томскнефть» ВНК, ОАО «Востсибнеф-тегаз», ЗАО «Ванкорнефть», ОАО «Верхнечонскнефтегаз»

К основным направлениям развития относятся: развитие материально-технической базы;подготовка и переподготовка кадров; развитие информационных технологий; переоснащениелабораторно-аналитического ком плек са; переход на трехстадийное проектирование; разви-тие геохимических исследований; планирование геолого-разведочных работ на глубокоза-легающие отложения.

ОАО «ТОМСКНИПИНЕФТЬ ВНК»

634027, Томск, пр. Мира, 72

Тел.: (3822) 727−120; факс: (3822) 760−316


Генеральныйдиректор Иван Николаевич Кошовкин

Главная ценность института –

высококвалифицированныесотрудники

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» является одним из крупнейших научных и проектных центров в Сибири.



ВведениеМетодическому обеспечению лабораторных

исследований фильтрационно-емкостных свойствпород-коллекторов, результаты которых являютсяфундаментом качества проектно-техническойдокументации, в ОАО «НК «Роснефть» традицион-но уделяется значительное внимание. Не менееважными факторами снижения рисков разработкии эксплуатации нефтяных и газовых месторожде-ний являются соответствие программы лабора-торных исследований особенностям пластовыхсистем и интеграция результатов исследований впроцесс создания и анализа геолого-технологичес -ких моделей месторождения, подразумевающаяитеративность процедур и эффективное взаимо-действие лабораторных и аналитических подразде-лений. В статье рассмотрен опыт ОАО «Томск -НИПИ нефть ВНК» по оптимизации программылабораторных исследований для уточнения коэф-фициента извлечения нефти (КИН) Тагайскогоместорождения (Томская область).

Характеристика месторожденияТагайское нефтяное месторождение расположено

в пределах Моисеевского куполовидного подня-тия, осложняющего южный борт Каймысовскогосвода Западно-Сибирской плиты. Одноименноелокальное поднятие представляет собой линейнуюсубширотно ориентированную антиклинальнуюскладку размером (по изогипсе –2600 м отражаю-щего горизонта IIа) 15×5 км и амплитудой около75 м (рис. 1). Нефтеносность связана с позднеюр-скими терригенными отложениями верхневасю-

ганской подсвиты, в разрезе которой выделяютсяпласты Ю1

3 и Ю12, разделенные 8-10-м межуголь-

ной пачкой, сложенной в основном углистымиаргиллитами. На месторождении выделены четырепластово-сводовые с литологическим ограничени-ем залежи нефти, характеризующиеся собствен-ными уровнями водонефтяных контактов (ВНК).

Месторождение открыто в 1987 г., введено вразработку в 2007 г. в соответствии с проектомпробной эксплуатации 2003 г. К началу 2009 г. наместорождении пробурены 12 разведочных и 20добывающих скважин; отобраны и исследованысемь глубинных и шесть поверхностных пробнефти; выполнены три гидродинамических иссле-дования скважин (ГДИС); проанализированыпять сейсмических профилей. Месторождениенаходится на первой стадии разработки. Накоп-ленная добыча составила 90,6 тыс. т нефти (пластЮ1

3), текущая обводненность добываемой про-дукции равна 36 %.

В 2008 г. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» быливыполнены подсчет запасов и технико-экономиче-ское обоснование (ТЭО) КИН, результаты которыхлегли в основу данной статьи.

Продуктивные отложения пластов Ю12 и Ю1

3

(средняя общая толщина – соответственно 1,6 и7,4 м) представлены чередованием мелкозерни-стых глинистых и песчанистых полевошпатквар-цевых алевролитов и средне-мелкозернистыхполевошпаткварцевых песчаников. Для обеих раз-ностей характерна существенная доля литокластов(в среднем около 20 %), свидетельствующая оботносительной незрелости осадка. Цемент

Особенности оценки коэффициента вытеснения нефти для недонасыщенных пластов Тагайского нефтяного месторождения

С.В. Парначев, П.В. Молодых, П.Г. Рябчикова, Б.А. Федоров(ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК»)

УДК 622.276.21.031.011.4:532.5 © Коллектив авторов, 2009



(12-18 %) преимущественно порового и пленочно-порового типа характеризуется каолинит-гидро-слюдистым (реже – карбонатным, фосфат-пирит-карбонатным и сидеритовым) составом. Для плас -та Ю1

3 характерна большая доля песчанистых раз-ностей, отражающаяся в различии коллекторскихсвойств. Открытая пористость пласта Ю1

2 изме-няется от 1,1 до 16,6 % (в среднем составляет около

11 %), пласта Ю13 – от 2,2 до 21 % (в

среднем – около 13 %). Проницае-мость для газа пласта Ю1

2 изменяет-ся от 0 до 9,2⋅10-3 мкм2, модальноезначение составляет 0,2⋅10-3 мкм2,среднеарифметическое – 1,2⋅10-3 мкм2.Проницаемость для газа пласта Ю1

3

варьирует от 0 до 0,1316 мкм2,модальное и среднеарифметическоезначение составляет соответствен-но 0,2⋅10-3 и 8,4⋅10-3 мкм2. В разрезепласта Ю1

3, являющегося основнымобъектом разработки, выделяютсятри алевропесчаных цикла («пачки»Ю1

3А, Ю13Б и Ю1

3В), локально разде-ляющиеся глинистыми прослоямии имеющие на территории место-рождения зональное развитие. Приэтом отложения цикла Ю1

3А харак-теризуются наилучшими коллек-торскими свойствами. При испыта-нии пласта Ю1

3 в различных сква-жинах получены дебиты нефти до25,8 м3/сут на штуцере диаметром8 мм. Результаты испытаний пластаЮ1

2 (дебит нефти равен 0,24-0,32 м3/сут) и лабораторных иссле-дований керна позволили охаракте-ризовать его как нефтенасыщен-ный низкопроницаемый.

Характер насыщения резервуара В рамках работ по подсчету запа-

сов и ТЭО КИН выявлено суще-ственное расхождение между на -чальной нефтенасыщенностью, оп -ре деленной по каротажным даннымГИС и вычисленной в результателабораторных исследований керна.Последние проводились в Лабора-тории физики пласта ОАО «Томск -НИПИнефть ВНК» по традицион-ной схеме, предусматривающей оп -

ре деление остаточной водонасыщенности Кв.ометодом полупроницаемой керамичес кой мембра-ны на установке GCS-765 производства CoretestSystems, Inc. (максимальное давление вытеснения0,621 МПа) и вычисление начальной нефтенасы-щенности по формуле

Кн.н = 1 – Кв.о. (1)

Рис. 1. Структурная карта пачки Ю13А Тагайского месторождения



Данный алгоритм вычисления начальной нефте-насыщенности широко применим для предельнонасыщенных коллекторов, в которых нефть приформировании залежи полностью вытеснилаподвижную воду и оставшееся в поровом про-странстве количество воды соответствует водона-сыщенности, определяемой как остаточная. Междутем многократно проверенные (в том числе и врезультате сравнительного межлабораторногоконтроля параметра насыщения) результатыинтерпретации каротажных данных ГИС показализначительно более низкие значения начальнойнефтенасыщенности для отложений пласта Ю1

3

(табл. 1). Возникшее предположение о недонасы-щенном характере залежи было проверено с помо-щью модели капиллярно-гравитационного равно-весия (J-функции Леверетта).

Водонасыщенность определяли по формуле

, (2)

где ρв – плотность воды (1019 кг/м3); ρн – плот-ность нефти (768 кг/м3); g – ускорение свободногопадения, м/с2; h – высота над уровнем свободнойводы, м; k – проницаемость, м2; ϕ – пористость; γ –поверхностное натяжение в системе нефть – вода(0,035 Н/м); θ – угол смачивания водой керна(равен нулю).

Сопоставлением полученной зависимости водо-насыщенности от высоты над уровнем свободнойводы и ряда других характеристик c кривыми водо-насыщенности по данным ГИС получено положениеуровня свободной воды в интервале абсолютныхотметок от -2668 до -2675 м (среднее значение -2673 м) (рис. 2), не противоречащее имеющимсяпредставлениям о положении ВНК. Максимальнаявысота (амплитуда) залежей пласта Ю1

3 относитель-но уровня свободной воды составляет 53 м. В соот-ветствии с зависимостью (2) были построены про-фили насыщенности для всех имеющихся образцовкерна пласта Ю1

3 и выборки образцов проницае-мостью менее 12⋅10-3 мкм2, соответствующих наи-более низкопроницаемой части резервуара (рис. 3).Для наиболее «поднятых» частей залежей вычислен-ная начальная нефтенасыщенность составляет 0,53

(Кв.о = 0,47) и 0,49 (Кв.о = 0,51), чтохорошо согласуется с максимальны-ми значениями нефтенасыщенности,полученными при интерпретациикаротажных данных. Таким образом,результаты анализа модели капил-лярно-гравитационного равновесиявполне соответствуют данным ин -тер претации насыщенности по мате-риалам ГИС. Это подтверждает пред-положения о недонасыщенном ха -рак тере резервуара Ю1

3 Тагайскогоместорождения.

Оптимизация программы ла бо -ра торных исследований

В соответствии с недонасыщен-ным характером пласта Ю1

3 Лабора -торией физики пласта ОАО «Томск - НИПИнефть ВНК» под руковод-ством Ю.А. Щемелинина была оп -

Кв=(

в н) g h k * 10 15 /

0,0675 . . cos

1

3,3998

Рис. 2. Сопоставление водонасыщенности, полученной по данным карота−жа ГИС (1) и с использованием J−функции Леверетта (2):а – скв. 2; б – скв. 3Р; в – скв. 5Р

Таблица 1

Начальная нефтенасыщенность Пласт

Интерпретация ГИС Лабораторные

исследования керна

Ю12 (0,32-0,48)/0,42 (0,27-0,63)/0,46

Ю13 (0,22-0,51)/0,37 (0,18-0,72)/0,53

Примечания. 1. В числителе приведен интервал значений, в знаменателе –средневзвешенное значение для ГИС и среднеарифметическое для керна.2. Число определений при лабораторных исследованиях керна составило 32 длякаждого пласта. 3. Приведены вычисленные значения нефтенасыщенности порезультатам лабораторных исследований керна.



ти ми зи ро ва на программа исследований керна.Первоначально эксперименты по вытеснениюнефти водой выполнялись в соответствии сОСТ 39-1951, предусматривающим исследованиеобразцов керна с водонасыщенностью, соответ-ствующей остаточной (оставшаяся часть поровогопространства заполнялась нефтью). Среднийкоэффициент вытеснения нефти по итогам пер-вой серии тестов составил 0,546 (табл. 2).

Оптимизированная программа предполагалапроведение дополнительных тестов по вытесне-нию нефти водой для четырех образцов (участво-вавших также в первой серии экспериментов),водонасыщенность которых была задана с учетомоценок по данным ГИС. В остальном условия про-ведения исследований были идентичны. Выборобразцов для второй серии тестов был обусловленпреобладающими оценками фильтрационно-емкостных свойств по данным ГИС (проницае-мость менее 0,01 мкм2). Формирование заданнойводонасыщенности проводилось на установке дляизучения электрических свойств в барическихусловиях OEP-705 производства Coretest Systems,Inc. Полностью насыщенные на сатураторе MS-535пластовой водой (включая стадию донасыщения

Рис. 3. Оценка предельных значений насыщенностипласта Ю1

3 с использованием J−функции Леверетта

1 ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

Таблица 2

Нефтенасыщенность Номер образца

Открытая пористость, %

Проницаемость, 10-3 мкм2

Начальная

водонасыщенность начальная остаточная

Коэффициент вытеснения нефти водой

Серия тестов № 1

3185-07// 16,2 47,6 0,362 0,638 0,260 0,593

3188-07// 16,0 42,8 0,339 0,661 0,240 0,637

510-08// 16,7 33,6 0,376 0,624 0,246 0,606

520-08// 16,2 24,7 0,402 0,598 0,250 0,581

3191-07// 14,7 17,9 0,407 0,593 0,240 0,595

3183-07// 16,2 14,7 0,422 0,578 0,294 0,492

3175-07// 16,7 6,5 0,550 0,450 0,204 0,547

3174-07// 16,7 4,3 0,594 0,406 0,202 0,503

3178-07// 15,7 4,0 0,581 0,419 0,233 0,444

3177-07// 15,3 3,4 0,590 0,410 0,220 0,462

Среднее значение 16,0 19,9 0,462 0,538 0,239 0,546

Серия тестов № 2

3175-07// 16,7 6,5 0,604 0,396 0,218 0,449

3174-07// 16,7 4,3 0,656 0,344 0,214 0,377

3178-07// 15,7 4,0 0,700 0,300 0,202 0,327

3177-07// 15,3 3,4 0,655 0,345 0,215 0,377

Среднее значение 16,1 4,6 0,654 0,346 0,212 0,383

Примечание. В серии тестов № 1 начальная нефтенасыщенность образцов соответствует остаточной определенной методом полупроницаемой мембраны,

в серии тестов № 2 – приближена к определенной по данным ГИС и с помощью J-функции Леверетта.

водонасыщенности,



под давлением 15 МПа) образцы поодиночкепомещались в кернодержатель установки OEP-705,где проводилось вытеснение воды нефтью с объ-емным контролем количества вытесняемогофлюида до достижения установленных значенийнасыщенности. Последние задавались как интер-вал, соответствующий средним значениям нефте-насыщенности пластов по данным ГИС (0,3-0,4).После этого образцы поступали на исследованияпо вытеснению. Результаты второй серии тестов(см. табл. 2), выполненных на установке FDES-650производства Coretest Systems, Inc., показали сни-

жение коэффициента вытеснения для четырехобразцов на 0,085 – 0,126 (в среднем 0,383). Приэтом средняя остаточная нефтенасыщенность дляобразцов, участвовавших в обеих сериях тестов,практически не изменилась. Снижение коэффици-ента вытеснения нефти было обусловлено толькоуменьшением начальной нефтенасыщенности(рис. 4).

ЗаключениеТаким образом, в результате оптимизации про-

граммы лабораторных исследований керна в соот-ветствии с изменением оценки характера насыще-ния резервуара Ю1

3 Тагайского месторождения былаапробирована методика создания заданной насы-щенности образцов керна и получены коэффициен-ты вытеснения нефти, использованные при расчетеКИН. Косвенным подтверждением корректностирезультатов является динамика обводненности поместорождению в целом (конец 2007 г. – 16 %, конец2008 г. – 36 %). Несмотря на ощутимое уменьшениеизвлекаемых запасов, полученные результаты поз-воляют снизить риски разработки и эксплуатацииместорождения. Кроме того, установлена необходи-мость оценки характера насыщения пласта до про-ведения потоковых экспериментов (определениякоэффициентов вытеснения нефти и относитель-ных фазовых проницаемостей). Полученный опытпозволяет шире взглянуть на вопрос распростране-ния недонасыщенных коллекторов, в частности вверхнеюрских залежах Западной Сибири.

Рис. 4. Нефтенасыщенность для образцов, участво−вавших в двух сериях экспериментов (усредненныеданные)

Ижевский нефтяной научный центр, созданный в 2004 г. врезультате ряда реорганизаций Удмуртского комплексногоотдела «ТатНИПИнефть» (с 1974 г.), а затем института«УдмуртНИПИнефть» (с 1992 г.), является одним из крупней-ших научно-исследовательских и проектных институтовнефтяной промышленности Удмуртской Республики.Основной вид деятельности ЗАО «ИННЦ» - комплексноепроектирование и научное сопровождение процессов нефте-газодобычи. В институте работает 191 человек, 6 из нихимеют ученую степень.

С момента организации институт выполнил около 1500научно-исследовательских работ, в том числе 730 проектно-технологических документов в области геологии и разработ-ки, а также более 1000 проектов, связанных с обустройствомнефтяных месторождений. Бóльшая часть объемов проекти-рования выполняется по месторождениям ОАО «Уд мурт -нефть», но имеется опыт проектирования разработки место-рождений других областей: Урало-Поволжья, Приуралья иЗападной Сибири. Для всех разрабатываемых объектов натерритории Удмуртии созданы и защищены на ЦКР Роснедрагеолого-гидродинамические модели нефтяных месторожде-ний, которые позволяют эффективно управлять разработкойзалежей вязких и высоковязких нефтей в сложных горно-гео-логических условиях, в том числе в сильно расчлененных кар-бонатных коллекторах.

С 2008 г. в ЗАО «ИННЦ» реализуется интегрированноепроектирование разработки месторождений с комплекснымрассмотрением пласта, скважин, поверхностного обустрой-ства и экономики. В 2008 г. институтом подготовлен интег-рированный проект разработки Гремихинского месторож-дения ОАО «Удмуртнефть», в настоящее время ведетсяработа над тремя интегрированными проектами.

ЗАО «ИННЦ» активно участвует в разработке мероприя-тий по увеличению уровня рационального использованиянефтяного газа. С 2008 г. начаты масштабные работы поподготовке и реализации комплексной программы реинжи-ниринга наземной инфраструктуры ОАО «Удмуртнефть»,генеральным проектировщиком в которой выступаетЗАО «ИННЦ».

ЗАО «ИННЦ» постоянно развивается. Повышение про-изводительности труда специалистов института обеспечи-вается за счет освоения новых методик и компьютерныхтехнологий проектирования мирового уровня, проектногопринципа организации работ, постоянного повышения ква-лификации сотрудников института и внедрения системыуправления качеством продукции (ISO 9001:2000).

ЗАО «ИЖЕВСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР»

426057, РФ, г. Ижевск, ул. Свободы 175

Тел.: (341) 248−7334; факс: (341) 248−7463


Генеральныйдиректор

АнатолийВениаминович

Берлин



ВведениеИзвестно, что кривые относительных фазовых

проницаемостей (ОФП), полученные по результатамлабораторных экспериментов на керне, часто неподходят для гидродинамического моделированияиз-за трудности переноса результатов с микромас-штаба образца керна на макромасштаб всего пласта.Поэтому в процессе адаптации гидродинамическихмоделей допускается модификация кривых ОФП[1, 2], связанная с неоднородностью пласта инеобходимостью ее учета при укрупнении ячеекгидродинамической сетки.

В результате анализа опыта гидродинамическогомоделирования возникло предположение, чтонеобходимость модификации кривых ОФП вызванане только неоднородностью характеристик пласта,но и размером ячеек гидродинамической сетки инеобходимостью компенсации погрешности чис-ленного метода, используемого в симуляторе длярешения уравнений гидродинамики. Подбор моди-фицированных кривых ОФП вручную – достаточнотрудоемкий процесс и его целесообразно автомати-зировать. Для этого необходимо разработать алго-ритмы, позволяющие автоматически строить моди-фицированные кривые ОФП. Методы теории псев-дофункций [1] не позволяют полностью решитьзадачу построения кривых ОФП, поскольку ориен-тированы на учет неоднородности пласта и не ком-пенсируют погрешность численного метода реше-ний уравнений гидродинамики.

При гидродинамическом моделировании и, в част-ности, при адаптации моделей удобнее работать ненепосредственно с кривыми ОФП для воды kв(s) инефти kн(s) (s – нормированная водонасыщен-

ность), а с функциями

и (μн, μв – вязкость

соответственно нефти и воды). Функция Баклея –Леверетта (доля воды в потоке жидкости) ϕ(s) опре-деляет динамику обводнения скважин, а функцияμ(s) — динамику продуктивности. Зная значенияфункций Баклея-Леверетта и псевдовязкости, мож -но вычислить ОФП

(1)

(2)

Модифицировать удобнее не сами кривыеОФП, а функции ϕ(s) и μ(s). Кривые ОФП приэтом рассчитываются по формулам (1) и (2). ОФПkн(s) должна быть монотонно убывающей функ-цией, в то время как функции kв(s) и ϕ(s) — моно-тонно возрастающими. По крайней мере это тре-бование накладывается большинством симулято-ров, применяемых при гидродинамическом моде-лировании. Функция μ(s) в общем случае не обя-зана быть монотонной.

При произвольной модификации функций ϕ(s) иμ(s) кривые ОФП, рассчитанные по формулам (1) и(2), могут оказаться немонотонными. При этом сле-дует либо признать такую модификацию недопусти-мой, либо устранить немонотонность кривых ОФП(обычно она возникает на небольшом отрезке водо-

( s )=kв( s )μн

kв( s )μн+ kн( s )μв

μ( s )=μвμн

kв( s )μн+ kн( s )μв

kв( s )=μв( s )

μ( s );

kн( s )=μнμ( s )

kв( s )μнμв

.

Модификация кривых относительных фазовых проницаемостейдля компенсации погрешности влияния грубости гидродинамической сетки

Д.М. Оленчиков, А.Е. Муравьев (ЗАО «ИННЦ»)

УДК 622.276.031.011.433 © Д.М. Оленчиков, А.Е. Муравьев, 2009



насыщенности s), а затем пересчитать в соответ-ствии с ними функции ϕ(s) и μ(s).

Для исследования влияния размера ячеек гидро-динамической сетки на форму модифицированныхкривых ОФП был разработан и реализован веро-ятностный алгоритм автоматического подборамодифицированных кривых ОФП. Идея алгоритмазаключается в том, что случайным образом выби-рается отрезок водонасыщенности s, на котором сиспользованием случайного множителя модифи-цируется функция Баклея–Леверетта ϕ(s). Случай-ный множитель формируется таким образом,чтобы не нарушать условие монотонности возрас-тания этой функции. Псевдовязкость μ(s) не моди-фицируется. После этого по формулам (1) и (2)рассчитываются кривые ОФП. При нарушении ихмонотонности выполняется соответствующая кор-рекция (восстанавливается монотонность кривыхОФП, а затем заново вычисляются ϕ(s) и μ(s)).Далее с использованием построенных кривых ОФПвыполняется гидродинамический расчет и егорезультаты сравниваются с эталонными. Указаннаяпроцедура автоматически повторяется многократ-но, варианты с худшим совпадением с эталономисключаются, а с лучшим – сохраняются для после-дующей «селекции».

Влияние размера ячеек сеткиДля исследования влияния размера ячеек гидроди-

намической сетки на форму модифицированныхкривых ОФП, необходимых для компенсациипогрешности численного метода, было построенонесколько гидродинамических моделей. Рассматри-вался случай изотермической фильтрации при дав-лениях выше давления насыщения. Применялисьдвухфазные модели «черной нефти» (Black Oil). Рас-сматривался однородный строго горизонтальныйпласт. Модели отличались размером ячеек гидроди-намической сетки. Добывающая скважина распола-галась в центре пласта. Задавались постоянныйдебит жидкости в пластовых условиях и посто-янный приток воды на боковой границе областимоделирования. Плотность потока воды задаваласьтакой, чтобы обеспечить 100%-ную компенсациюотборов закачкой. На верхней и нижней границахобласти моделирования задавалось условие отсут-ствия перетока через границу. Такой способ заданияграничных условий позволил сопоставить вариантырасчетов для различных размеров ячеек сетки.Капиллярное давление было принято равным нулю.Были рассмотрены два варианта обводнения сква-жины: 1) краевой водой (модели 1-3); 2) конусом от

подошвенной воды (модели 4-6). Варианты отлича-лись начальным распределением нефтенасыщен -нос ти и интервалом перфорации добывающей сква-жины. Для каждого варианта построены три моделис различными размерами ячеек гидродинамическойсетки. Основные характеристики флюидов и поро-ды, использованные при моделировании, представ-лены ниже.

Пористость, % .........................................................20Абсолютная проницаемость, мкм2:

по латерали (XY) ...............................................0,25по вертикали (Z).............................................0,025

Вязкость в пластовых условиях, мПа·с:нефти ..................................................................16,6воды ....................................................................1,35

Сжимаемость, МПа-1: пор породы .....................................................3·10-4

нефти.............................................................8,4·10-4

Объемный коэффициент: нефти ................................................................1,044воды .........................................................................1

Плотность в поверхностных условиях, кг/м3:нефти ................................................................894,3воды ...................................................................1169газа ......................................................................1,58

Газосодержание, м3/м3.......................................17,83Нефтенасыщенность:

начальная ............................................................0,74остаточная.............................................................0,3

В таблице приведены характеристики гидродина-мических сеток.

Для модели с минимальным размером ячеек сеткииспользовались лабораторные (начальные) кривыеОФП. Для остальных моделей автоматически строи-лись модифицированные кривые ОФП с использо-ванием в качестве эталона результатов расчета длямодели с минимальным размером ячеек сетки.

При модификации кривых ОФП функция μ(s) немодифицировалась. Это было сделано для того,чтобы продуктивность скважин в моделях с модифи-цированными кривыми ОФП соответствовала про-дуктивности с лабораторными ОФП. В построенныхмоделях различия в продуктивности скважины длябольшинства случаев не превышали 5 %. Максималь-

Номер модели Параметры

1, 4 2, 5 3, 6

Число ячеек: по X и Y 105

15

5

по Z 20 4 4

Размер ячеек, м по X и Y 2

14

42

по Z 0,2 1 1



ное расхождение по продуктивности составило18 %. Это связано с различием в обводненности наначальном отрезке времени и, как следствие, с раз-личием в псевдовязкости. Таким образом, соответ-ствие моделей с различным размером ячеек сеткидруг другу по продуктивности скважины можносчитать удовлетворительным.

На рис. 1 представлено распределение нефтена-сыщенности по разрезу в один из моментов рабо-ты скважины, на рис. 2 – начальные и модифици-рованные кривые ОФП (арабские цифры 1–6 виндексе проницаемости k обозначают номер моде-ли), на рис. 3 – динамика обводненности продук-ции скважины и накопленной добычи нефти длядвух моделей.

Из рис. 1 и 3 видно, что при обводнении скважиныкраевой водой при расчете на грубой сетке вода под-ходит к скважине быстрее, чем при расчете на мел-кой сетке. Погрешность численного метода возни-кает из-за того, что нефтенасыщенность считаетсяпостоянной для всей ячейки. В результате теряетсяинформация о том, где внутри ячейки проходитфронт вытеснения. Вместо этого для расчета значе-

ний ОФП используется среднее повсей ячейке значение водонасыщен-ности, что в самом начале вытеснениянефти водой приводит к завышениюподвижности воды и занижениюподвижности нефти. На поздней ста-дии вытеснения наоборот, грубаясетка приводит к занижению подвиж-ности воды и завышению подвиж -нос ти нефти.

Из рис. 3 видно, что при обводнениискважины конусом подошвеннойводы (модель 6) ситуация противопо-ложна случаю обводнения краевойводой (модель 3). На грубой сеткеобводнение скважины происходитпозже, чем на мелкой сетке. Это связа-но с тем, что на грубой сетке объемячеек, через которые проходит конусводы, значительно больше объемасамого конуса. Поскольку водонасы-щенность усредняется по всей ячейке,это снижает водонасыщенность иделает воду менее подвижной, а нефтьболее подвижной.

Из рис. 2 и 3 следует, что степеньгрубости гидродинамической сеткисущественно влияет на форму моди-

Рис. 2. Начальные и модифицированныекривые ОФП при обводнении краевой водой (а)и конусом подошвенной воды (б)

Рис. 1. Распределение нефтенасыщенности через 500 дней после началаработы скважины



фицированных кривых ОФП. Форма модифициро-ванных кривых ОФП для моделей 2, 3 и 5, 6 сущес -твенно различается. Поэтому, если сетка становитсядостаточно грубой, то никакая модификация кри-вых ОФП не позволит получить адекватные резуль-таты расчета, так как обычно в пласте реализуетсясразу несколько типов обводнения скважин. Срав -нение модифицированных ОФП для различныхтипов обводнения скважин позволяет оценить при-годность гидродинамической сетки для моделирова-ния разработки объекта. Если модифицированныеОФП значительно отличаются друг от друга, тонеобходимо сделать сетку более мелкой. Напри-мер, использованную в моделях 3 и 6 гидро ди -намичес кую сетку следует признать слишком гру-бой и непригодной для построения гидродинами-ческих моделей.

Выводы1. Типичный для гидродинамических моделей

размер ячейки сетки (более 40 м) является доста-точно грубым и приводит к необходимости моди-

фикации кривых ОФП для компенса-ции погрешности численных методоврасчета.

2. Модифицированные кривые ОФПне обязаны быть «строго физичными»,поскольку отражают не только физикупласта, но и компенсируют погреш-ность численного решения уравненийгидродинамики на грубой сетке. В част-ности, модифицированные кривыеОФП не обязаны быть представленыстепенными функциями.

3. Форма модифицированных кри-вых ОФП зависит не только от разме-ров ячейки сетки, но и от типа (харак-тера) обводнения скважины.

4. Перед началом адаптации гидроди-намической модели целесообразнопостроить модифицированные кривыеОФП, отражающие влияние грубости

сетки и режима обводнения скважин. Сравнениемодифицированных ОФП, полученных для различ-ных типов обводнения скважины, позволяет оце-нить пригодность выбранной гидродинамическойсетки для моделирования.

Рис. 3. Динамика обводненности и накопленной добычи нефти приначальных и модифицированных кривых ОФП:

а, б – модель 3; в, г – модель 6


1. Shlumberger PSEUDO. Reference Manual 2005A.2. РД 153 39.0 047 00. Регламент по созданию постоянно действую-щих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтя-ных месторождений. – М.: Министерство топлива и энергетикиРоссийской Федерации, 2000.3. Методические указания по созданию постоянно действующихгеолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяныхместорождений (Ч. 2. Фильтрационные модели). – М.: ОАО«ВНИИОЭНГ», 2003. – 228 с.

ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» - современное высокотехнологичное пред-приятие. Коллектив на первоначальном этапе насчитывает 150 человек, 10 из нихимеют ученую степень.

Перед ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» поставлены серьезные задачи: подго-товка и реализация технологических и проектных решений в сейсморазведке, регио-нальной геологии и концептуальном проектировании на уровне современных миро-вых стандартов. В числе приоритетов института - развитие новых бизнес-направле-ний: проектирование разработки и обустройства месторождений; создание и развитие

сейсмического центра, Корпоративного банка данных сейсмической и геолого-геофизической информацииОАО «НК «Роснефть».

Институт выполняет научно-проектное сопровождение геолого-разведочных работ на Ванкорском иЮрубчено-Тохомском месторождениях, а также лицензионных участках, находящихся в оперативномуправлении ЗАО «Ванкорнефть» и ОАО «Востсибнефтегаз». Ведется подсчет запасов и разработка ТЭО КИНЮрубчено-Тохомского месторождения. Продолжаются обработка и интерпретация сейсмических данныхдля ООО «РН-Казахстан» и ООО «Восток-Энерджи», подготовка программ геолого-разведочных работ пообъектам Иркутской области. В перспективе планируется значительное увеличение объемов работ ООО«РН-КрасноярскНИПИнефть», в том числе за счет выполнения заказов федеральных и территориальныхорганов МПР России, а также других недропользователей.

ООО «РН−КРАСНОЯРСКНИПИНЕФТЬ»

660022, РФ, г. Красноярск, ул. П. Железняка, 24в

Тел.: (391) 259−1743; факс: (391) 259−1735

E−mail: Sekr@kr−nipineft.ru

Генеральныйдиректор МихаилАркадьевичГородников

Обсуждение проекта бурения поиско−во−оценочной скв. 3 Петимовская. Это20−й совместный проект двух кадида−тов наук Н.С. Покровского (слева) – за−местителя заведующего отделом ре−гиональной геологии и планированияГРР и В.А. Мельникова (справа) – заме−стителя заведующего отделом про−ектирования строительства скважин иавторского надзора

Менее года назад в рамках реализации Стратегии развития ОАО «НК «Роснефть» былопринято решение о создании в Красноярске самостоятельного научно-производствен-ного подразделения, что связано с расширением деятельности компании в ВосточнойСибири. В октябре 2008 г. список предприятий Корпоративного Научно-проектногокомплекса пополнил новый институт - ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», призван-ный обеспечить комплексное научно-проектное сопровождение среднесрочных и дол-госрочных программ дочерних обществ ОАО «НК «Роснефть» в Красноярском крае иИркутской области.

Для успешного развития института руководством компании принято решение о строительстве вг. Красноярске современного научно-проектного комплекса. Планируется, что он будет введен в эксплуата-цию в 2011 г.



Введение

В сентябре 2007 г. в ОАО «НК «Роснефть» былопринято решение о создании Корпоративного банкаданных сейсмической и геолого-геофизическойинформации КБД «ГЕОБАНК» (далее КБД).

Целью создания КБД является обеспечениесохранности геолого-геофизических данных, повы-шение производительности труда при созданиипроектно-технической документации и автоматиза-ция работы Центра хранения сейсмической инфор-мации ОАО «НК «Роснефть».

В рамках работ над общим проектом по созданиюКБД ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» разраба-тывает подсистему «Сейсморазведка» (рис. 1),состоящую из разделов:

• «Полевая сейсморазведка» (полевые сейсмиче-ские данные);

• «Результаты обработки» (сейсмические разрезы,обработанные сейсмограммы и сопутствующаяинформация);

• «Результаты интерпретации» (результаты интер-претации сейсмической информации).

Назначение подсистемы «Сейсморазведка»

Подсистема «Сейсморазведка» выполняет следую-щие функции:

• унифицированное представление сейсмическойинформации, полученной на этапах поиска и раз-ведки месторождений углеводородов;

• организация системы сбора цифровой геологи-ческой и геофизической информации;

• реализация технического контроля качествацифрового материала, поступающего от исполните-лей исследований и научно-исследовательскихработ;

• хранение структурированной информации вцентрализованной базе данных;

• хранение слабо структурированной информа-ции (образов документов, файлов, их атрибутов) вфайловых архивах и реализация поискового меха-низма;

• хранение данных большого объема в архивецифровых носителей информации или роботизиро-ванной библиотеке и осуществление навигации поархиву;

• обеспечение эффективного доступа пользовате-лей ко всем накопленным информационным ресур-сам подсистемы.

Основополагающим разделом подсистемыявляется «Полевая сейсморазведка» – программ-ный комплекс, состоящий из следующих функцио-нальных модулей:

• «Методика полевых работ» (данные о методикепроведения полевых сейсморазведочных работМОГТ-2Д и МОГТ-3Д );

Организация хранения сейсмической информации в ОАО «НК «Роснефть»

А.В. Ходяев, А.В. Лапушов, В.Н. Москвич(ООО «РН−КрасноярскНИПИнефть»)

УДК 681.518:550.834.05 © А.В. Ходяев, А.В. Лапушов, В.Н. Москвич, 2009

Рис. 1. Положение подсистемы «Сейсморазведка» в общейсхеме КБД



• «Планово-высотные данные сейсморазведки»(сбор и хранение данных о планово-высотном поло-жении пунктов геофизических наблюдений присейсморазведочных работах);

• «Полевой материал» (регистрация полевого сейс-мического материала, представленного цифровымимассивами данных больших объемов как архивныхобъектов для хранения на внешних носителяхинформации в архиве или роботизированной биб-лиотеке);

• «Архив носителей информации» (сведения овнешних носителях информации в архиве или робо-тизированной библиотеке, а также данные об увязкеархивных объектов, зарегистрированных в модуле«Полевой материал», и носителей информации);

• «Заказы и доставка данных» (регистрация и фик-сирование заказов на отгрузку данных из раздела«Полевая сейсморазведка», осуществляемую черезкурьерскую службу доставки);

• «Просмотр данных удаленными пользователя-ми» (доступ к данным подсистемы для удаленныхпользователей).

Технология хранения данных

Подсистема «Сейсморазведка» разрабатывается натрехуровневой платформе обработки данных. Спо-собы организации хранения информации в подсис -теме представлены в таблице.

Первый уровень – хранение данных. Хранениеинформации в подсистеме реализовано следующимобразом:

• реляционная модель – представление информа-ции в табличном виде под управлением СУБД;

• организация архивов для хранения больших мас-сивов данных, представленных файлами или набо-ром файлов на внешних носителях информации.

Второй уровень – обработка и загрузка данных,состоящих из следующих компонентов:

• сервер приложений – хранение и исполнениескриптов Web-приложения для доступа к данным,обработка запросов удаленных пользователей;

• программное обеспечение для загрузки данных –программные приложения на платформе Win32, спомощью которых выполняется загрузка и регист-рация данных в системе.

Третий уровень – представление данных. С помо-щью Web-интерфейса, удаленным пользователямпредоставляется доступ к данным раздела.

Структура комплекса технических средств

Объем данных, предполагаемых для хранения вподсистеме «Сейсморазведка», составляет десяткитерабайт информации, из них временных разрезовдо 10 %, полевой информации и сейсмических про-ектов 70-80 %. Схема организации техническихсредств разрабатываемой подсистемы представле-на на рис. 2.

Сервер баз данных управляет хранением ипоиском информации в таблицах базы данных, атакже поддерживает ведение файловых архивов.Сервер функционирует на базе СУБД Oracle.

Сервер хранения (файловый сервер) предназначендля массового хранения и поиска архивной инфор-мации. Подключенные к нему устройства чтенияленточных носителей информации выполняют раз-личные функции резервного копирования иввода/вывода данных.

Сервер доступа (сервер приложений) обеспечива-ет функционирование трехуровневой архитектуры«клиент – сервер» и поддерживает Web-сервисы(удаленный доступ к данным).

Архив цифровых носителей информации – робо-тизированная библиотека необходима дляввода/вывода и хранения массивов данных большо-го объема (полевых сейсмограмм, проектов и др.), атакже используется для резервного копирования

Способ организации хранения Раздел подсистемы КБД «Сейсморазведка» Внешние носители, роботизированная библиотека Память ЭВМ

Полевая сейсморазведка Полевые сейсмограммы, сейсмограммы с введенной геометрией

Методика проведения работ, отчеты, планово-высотные данные, сопутствующая информация (рапорты оператора, SPS, P1/90, P2/94 файлы, абрисы и др.)

Результаты обработки Обработанные сейсмограммы, сейсмические кубы 3D Сейсмические разрезы 2D, сопутствующая информация, (статические поправки, скорости суммирования и др.)

Результаты интерпретации Копии интерпретационных проектов (backup) Данные T0, H, разломов, скоростных моделей, результаты геологической интерпретации



информации, находящейся на дисковых массивахсервера хранения и сервера баз данных.

В предлагаемой схеме для поддержания работо-способности подсистемы при сбоях оборудованияили программного обеспечения предусмотрены сле-дующие меры сохранения данных:

• организация двух blade-серверов в сервере доступа;• дисковые массивы на RAID-системах с «горячей»

заменой дисководов;• резервное копирование базы данных и дискового

массива сервера хранения с возможностью после-дующего их восстановления;

• дублирование сервера баз данных;• хранение данных на внешних носителях в двух

экземплярах.

ЗаключениеВ настоящее время в Центре хранения сейсмиче-

ской информации ОАО «НК «Роснефть» проводитсяопытно-промышленная эксплуатация раздела«Полевая сейсморазведка» на основе данных, пере-данных дочерними обществами компании. Объемзагруженных данных составляет около 3 % общегопланируемого объема.

В 2009-2010 гг. планируется дальнейшая разработ-ка подсистемы «Сейсморазведка», разделов «Ре зуль -таты обработки» и «Результаты интерпретации». Врамках промышленной эксплуатации раздела«Полевая сейсморазведка» планируется загрузкаархивной и текущей полевой сейсмической инфор-мации дочерних обществ компании.

Рис. 2. Схема организации технических средств

В 1947 г. был создан Иркутский филиал Гип ро газ топ про -ма. После объединения Гипронефтезавода и Гип рогаз топ про -ма в институт ВНИПИнефть Иркутский филиал получилстатус Ангарского филиала ВНИПИнефть. В 1991 г. филиалбыл преобразован в институт «Ангарскнефтехимпроект», с1993 г. – ОАО «Ангарскнефтехимпроект».

За 62 года существования институт выполнил более 50проектов в области нефтехимии, нефтепереработки и трубо-проводного транспорта. Среди последних проектов: модерни-зация атмосферного и вакуумного блока ГК-3, установка изо-меризации (ОАО «АНХК»), ЦПС Ванкорского месторождениянефти, первая в России котельная на водороде для ОАО«Саянск химпласт», завод полиэтилентерефталата в г. Кали нин -гра де (совместно с ОАО «УДЕ»), производство трихлорсилана(г. Усолье-Сибирское) и др.

По проектам института построены производства в Ангарске,Нижнекамске, Новосибирске, Уфе, Рязани, Якутии, Узбекистане,Литве и других регионах. Кроме производственных объектов,институт выполнил ряд проектов социально-культурногоназначения, таких как ДК «Энергетик», санаторий-профилакто-рий, поликлиника, терапевтический и хирургический корпусаМСЧ-36 в Ангарске.

В мае 2007 г. ОАО «Ангарскнефтехимпроект» вошло всостав ОАО «НК «Роснефть», что стало новой вехой в разви-тии института. На данный момент в институте трудятся 350человек.

В институте развито наставничество, идет интенсивноеобучение новым программным средствам, организован классдля компьютерного обучения, создается Центр компетенциипо экологии и промышленной безопасности, обучены спе-циалисты и ведутся работы по проведению экспертизы про-мышленной безопасности. Меняется схема управленияобществом, оргструктура, создается отдел инжиниринга икомплектации, т.е. осуществляется поэтапный переход напроектный принцип работ.

В настоящее время институт готовится к генпроектирова-нию на стадии рабочей документации для строительстваООО «РН-Приморский НПЗ».

Образован комплексный отдел в г. Ачинске, в стадии органи-зации отдел в г. Находке с дальнейшим расширением до филиа-ла. Институт располагает необходимыми производственнымиплощадями, современными средствами выполнения проектов ихорошей репутацией среди партнеров, заказчиков и строитель-но-монтажных организаций.

В 2008 г. ОАО «Ангарскнефтехимпроект» было отмечено как«Лучший институт downstream-направления КНПК по итогам2008 года».

665819, РФ, г. Ангарск, ул. Чайковского, 58

Тел.: (3955) 676−730; факс: (3955) 562−853


Архитектуроно−строительный отдел

ГенеральныйдиректорАлександрВладимировичСмоляр

Технологический отдел

Монтажный отдел

ОАО «АНГАРСКНЕФТЕХИМПРОЕКТ»

ОАО «Самаранефтехимпроект» - институт по проектированию предприятий нефтеперерабатывающей инефтехимической промышленности - создан в 1951 г. как Куйбышевский филиал Гипронефтезавода, позднеефилиал ВНИПИнефти. С лета 2007 г. институт входит в состав ОАО «НК «Роснефть». Численность сотрудни-ков института составляет 457 человек, 5 сотрудников имеют ученую степень.

За последние годы в результате освоения передовых методов проектирования с использованием самых со-временных технологий компьютерного моделирования в институте обеспечивается опережающий уровень врешении задач по созданию новых и кардинальной реконструкции существующих объектов нефтепереработ-ки и нефтехимии. Серьезным вкладом в инновационное развитие отрасли является участие ОАО «Самаранеф-техимпроект» в разработке следующих проектов.

В области нефтепереработки ОАО «Самаранефтехимпроект» выполняет проектирование в соответствии состратегической программой модернизации заводов Самарской группы, направленной на увеличение глубиныпереработки и улучшение качества вырабатываемых продуктов в целях реализации инвестиционной програм-мы по выпуску товарных продуктов в соответствии со стандартом ЕВРО-3,4.

Институт принимает участие в реконструкции Туапсинского НПЗ, которая позволит увеличить объем пере-работки нефти от 4,2 млн. до 12 млн.т/год.

В области нефтехимии институт выполнил для ОАО «Казаньоргсинтез» уникальный проект по реконструк-ции производства полиэтилена низкого давления (технология фирмы UNIVATION, США). В результате мощ-ность производства увеличилась от 210 тыс. до 510 тыс. т/год.

В области нефтедобычи ОАО «Самаранефтехимпроект» активно участвует в проектировании объектовВанкорского месторождения: конечная нефтеперекачивающая станция (КНПС) «Пурпе», центральный пунктсбора (ЦПС). Проектирование КНПС «Пурпе» осуществляется совместно с проектными институтами ООО«РН-Уфа НИПИнефть» и «Уфанефтепроект», ЦПС - совместно с ОАО «Ангарскнефтехимпроект».

К 2011 г. планируется повышение производительности труда в 1,5 раза за счет концентрации на типовомпроектировании, освоения новых методик и компьютерных технологий проектирования мирового уровня, пе-рехода на проектный принцип работ, постоянного повышения квалификации сотрудников института.

ОАО «САМАРАНЕФТЕХИМПРОЕКТ»

443110, РФ, г. Самара, ул. Ново−Садовая, 11

Тел.: (846) 278−5003; факс: (846) 278−5000




ВведениеОпыт эксплуатации резервуарных парков показал,

что наиболее интенсивному износу подвергаютсяднища и нижние пояса резервуаров, работающие вконтакте с соленой подтоварной водой. Защитаднищ резервуаров от коррозии различного родапокрытиями не обеспечивает их длительнойсохранности. Плохо подготовленная поверхностьснижает адгезию покрытия и, как следствие, ухуд-шает способность покрытия защищать металл откоррозии. Особую трудность представляют подго-товка и окраска поверхности при наличии на нейщелей, зазоров, глухих отверстий. Одним из эффек-тивных методов борьбы с коррозией днищ и ниж-них поясов резервуаров является комплекс мер,включающий нанесение защитного покрытия ипротекторную защиту. Преимущества последнейзаключаются в простоте монтажа и независимостиот внешнего источника тока, как при катоднойзащите, основной недостаток – безвозвратная поте-ря материала протектора [1].

Выбор материала протекторов (в основном этоцинк, магний, алюминий и сплавы на их основе)зависит от минерализации подтоварной воды. Впоследнее время добываемая нефть сильно обводне-на, и содержание в ней солей может составлятьболее 40 г/л [2]. При такой минерализации рекомен-дуется использовать алюминиевые протекторы [3].

Поскольку применение чистых металлов и ихсплавов является достаточно дорогим, значитель-ный интерес представляет использование для изго-товления протекторов вторичных алюминиевых

сплавов с примесями, которые можно получить изотработанных изделий. Это позволит снизить себе-стоимость протекторов и рационально использо-вать материалы.

Автором статьи проводятся исследования свойстввторичных алюминиевых сплавов с целью определе-ния области их дальнейшего применения с учетомэлектрохимических и коррозионных характеристик,а также возможности использования этих сплавовдля изготовления протекторов путем простого пере-плава или введения модификаторов.

Проводились испытания вторичных алюминие-вых сплавов, приближенных по своим химическимсоставам к маркам АМг, АВ, АК-8, и сплавов наоснове Al-Cu-Si. Химический состав исследуемыхобразцов представлен в таблице.

Химический состав пластовых вод и содержаниеотдельных компонентов могут изменяться в широ-ком диапазоне [4]. На основании анализа подтовар-ных вод Самарской и Оренбургской областей былвыбран модельный раствор, состав которого наибо-лее близок к химическому составу подтоварных вод:содержание NaCl – 98,6 %; ионов Ca2+ – 0,28 %;Mg2+ – 0,012 %; SO4

2- – 0,524 %. Исследуемые образцы выдерживались в модель-

ных растворах минерализацией от 20 до 200 г/л. Порезультатам периодического взвешивания опреде-лялись весовые показатели скорости самораство-рения, т.е. фактически скорости коррозии образ-цов. Зависимости весовых показателей скоростисаморастворения от минерализации воды пред-ставлены на рис. 1.

Влияние химического состава вторичных алюминиевых сплавов на эффективность их работы в качестве протекторов

М.В. Бестужевский (ОАО «Самаранефтехимпроект»)

УДК 622.692.23.076 © М.В. Бестужевский, 2009



Одними из критериев, определяющих практиче-скую пригодность протекторных сплавов, являют-ся достаточно отрицательный потенциал инезначительное саморастворение [1]. Известно,что содержание в сплаве таких элементов, как Mg,Mn, Cu, Fe, может по-разному влиять как на ско-рость саморастворения [5, 6], так и на величинупотенциала.

Результаты экспериментов демонстрируют опре-деленные различия в скорости саморастворения. Изизучаемых групп образцов низкую скорость самора-створения показали образцы, химический составкоторых приближен к маркам АВ и АМг. Такое пове-

дение образцов можно объяснить отсутствием илинизким содержанием в их составе вредных приме-сей меди и железа, а также наличием в сплавах АМгвысокого содержания магния.

Так как исследуемые материалы предполагаетсяиспользовать в качестве протекторных, наряду свесовым показателем скорости саморастворениянеобходимо также знать стационарные потенциалы,зависимости которых от минерализации воды пред-ставлены на рис. 2. Наиболее отрицательным потен-циалом обладают образцы, химический состав кото-рых приближен к марке АМг. Из общего числаобразцов данной марки лишь образец 12 отличается

Рис. 1. Зависимость весового коэффициента ско−рости коррозии от минерализации раствора(цифры на кривых соответствуют номерам об −разцов в таблице)

Содержание, % (основ. Al) Номер образца

Cu Si Mg Mn Ti Fe Zn Be Примечание

2 0,8 0,6 1,52 0,26 0,02 0,4 - -

3 0,75 0,62 0,32 0,15 0,02 0,41 - -

Cоответствует марке



АВ

5 2,3 0,71 0,75 0,33 0,03 0,69 - - АК-8

1 0,84 0,63 1,9 0,74 - 0,5 0,2 -

8 1,05 2,5 0,1 0,15 0,02 0,58 - -

11 1,18 2,54 0,12 0,1 0,02 0,52 - -


Al-Cu-Si

05 - - 4 0,09 - 0,45 - 0,0002

06 - - 4,15 0,09 - 0,47 - 0,0002

07 - - 3,8 0,09 - 0,49 - 0,0002

08 - - 3,9 0,09 - 0,6 - 0,0002

09 - - 3,95 0,09 - 0,42 - 0,0002

12 - - 3,9 0,19 - 0,45 - 0,0002

АМг

Рис. 2. Зависимость потенциалов образцов отминерализации раствора (цифры на кривых соот−ветствуют номерам образцов в таблице)



меньшим отрицательным потенциалом, что, видимо,связано с присутствием в его составе более 0,09 %марганца (см. таблицу).

Анализ полученных данных показывает, чтообразцы, приближенные к маркам АВ, АК-8 и спла-вам на основе Al-Cu-Si, с потенциалами в интерва-лах значений от -0,38 до -0,52 В не смогут обеспе-чить достаточной защиты конструкционных мате-риалов, так как стандартный потенциал сталиравен -0,44 В [1].

В качестве протекторных сплавов можно рекомен-довать материалы, химический состав которых при-ближен к марке АМг. Но даже эти образцы ведутсебя по-разному. Так, в ходе экспериментов образцы05, 06, 09, сходные по химическому составу и практи-чески не отличающиеся по содержанию элементов,показали разные скорости саморастворения винтервале концентраций модельного раствора 80-200 г/л: скорость саморастворения образцов 05, 06составила 0,0036-0,012 г/(см2·ч), образца 09 – 0,002-0,0064 г/(см2·ч) (см. рис. 1).

В качестве предположения может быть использо-вана гипотеза о влиянии структуры изучаемых

сплавов, так как в некоторые образцы вво-дились модификаторы, обеспечивающиеоднородность структуры. Микрошлифы об -разцов 05, 06, 09, представленные на рис. 3,позволяют выявить различия в содержаниивключений по границам зерен.

ЗаключениеДальнейшее изучение поведения вторич-

ных алюминиевых сплавов в растворахразличной минерализации, сравнитель-ных характеристик технологии литья, раз-меров зерен, структурных составляющих,

окаймляющих границы зерен, и электрохимическиххарактеристик образцов позволит выявить влияниехимических и структурных составляющих этихсплавов на эффективность их работы в качествепротекторов.


1. Техника борьбы с коррозией/Р. Юхневич, В. Богданович,Е. Валашковский, А. Видуховский/Пер. с польск. Под ред.Сухотина А.М. – Л.: Химия, 1980. – 224 с.

2. Васильев С.В., Стариков В.П., Кац Н.Г. Опыт эксплуатациипротекторной защиты нефтяных резервуаров//Нефтегазовоедело. – 1997. – С. 127-133.

3. Рекомендации по протекторной защите днищ стальныхрезервуаров от коррозии, вызываемой дренаж (подтоварной)водой. – Уфа: Башнефть, 1991. – 24 с.

4. Каспарьянц К.С. Проектирование обустройства нефтяныхместорождений. – Самара.: СамВен, 1994. – 412 с.

5. Гуляев А.П. Металловедение. Учебник для вузов. 6-е изд.,перераб. и доп. – М.: Металлургия, 1986. – 544 с.

6. Структура и коррозия металлов и сплавов: Атлас.Справ./И.Я. Сокол, Е.А. Ульянин, Э.Г. Фельдгандлер и др. – М.:Металлургия, 1989. – 400 с.

Рис. 3. Микроструктура (х500) образцов 05 (а), 06 (б), 09 (в)

Испытательный центр – Управление контроля качества (ИЦ-УКК) – испытательное и инжиниринговое подразделение ОАО«Ангарская нефтехимическая компания» (ОАО «АНХК») обес-печивает развитие производства качественной продукции с уче-том современных требований рынка. ИЦ-УКК – крупнейший вРоссии испытательный центр в системе сертификации ГОСТ Р.

В структуру ИЦ-УКК входит девять лабораторий с общейчисленностью персонала 420 человек. Ежегодно центр выпол-няет более 2 млн. анализов при объеме паспортизируемой про-дукции более 20 тыс. т/сут по более чем 100 наименованиям.Ассортимент освоенной продукции превышает 200 наименова-ний.

За последние 5 лет в ИЦ-УКК внедрено более 100 собствен-ных разработок, получено 46 патентов РФ, опубликовано около200 работ, защищено 10 диссертаций. Активно ведется обновле-ние испытательной и аналитической базы ИЦ-УКК: закуплено250 единиц средств измерения и испытательного оборудования,что позволило освоить более 50 новых методов испытаний, сер-тифицировать более 100 видов продукции.

Инновационная деятельность специалистов отмечена гра-мотами Минэнерго РФ, ОАО «НК «Роснефть». Результатомявляется внедрение собственных разработок в производство.

За прошедшие годы достигнуты весомые результаты:- разработана и внедрена информационно-аналитическаясистема «Качество», осваивается пилотный проект внедре-ния ЛИС ЛИМС;- внедрены новейшие программы математического модели-рования технологических процессов;- ИЦ-УКК аккредитован на техническую компетентность всистеме ГОСТ Р;- внедрена программа АИС ТПС.ИЦ-УКК установлены прочные связи с ведущими компания-

ми, научно-исследовательскими организациями и специалистамиотрасли.

В современных условиях коренной реконструкции нефтепе-рерабатывающей отрасли России перед ИЦ-УКК стоят сложныезадачи, что требует значительных профессиональных усилий,направленных на решение задач выработки и продвижениясовременной продукции ОАО «АНХК» на потребительскомрынке.

Испытательный Центр − Управление контроля качестваОАО «АНГАРСКАЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ»

665830, Иркутская обл., г. Ангарск

Тел.: (3955) 574−700; факс: (3955) 577−002, 577−597


57


ВведениеНефтепроводная система Восточная Сибирь –

Тихий океан (ВСТО) строится для транспортировкироссийской нефти на перспективный рынок Азиат-ско-Тихоокеанского региона. Ранее планировалось,что первая очередь ВСТО будет запущена в октябре– декабре 2008 г., однако срок ее ввода перенесен наконец 2009 г. В ноябре 2008 г. начато заполнениечастично построенного участка первой очередисистемы нефтями cеверных месторождений: Тала-канского (южная часть Республики Саха (Яку тия)) иВерхнечонского (север Иркутской области), в пер-спективе предусматривается подача нефти Юрубче-но-Тохомского месторождения (Эвенкий ский авто-номный округ).

С 2009 г. до окончания строительства ВСТО пре -дус матривается эксплуатация системы в реверсномрежиме – в западном направлении на участке Тала -кан – Тайшет [1], т.е. подача нефтей северных место-рождений в нефтепровод Омск – Ангарск. Такимобразом, для переработки на восточные НПЗ ОАО«НК Роснефть» (в том числе НПЗ ОАО «АНХК»)наряду с традиционно используемой западноси бир -ской нефтью [2] будут поступать нефти северныхместорождений.

В ОАО «АНХК» для оценки условий эксплуатациитехнологических объектов при переработке нефтейуказанных месторождений проведены исследованияотобранных образцов, определено качество выде-ленных из них целевых фракций, проведен про-мышленный пробег с вовлечением в сырье блокапервичной переработки АТ установки ГК-3 этихнефтей и наработаны опытно-промышленные пар-тии автомобильных бензинов, авиакеросина,дизельных топлив.

Основные свойства нефтей западно-сибир скихи северных месторождений

Анализ нефтей по ГОСТ Р 51858-2002 (с измене-нием № 1) (табл. 1) показал следующее:

- в отличие от западносибирской нефти северныхместорождений относятся к классу малосернистых,массовая доля серы не более 0,6 %;

- по плотности талаканская нефть, как и западно-сибирская, относится к первому типу (легкая), верх-нечонская – ко второму (средняя), юрубчено-тохом-ская – к типу 0 (особо легкая);

- нефти северных месторождений по массовойдоле парафина (менее 6 %) отвечают требованиям,предъявляемым к нефтям для перекачки трубопро-водным транспортом;

Проблемы переработки нефтей северных месторождений на НПЗ ОАО «НК «Роснефть»

А.И. Ёлшин, В.П. Томин, В.А. Микишев, И.Е. Кузора(Испытательный центр ОАО «АНХК»)

УДК 665.6 © Коллектив авторов, 2009

Таблица 1

Нефть Показатели

западносибирская верхнечонская талаканская юрубчено-тохомская Плотность при температуре 20 °С по ГОСТ 3900, кг/м3

839,6 851,5 838,2 812,6

Массовая доля серы по ГОСТ 1437, % 0,64 0,57 0,50 0,20 Объемный выход фракций по ГОСТ 2177, %, до температуры:

200 °С

30,0

20,0

24,0

28,0 300 °С 52,0 38,5 42,5 48,0

Массовая доля парафина по ГОСТ 11851, %

2,3 2,3 1,3 1,9

Массовая концентрация хлористых солей по ГОСТ 21534, мг/дм3

12,2 198,8 114,9 63,0

Температура застывания по ГОСТ 20287, °С -17 -47 -47 -40

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»



- нефти северных месторождений имеют меньшийвыход фракций, выкипающих до температуры 200 и300 °С (при проведении анализа по ГОСТ 2177-99),чем западно-сибирская нефть;

- по массовой концентрации хлористых солей,характеризующей степень подготовки нефти, верх-нечонская и талаканская нефти относятся ко второйгруппе, т.е. этот показатель изменяется от 100 до300 мг/дм3, что на порядок выше, чем содержаниехлористых солей в западносибирской нефти; юруб-чено-тохомская нефть также имеет относительновысокое содержание хлористых солей – 63 мг/дм3,но, как и западно-сибирская нефть, относится к пер-вой группе;

- температура застывания не нормируется ГОСТР 51858-2002, тем не менее нефти новых месторож-дений характеризуются низкой температуройзастывания – ниже -40 °С.

Для установления количественного содержания внефтях отдельных фракций, определения потенци-ального содержания в них товарных нефтепродук-тов по методике ОАО «ВНИИ НП»[3] образцы прошли разгонку нааппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85на узкие фракции. Компаундиро-ванием узких фракций определе-ны потенциалы бензина, авиакеро-сина, дизельных топлив летнего изимнего видов, а также выходотдельных целевых фракций(табл. 2).

Полученные значения потенциа-лов топлив используются в ОАО«АНХК» для расчета по указаннойметодике потенциального содержа-ния в нефти суммы светлых нефте-продуктов с учетом ассор-тимента. Выход фракций дотемпературы 350 и 360 °С слу-жит качес твенной характе -рис тикой суммы «светлых»фракций в нефти.

Качество легких дистил-лятов приведено в табл. 3, изкоторой следует, что сырьеизомеризации из северныхнефтей характеризуется по -вышенным содержанием се -ры, в основном в виде мер-каптанов. В базовом про-екте строительства в ОАО«АНХК» установки изоме-

ризации не предусмотрена предварительная гидро -очис тка сырья в связи с низким содержанием серы вцелевой фракции, выделенной из западно-сибир-ской нефти. Требование базового проекта по массо-вому содержанию серы в сырье – не более 0,01 %.При поступлении в ОАО «АНХК» северных нефтейна постоянной основе потребуется строительствоблока гидроочистки сырья изомеризации.

Выделенное из северных нефтей сырье для уста-новки риформинга содержит значительно большесеры, чем из западносибирской нефти, в частности,для сырья из талаканской нефти это превышениесоставляет более 25 раз. Для обеспечения требова-ний к остаточному содержанию серы в гидрогениза-те (не более 0,00005 %) потребуется ужесточениеусловий работы блока гидроочистки, что уменьшитмежрегенерационный период эксплуатации катали-затора. Вторым фактором, снижающим эффектив-ность риформинга, является меньшее (более чем в2 ра за) по сравнению с западносибирской нефтьюсодержание в сырье нафтеновых углеводородов. При

Таблица 2

НефтьПоказатели западно-

сибирская верхнечонская талаканская юрубчено-

тохомскаяМассовое содержание газа до С4 включительно, %

2,5 1,0 0,8 3,9

Массовый выход фракций по ГОСТ 11011, %, до температуры, °C:

350

56,9

42,9

47,6

51,8360 58,9 45,1 49,6 53,4

Массовый потенциал, %: бензина, в том числе:

25,7

16,5

20,3

22,1

сырья изомеризации 3,4 1,9 3,4 3,6сырья риформинга 19,3 12,1 13,3 15,5

керосина 25,1 16,7* 18,7* 20,6**зимнего дизельного топлива 40,2 34,4 37,2 38,5**летнего дизельного топлива 43,7 35,0 40,4 40,6**

* Потенциал показателей, кроме плотности и массовой доли меркаптановой серы, определен в соответствии со всеми требованиями ГОСТ 10227-86. ** Потенциалы приведены по данным работы [4].

Таблица 3

НефтьПоказатели западно-

сибирская верхнечонская талаканская юрубчено-

тохомская Качество сырья изомеризации (фракция 30-70 °С)

Массовая доля серы по ГОСТ 13380, % 0,0002 0,017 0,036Массовая доля углеводородов по ASTM D 5234, %:

парафиновых

41,5

49,5

48,0

54,1изо-парафиновых 34,1 40,1 43,2 39,3ароматических 0,8 2,5 2,6 1,3нафтеновых 23,6 7,5 5,8 5,2олефиновых 0,03 0,3 0,4 0,1

Качество сырья риформинга (фракция 80-180 °С)Массовая доля серы по ГОСТ 13380, % 0,0028 0,016 0,075Массовая доля углеводородов по ASTM D 5234, %:

парафиновых

22,0

31,0

31,7

39,0изо-парафиновых 26,0 35,6 37,2 32,1ароматических 9,6 13,8 11,4 7,8нафтеновых 42,0 19,0 19,1 20,0олефиновых 0,2 0,6 0,6 0,9



реформировании сырья с пониженным содержани-ем нафтенов для получения катализата с требуемы-ми детонационными свойствами эксплуатация ката-лизатора риформинга будет проводиться при повы-шенных температурах, увеличенной кратности цир-куляции водородсодержащего газа из-за сниженияконцентрации в нем водорода. Ужесточение условийреформирования снизит выход стабильного катали-зата, а также уменьшит межрегенерационныйпериод работы катализатора риформинга.

Качество средних дистиллятовВыделенные из северных нефтей потенциалы

дизельных топлив зимнего и летнего видов (табл. 4)по всем показателям качества отвечают требова-ниям ГОСТ 305-82 (с изменениями № 1-5). При этоммассовая доля фракций, входящих в потенциалыкак зимнего, так и летнего дизельных топлив изсеверных нефтей ниже, чем из западносибирской.При переработке последней в ОАО «АНХК» припроизводстве зимнего дизельного топлива с массо-вой долей серы не более 0,2 % не требуется предва-рительная гидроочистка дизельного дистиллята.Когда доля верхнечонской нефти в смеси с западно-

сибирской будет значительной, а отбор – прибли-жаться к потенциальному содержанию, производ-ство зимнего дизельного топлива по ГОСТ 305-82без гидроочистки может стать проблематично.

Качество выделенных потенциалов топлива ТС-1свидетельствует о том, что при атмосферной пере-гонке верхнечонской и талаканской нефтей поотдельности или их смеси получить стандартный поплотности при температуре 20 °С авиакеросинневозможно, так как ограничение по температуреначала кристаллизации не позволяет вовлекатьболее тяжелые высококипящие фракции. Крометого, массовая доля меркаптановой серы в потен-циалах авиакеросина, полученного из северных неф-тей (см. табл. 4), не соответствует требованиямГОСТ 10227-86 и превышает норму в 3-6 раз.

Расчеты показали, что при смешивании северныхнефтей с не менее чем 50 % западносибирскойможно получить топливо ТС-1, отвечающее требо-ваниям ГОСТ 10227-86 по плотности, и при смеши-вании с 85 % – требованиям по содержанию меркап-танов. Достоверность расчета была подтвержденапутем разгонки на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-

85 смеси западносибир-ской, талаканской и верхне-чонской нефтей. Ском - паунди рован ный из фрак-ций, выкипающих при тем-пературе 110-240 °С (поИТК), потенциал топливаТС-1 по всем показателямотвечал требованиям стан-дарта на высший сорт прииспользовании 15 % север-ных нефтей.

Использование смесинефтей для получениятоплива

Анализируя вышеизло-женное, можно прийти квыводу, что использованиесмеси северных и тради-ционных нефтей для вос-точных НПЗ ОАО «НК Рос -нефть» лимитируется нео б -ходимостью выработкиавиакеросина и возмож-ностью организации егогидроочистки. На НПЗ ОАО«АНХК» отсутствует техни-ческая возможность гидро-очистки 470-480 тыс. т/год

Таблица 4

НефтьПоказатели Норма западно-

сибирская верхнечонская талаканская

Качество потенциала ТС-1 (ГОСТ 10227-82)Фракция по ГОСТ 11011, оС - 110-245 110-235 110-235Плотность при температуре

температуре

20 °С по ГОСТ 3900, кг/м3 ≥780 791 771 767

Вязкость кинематическая при 20 оС по ГОСТ 33, мм2/с

≥1,30 1,30 1,31 1,35

Температура начала кристаллизации по ГОСТ 5066, °С

≤-60 -60 -60 -60

Фракционный состав по ГОСТ 2177, °С:температура начала перегонки

≤150

130

140

139

50 % отгоняется при температуре ≤195 181 181 17998 % отгоняется при температуре ≤250 239 228 233

Массовая доля ароматических углеводородов по ГОСТ 6994, %

≤22 18 12 18

Массовая доля серы, %:общей по ГОСТ 19121

≤0,20

0,04

0,11

0,10

меркаптановой по ГОСТ 17327 ≤0,003 0,001 0,0091 0,0184Качество потенциала топлива дизельного зимнего (ГОСТ 305-82)

Плотность при температуре 20 °С по ГОСТ 3900, кг/м3 ≤840 816,8 803,0 798,9

Вязкость кинематическая при температуре 20 °С по ГОСТ 33, мм2/с

1,8 – 5,0 2,3 2,6 2,6

Массовая доля серы по ГОСТ 19121, % ≤0,20 0,20 0,22 0,16Температура, °С:

застывания по ГОСТ 20287

≤-35

-35

-36

-38помутнения по ГОСТ 5066 ≤-25 -25 -27 -25вспышки по ГОСТ 6356 ≥35 40 40 40

Качество потенциала топлива дизельного летнего (ГОСТ 305-82)Плотность при температуре 20 °С по ГОСТ 3900, кг/м3 ≤860 838,0 820,2 817,3

Вязкость кинематическая при температуре 20 °С по ГОСТ 33, мм2/с

3,0 – 6,0 4,0 4,1 4,1

Массовая доля серы по ГОСТ 19121, % ≤0,20 0,36 0,29 0,24Температура, °С:

застывания по ГОСТ 20287

≤-10

-18

-26

-23помутнения по ГОСТ 5066 ≤-5 -5 -13 -9вспышки по ГОСТ 6356 ≥40 62 62 62



керосиновой фракции, поэ тому вопрос максималь-но допустимого использования северных нефтей всмеси с западносибирской является актуальным итребует дополнительной проверки.

Для подтверждения расчетных данных и получе-ния допусков на производство и применение авиа-керосина и автомобильных топлив при использова-нии в качестве сырья северных нефтей было закуп-лено 5200 т верхнечонской и талаканской нефтей ина установке ГК-3 организована их переработка всмеси с западносибирской в ходе промышленногопробега. Пробег проводился в два этапа при исполь-зовании в смеси с западносибирской нефтью 12-14 и16-18 % северных нефтей.

Во время промышленного пробега были выявле-ны проблемы со снижением эффективности обезво-живания и обессоливания нефти: содержание водына выходе установки ЭЛОУ-10/6 возросло от 0,05 до0,15 %, хлористых солей – от 1,5 до 6 мг/дм3. Повы-шенное содержание хлористых солей в обессолен-ной нефти и наличие значительного количествамеркаптанов в легких нефтяных фракциях снизилоэффективность химико-технологической защитыатмосферных колонн К-1 и К-2 установки ГК-3:показатель pH в дренажных водах рефлюксныхемкостей Е-1 и Е-3 уменьшился с 7 до 4,5; повыси-лись содержание солей и концентрация двухвалент-ного железа. Эффективность химико-технологичес -кой защиты удалось повысить более чем двухкрат-ным увеличением расхода нейтрализатора.

Как и ожидалось, в выделенном из смеси нефтейсырье для установки каталитического риформингаотмечалось повышенное содержание сернистыхсоединений (массовая доля серы возросла до 0,01-0,015 %), содержание нафтеновых углеводородовснизилось до 39-37,5 %.

Проведенный пробег показал, что при сохраненииассортимента продукции блока АТ установки ГК-3вовлечение в переработку 12-14 и 16-18 % северныхнефтей снижает отбор светлых нефтепродуктовсоответственно на 3,4 и 3,8 %. В результате проведе-ния пробега получены две опытно-промышленныепартии по 200 т топлива ТС-1: с использованием 13и 17 % северных нефтей в смеси с западносибир-ской. Кроме того, были наработаны партии дизель-ных топлив по ГОСТ 305-82, автомобильных бензи-нов по ГОСТ Р 51105-97. В ОАО «АНХК» и ОАО«ВНИИ НП» были проведены исследования нарабо-танных партий топлив, результаты которых показа-ли, что использование верхнечонской и талаканскойнефтей в смеси с западносибирской ограничено 13 %

из-за высокого содержания меркаптановой серы вкеросиновых фракциях северных нефтей.

ЗаключениеТаким образом, при переработке на НПЗ ОАО «НК

Роснефть» северных нефтей для обеспечения выпус-ка качественной продукции необходимы внесениеизменений в технологические схемы и режимы про-изводств и соблюдение следующих условий:

- при производстве авиакеросина доля северныхнефтей в смеси с западносибирской не должна пре-вышать 13 %;

- технологический комплекс изомеризации легкихбензиновых фракций должен включать блок гидро-очистки, обеспечивающий требуемое качество гид-рогенизата при содержании серы в сырье 300 мг/кг иболее в зависимости от прогнозируемого соотноше-ния поставки нефтей;

- высокое содержание серы в сырье установкириформинга требует ужесточения рабочего режимана блоке гидроочистки, что уменьшит межрегенера-ционный пробег катализатора;

- низкая концентрация нафтеновых углеводородовв сырье установки риформинга требует ужесточе-ния режима эксплуатации катализаторов, что сокра-тит время межрегенерационного пробега и снизитотбор стабильного катализата;

- высокая концентрация в северных нефтях такихкоррозионно-активных примесей, как хлориды имеркаптаны, требует изменения режимов работыблоков ЭЛОУ и программ химико-технологическойзащиты оборудования, по крайней мере установокпервичной перегонки смешанного нефтяногосырья;

- более низкие в северных нефтях потенциалытоплив, содержание светлых (выкипающих до тем-пературы 350-360 °С) фракций при отсутствиидополнительных мощностей вторичной переработ-ки (каталитический крекинг, замедленное коксова-ние и др.) снизят глубину переработки нефти и уве-личат выработку мазута на НПЗ.


1. http://www.rian.ru/economy/20081003/151823420.html2. Опыт переработки западносибирской нефти/В.Б. Чижов идр.//ХТТМ. – 2000. – № 3. – С. 22-24.3. Методические указания. Определение потенциала суммысветлых нефтепродуктов с учетом ассортимента. – М.: ОАО«ВНИИ НП», 1981. 4. Нефти и газовые конденсаты России. Справочник. – Т. 2.Нефти Сибири/Под ред. К.А. Демиденко. – М.: ООО «ТУМАГРУПП», Техника, 2002. – 160 с.

С первых дней в институте проводились глубокие исследования нефтей новых место-рождений Поволжского региона и Удмуртии, а также товарных нефтяных смесей, посту-пающих на нефтеперерабатывающие заводы области, был разработан целый ряд техноло-гических процессов, имеющих большое научное и народнохозяйственное значение. В1969 г. институт был определен в качестве головного научного предприятия по разработкеиндустриальных масел.

Численность сотрудников института составляет 201 человек, в числе которых 76научных сотрудников, из них 4 имеют степень доктора наук, 20 - кандидата наук.

Всего институтом было разработано и внедрено около 100 марок легированных инду-стриальных масел различного назначения, соответствующих по качеству лучшим зарубеж-ным образцам.

Организация производства широкого ассортимента индустриальных, энергетических,электроизоляционных масел, смазочно-охлаждающих и технологических жидкостей дляоборудования различных отраслей промышленности позволила заменить импортныемасла на АвтоВАЗе, КАМАЗе, Атоммаше, Новолипецком и Куйбышевском металлургиче-ских заводах и многих других отечественных предприятиях.

Для отработки технологии и выпуска разрабатываемых масел, присадок и других мало-тоннажных продуктов при институте создано опытно-экспериментальное производство,мощность которого превышает 5000 т/год.

Лучшие разработки института награждены 33 медалями ВВЦ, отмечены дипломами ипремиями Совета Министров РСФСР, им. академика И.М. Губкина, авиаконструктораА.А. Микулина и др.

В 2005 г. в ОАО «СвНИИНП» был аккредитован аналитический центр «Нефть, нефте-продукты и химреагенты».

В настоящее время услугами института пользуются многие нефтедобывающие, нефте-перерабатывающие и нефтехимические компании, крупнейшие заводы черной и цветнойметаллургии, автомобильной и машиностроительной промышленности и другие органи-зации.

За последние годы институтом:- создан новый ассортимент смазочных материалов с улучшенными эксплуатационны-

ми свойствами;- разработаны научные основы создания маловязких гидравлических масел для систем

управления ракетно-космической техникой с длительными гарантированными срока-ми эксплуатации;

- осуществляются мониторинг качества перерабатываемых нефтей и технологическоесопровождение основных процессов переработки нефти;

- созданы технологии получения функциональных присадок к топливам и маслам;- совместно с нефтеперерабатывающими заводами ОАО «НК «Роснефть» разработана

технология получения битумов повышенной долговечности;- разработаны составы реагентов для интенсификации процессов добычи и подготовки

нефти, найдены решения проблемы утилизации шламов путем вовлечения их в перера-ботку.

Свою деятельность институт осуществляет в содружестве с научными проектнымиколлективами, учебными заведениями и заводами.

ОАО «СРЕДНЕВОЛЖСКИЙ НАУЧНО−ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПО НЕФТЕПЕРЕРАБОТКЕ»

446200, г. Новокуйбышевск Самарской области

Тел.: (84635) 624−30; факс: (84635) 631−77


Генеральныйдиректор ВладимирАлександровичТыщенко

ОАО «Средневолжский научно-исследовательский институт по нефтепереработке» (ОАО «СвНИИНП») был создан виюне 1958 г. с целью решать региональные проблемы совершенствования процессов нефтепереработки и нефтехимии.



ВведениеОдной из проблем, возникающих при получении

масел для новой техники, является удовлетворениетребований, предъявляемых к вязкостным свойствампри низких пусковых и высоких рабочих температу-рах двигателей и механизмов. В связи с этим все боль-шее значение приобретают стабильные (с низкойиспаряемостью), малосернистые, высокоиндексные (синдексом вязкости значительно выше 100) базовыемасла, обеспечивающие не только хорошие пусковыесвойства, необходимую вязкость при рабочих темпе-ратурах, но и высокую приемистость к пакетам мно-гофункциональных присадок.

Совершенствование ассортимента выпускаемыхмасел и повышение их конкурентоспособности вомногом определяются качеством базовых масел, а сле-довательно, и технологией их изготовления.

Анализ процессов, применяемых отечественными изарубежными производителями масел, показывает,что на большинстве заводов масляного направлениясохранились и эксплуатируются установки, осуществ-ляющие «классические» процессы получения масел:деасфальтизацию, селективную очистку и сольвент-ную депарафинизацию. Потенциал этих процессовдалеко не исчерпан. К настоящему времени проведе-ны многочисленные исследования, направленные наулучшение технико-экономических показателей соль-вентных процессов производства масел. В технологиювведены усовершенствования, позволяющие увели-чить производительность установок, повысить выходи качество целевых продуктов. Вместе с тем эти про-цессы остаются одними из наиболее энергоемких.

Технология, включающая сольвентные процессы,в принципе позволяет получать базовые масла сповышенным индексом вязкости, однако ее практи-ческая целесообразность зависит от требуемогоуровня индекса вязкости. По мере приближения киндексу вязкости 105, а именно это и более высокиезначения данного показателя наиболее предпочти-тельны для получения улучшенных сортов масел,выход базовых масел заметно снижается даже при

работе на высококачественном сырье парафиновогооснования. Такая зависимость выхода масел от ихкачества обусловливает малую перспективностьприменения только сольвентных процессов.

В настоящее время в распоряжении производителейсмазочных масел имеются альтернативные способыпроизводства высококачественных базовых масел,соответствующих современным требованиям: гидро-конверсия рафинатов селективной очистки, масля-ный гидрокрекинг, изомеризация парафина, сочета-ние процессов гидроподготовки и гидроизодепарафи-низации. Необходимо отметить, что негативнымифакторами «чистой» гидрокаталитической техноло-гии являются увеличение доли маловязких базовыхмасел за счет снижения доли вязких и высоковязких,исключение возможности получения парафина, аро-матизированных продуктов для производства сажи.Очевидно, что по этим и другим (высокие капитало-вложения в строительство) причинам необходиморациональное сочетание сольвентных и гидрокатали-тических процессов.

Динамика качества перерабатываемого сырьяна установках производства масел ООО «НЗМП»за 2001-2008 гг.

Существующая схема производства базовых масел вООО «НЗМП», основанная на применении сольвент-ных процессов, позволяет производить базовые маслатолько группы I по классификации API, качествокоторых не отвечает требованиям мировых произво-дителей товарных масел для современного уровнятехники по содержанию насыщенных углеводородов,серы и индексу вязкости. Кроме того, недостаточнаячеткость погоноразделения на установках АВТ ОАО«НКНПЗ» не удовлетворяет перспективным требова-ниям к маслам по испаряемости.

Специалисты ОАО «СвНИИНП» на основе мони-торинга сырья и процессов производства масел вООО «НЗМП» разработали систему контроля угле-водородного состава гудрона, деасфальтизата, мас-ляных дистиллятов и рафинатов, в рамках которой вООО «НЗМП» анализируются гудрон и при возник-

Включение гидрокаталитических процессовв схему производства масел ООО «НЗМП»

Н.А. Плешакова, Н.А. Шейкина, В.А. Тыщенко, О.Н. Соколова (ОАО «Средневолжский научно−исследовательский институт

по нефтепереработке»)

УДК 665.637.6.013 © Коллектив авторов, 2009



новении внештатной ситуации другие продукты, а винституте - дистилляты и рафинаты. Необходи-мость контроля углеводородного состава сырья,промежуточных продуктов в процессе получениямасел вызвана следующими причинами, выявлен-ными в результате мониторинга.

1. Исследования углеводородного состава образцовгудрона показали заметное уменьшение массовогосодержания желательных (парафино-нафтеновых имоноциклических ароматических) углеводородов с31 % в 2002 г. до 24 % в 2003 г. и 22 % в 2005-2008 гг.(рис. 1). Одновременно массовое содержание нежела-тельных (полициклических ароматических углеводо-родов (ПАУ) и смол) увеличилось от 66 % в 2002 г. до70 % в 2003-2005 гг. и 73-74 % в 2007-2008 гг., а массовоесодержание серы возросло до 3,1 % (рис. 2) в смесевомгудроне и 3,5-3,8 % в гудроне с АВТ-11. В дистиллятахвторого и третьего погонов (кинематическая вязкостьпри температуре 100 °С составляет соответственно 4-5 и 7-9 мм2/с) массовое содержание серы увеличи-лось от 1,1-1,3 до 1,8-2,1 %, желательных углеводоро-дов – уменьшилось на 4-6 %.

2. Отмечалась высокая частота колебаний массовогосодержания желательных углеводородов в гудроне от18-20 до 22-27 %, что снижает точность прогнозиро-вания отбора деасфальтизата и увеличивает погреш-ность при составлении плана производства.

Негативное изменение углеводородного составасырья и увеличение содержания серы привели к повы-шению содержания серы в рафинатах и депарафини-рованных маслах и снижению индекса вязкости маселдо 84-86 пунктов, периодически до 80 пунктов.

Высокое содержание серы в исходном сырье дляпроизводства масел, неблагоприятный групповойуглеводородный состав масляных дистиллятов и гуд-рона значительно ухудшают экономические показате-ли технологических процессов и снижают конкурен-тоспособность смазочных масел даже группы I, про-изводимых ООО «НЗМП». Следовательно, важней-

шим условием удержания имеющейся и перспектив-ной доли рынка масел для ООО «НЗМП» являетсявключение гидрокаталитических процессов в схемупроизводства высокоиндексных базовых масел. Соче-тание сольвентной технологии и гидрокаталитиче-ских процессов (гидроподготовки и гидроизомериза-ции) на имеющемся оборудовании обеспечит:

- увеличение выхода масел от объема сырья;- гибкое изменение ассортимента и объемов базо-

вых масел в зависимости от текущей потребностирынка;

- успешную конкуренцию с ведущими производи-телями на международных рынках.

Включение гидрокаталитических процессов всхему производства масел ООО «НЗМП»

Базовые масла с повышенным индексом вязкостиможно получать путем гидрокрекинга с последующи-ми фракционированием, депарафинизацией и гидро-финишингом. Данная технология позволяет получатьбазовые масла группы II хорошего качества, однакослишком дорога при модернизации существующегопроизводства базовых масел группы I на ООО«НЗМП». Недостатками данной технологии являютсязначительная энергоемкость процесса гидрокрекинга,применение высоких температур и давлений, боль-шое потребление водорода. Из-за жестких условийпроцесса гидрокрекинга часто возникают проблемы сцветом, стабильностью и токсичностью масел, чтотребует дополнительной их доочистки путем гидри-рования или сольвентной экстракции.

Высокоэффективные базовые масла можно такжеполучать, подвергая гидроочистке рафинат селектив-ной очистки с последующей его гидродепарафиниза-цией вместо сольвентной депарафинизации. Гидро-очистка рафината (гидроподготовка) позволяет сни-зить в нем содержание серы и азота перед установкойгидродепарафинизации, где парафин, находящийся врафинате, частично превращается в смазочное маслос повышенным индексом вязкости. Однако даннаятехнология требует больших капиталовложений в две

Рис. 1. Динамика массового содержания желательныхуглеводородов и их соотношения с нежелательными вгудроне

Рис. 2. Динамика массового содержания нежелатель−ных углеводородов и серы в гудроне



стадии технологического процесса: гидроподготовкуи гидродепарафинизацию – при этом исключаетсяпроизводство парафина.

Еще одним способом получения базовых масел сповышенным индексом вязкости является изомери-зация парафина или парафинистого продукта (гача) сустановки сольвентной депарафинизации масел. Пре-имуществом данной технологии является получениебазовых масел с индексом вязкости 120 – 140 пунктови более. Недостаток ее заключается в том, что в дан-ном случае производство парафина, который являет-ся ценным продуктом, будет ограничено или пол-ностью прекращено.

Альтернативным вариантом, наиболее логично впи-сывающимся в схему производства масел ООО«НЗМП» и позволяющим получать высокоэффектив-ные базовые масла с существенно меньшими затрата-ми, является «гибридная» технология, сочетающая про-цесс гидроконверсии рафинатов и действующие про-цессы, основанные на избирательных растворителях.

Включение процесса гидроконверсии рафинатов вдействующую схему производства масел ООО«НЗМП» позволит увеличить индекс вязкости базо-вых масел на 10-15 пунктов, коренным образом улуч-шить их цвет, в несколько раз снизить содержаниесеры, а также снизить глубину очистки на селектив-ных процессах, повысив таким образом отборы.Кроме того, наличие в составе данной установкивакуумного блока позволит вырабатывать базовыемасла с испаряемостью по NOAK не более 15 %.

Особая привлекательность «гибридной» технологиидля ООО «НЗМП» выражается в том, что производите-ли масел могут работать как в режиме получения базо-вых компонентов группы II, так и группы «I+». Это взначительной степени актуально, так как при возмож-ном эпизодическом снижении спроса на масла груп-пы II можно будет вырабатывать улучшенные базовыемасла группы I для производства легированных масел.Благодаря этому «гибридная» технология позволитООО «НЗМП» гибко реагировать на изменениярыночной потребности в тех или иных базовых маслах,организовывать выпуск высококачественных мотор-ных, турбинных, компрессорных, холодильных масел иобеспечивать на ближайшую перспективу устойчивуюконкурентоспособность продукции на рынке.

В ОАО «СвНИИНП» был проведен комплексисследований по разработке и внедрению техноло-гии гидрооблагораживания рафинатов. Работывключали выбор катализаторов и технологическихпараметров процесса, глубокие исследования физи-ко-химических свойств, группового углеводородно-го состава сырья и продуктов.

Результаты научно-исследовательских работ [1, 2]позволили принять участие в освоении процесса гид-рооблагораживания дистиллятов и остаточных рафи-натов на установках типа Л-24-1 НовокуйбышевскогоНПЗ и Г-24 АП «Уфанефтехим», ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»; гидрооблагораживанияостаточного рафината и гидроочистки депарафини-рованного масла на третьем потоке установки Л – 24/1Уфимского НПЗ им. XXII съезда КПСС.

В настоящее время процесс гидрооблагораживаниярафинатов применяется на нефтеперерабатывающихзаводах Волгограда, Кременчуга, Ярославля, Кстово.

ЗаключениеИз-за отсутствия в схеме производства масел

ООО «НЗМП» современных гидрокаталитическихпроцессов и ухудшения качества нефтей, а такженаличия физических и технико-экономическихограничений применяемых сольветных процессовдействующая технология обеспечивает качествовырабатываемых базовых масел группы I в основномтолько за счет снижения отборов и не может создатьзапас качества по сравнению с продукцией конкури-рующих компаний.

Внедрение гидрокаталитических процессов всхему производства масел позволит ООО «НЗМП»интенсифицировать существующие процессы,повысить конкурентоспособность продукции и рен-табельность производства.

По мнению авторов, модернизация производствамасел ООО «НЗМП» своевременна и вызвана тем, чтов современных условиях хозяйствования главной эко-номической задачей является расширение тради-ционных рынков сбыта и выход на новые рынки(внутренние и зарубежные) за счет производства про-дукции высокого качества. Переход на новую ступенькачества позволит производителям масел ОАО«НК «Роснефть» успешно конкурировать с другимипроизводителями как в России, так и за рубежом.


1. Разработка технологии получения высококачественных базо-вых масел при сочетании процессов селективной очистки и гид-рооблагораживания рафинатов/Т.Н. Шабалина, К.М. Бадыштова,А.А. Чесноков, А.П. Плясунов//Нефтепереработка и нефтехи-мия. – 2001. – № 7. – С. 65-71.2. Эффективность сочетания процессов селективной очисткидистиллятного и остаточного сырья из смеси сернистых неф-тей/А.Ф. Мищенко, К.М. Бадыштова, В.А. Косова и др.//Нефтепе-реработка и нефтехимия. – 1981. – № 8. – С. 16-19.

Documents

ТЕМА НОМЕРА: Корпоративный научно−проектный комплекс … · За 3 года в журнале было опубликовано 174