Ключевые слова и аннотации статей
Гравиметрический мониторинг газовых и газоконденсатных месторождений ПАО «Газпром»
(Современное состояние и перспективы)
Меньшиков С.Н., Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А., ПАО «Газпром»,
Афанасьев П.Р., ООО «Ямальская геологическая экспедиция»
УДК 622.32/550.8
Ключевые слова: контроль за разработкой месторождения; газоводяной контакт; геофизические исследования скважин; высокоточные гравиметрические и геодезические измерения; геодинамический мониторинг
Наземный гравиметрический мониторинг как метод контроля разработки газовых и газокондесатных залежей используется на ряде месторождений ПАО «Газпром». Для оперативного внедрения и эффективного выполнения гравиметрического мониторинга разработан корпоративный нормативный документ – СТО Газпром «Проведение наземного гравиметрического мониторинга разработки газовых и газоконденсатных залежей на месторождениях ПАО «Газпром». Накопленный опыт и апробированные технологии наземного гравиметрического мониторинга позволяют разработать, внедрить и эффективно применять в ближайшем будущем морской гравиметрический мониторинг на шельфовых месторождениях ПАО «Газпром».
Перспективы разработки Долгинского нефтяного месторождения
Витязев Я.Д., ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет»
Савенок О.В., Сафиуллина Е.У, ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет»
УДК 622.276 + 622.242.422 21
Ключевые слова: труднодоступный регион с суровыми климатическими условиями; выбор концепции обустройства Долгинского месторождения; опыт разработки Приразломного и Юрхаровского месторождений; использование технологий бурения скважин с большим отходом от вертикали и фишбон; варианты обустройства месторождения; наиболее оптимальная концепция разработки; характерные особенности при строительстве скважин
Актуальность темы по вопросу перспектив разработки Долгинского нефтяного месторождения, расположенного в центральной части Печорского моря, состоит в том, что освоение углеводородного потенциала арктического шельфа является принципиально новым и перспективным этапом развития топливно-энергетического комплекса России в ХХI веке. В статье рассмотрены варианты обустройства Долгинского нефтяного месторождения, определён оптимальный вариант разработки, исходя из экологических, транспортно-логистических и экономических вопросов. Опираясь на опыт разработки аналогичных объектов на других месторождениях, выявлено, что без использования технологий бурения скважин с большим отходом от вертикали или фишбон не обойтись, хоть их реализация крайне сложна и имеет огромные риски, т. к. в большинстве своём арктические и морские месторождения находятся в труднодоступных регионах с суровыми климатическими условиями, где слабо развита инфраструктура.
Анализ экономической эффективности проведения двухэтапного ГРП для низкопроницаемых коллекторов Тасовского нефтегазоконденсатного месторождения
Шилович О.Б., ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»
УДК 622.276.66 + 338.45
Ключевые слова: оптимизация стандартного метода проведения ГРП; проведение двухэтапного ГРП на скважине Тасовского месторождения; анализ экономической эффективности мероприятия; прогноз выручки от внедрения мероприятия; эксплуатационные затраты и налоговое окружение; расчёт показателей эффективности проекта; анализ чувствительности проекта
Гидроразрыв пласта в наше время является одним из самых эффективных методов разработки низкопроницаемых расчленённых пластов. Около половины оставшихся извлекаемых запасов месторождений Западной Сибири сосредоточено именно в таких пластах. К ним относятся ачимовские, юрские и баженовские отложения. В течение длительного времени считалось, что добыча углеводородов, залегающих в низкопроницаемых коллекторах, экономически нерентабельна. Значительные усовершенствования технологий горизонтального бурения, заканчивания и стимулирования пластов привели к изменению данной точки зрения. Выполнив анализ ГРП, проводимых в наклонно-направленных скважинах на низкопроницаемые коллекторы, можно сделать вывод, что применение ГРП по стандартной технологии не является достаточно эффективным способом заканчивания скважины, поэтому в данной статье предлагается способ проведения ГРП с образованием двух трещин с углом между ними, а экономическая оценка проекта демонстрирует его высокую эффективность.
Взаимосвязь понятий и проблемы классификации трудноизвлекаемых и нетрадиционных ресурсов и запасов газа непрерывных нефтегазовых систем
Швачко Е.В., Гурова А.В., Шишляев В.В., Хрюкин В.Т., Сизиков Д.А., ООО «Газпром проектирование»
УДК 553.981.2
Ключевые слова: месторождения газа; классификация; трудноизвлекаемые запасы; нетрадиционные скопления углеводородов; нефтегазовые системы
Требования действующих методических документов по разведке и освоению газовых месторождений не в полной мере соответствуют задачам разведки и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми (в том числе нетрадиционными) ресурсами газа, в связи с чем при подготовке таких месторождений к промышленному освоению возникает необходимость разработки специальных нормативно-методических документов. Отдельного внимания заслуживает вопрос терминологического и классификационного обеспечения работ по проектированию и освоению месторождений с трудноизвлекаемыми ресурсами и запасами газа. В настоящей работе предложена классификация для систематизации этих ресурсов и запасов газа по видам трудноизвлекаемых полезных ископаемых, в отношении которых право пользования участком недр может предоставляться для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых в соответствии с действующим законодательством.
Применение электрического каротажа при изучении метаноугольного разреза по геофизическим данным Карагандинского угольного бассейна для комплексного освоения угольных пластов
Ермуханбет А.Е., *Satbayev University, г. Алматы, Казахстан
УДК 550.832
Ключевые слова: электрический каротаж; токовый каротаж; кажущееся удельное электрическое сопротивление; метаноугольный пласт; вызванная электрическая поляризация; Карагандинский бассейн; геофизические исследовании скважин; интерпретация угольных пластов
В статье проведен анализ электрических методов в метаноугольных разрезах, применяемых для геолого-геофизической интерпретации, выделения и расчленения метаноугольных пластов Карагандинского бассейна.
Теоретическая оценка точности измерения постоянного тока, протекающего в подземном трубопроводе, при использовании датчиков постоянного магнитного поля
Савченков С.В., АО «Гипрогазцентр», Исупова Е.В., ФГБОУ ВО «УГТУ», Гуськов С.С., АО «Гипрогазцентр»
УДК 620.179.14
Ключевые слова: магистральный трубопровод; сила тока в трубопроводе;
погрешность измерения тока; система коррозионного мониторинга;
измерение магнитного поля; составляющие магнитного поля трубопровода
В статье выполнена теоретическая оценка величины погрешности определения постоянного тока катодной защиты в подземном трубопроводе с использованием датчика постоянного магнитного поля. Проводится вычисление погрешности измерения силы тока с использованием правил расчета погрешностей косвенных измерений. Предлагается математическая модель погрешности измерения силы тока катодной защиты трубопроводов. С использованием этой модели оценивается погрешность определения силы тока, которая может быть достигнута при многократных повторениях измерения напряженности магнитного поля с последующим усреднением.
Усовершенствованный алгоритм волнового метода обнаружения утечек из трубопровода
Ремезов Д.Н., Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева, Смычёк М.А., ООО «Газпром проектирование»
УДК 621.6:532.5
Ключевые слова: нефтепровод; нефтепродуктопровод; система обнаружения утечек; волновой метод обнаружения утечек
В статье приведен обзор существующих методов обнаружения утечек из магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, обозначены их преимущества и недостатки. Подробно рассмотрен волновой метод обнаружения утечек. Представлена возможность модификации волнового метода обнаружения утечек путем применения методов математической статистики и цифровой обработки сигналов. Предложенный усовершенствованный алгоритм реализован в программном пакете MATLAB.
Обнаружение утечек на магистральном газопроводе методом инфразвукового мониторинга
Ямкин А.В., Бубенчиков М.А., Кирсанов С.В., ООО «Газпром трансгаз Томск», Морин И.Ю., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Ямкин М.А., ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет», Супрунчик В.В., ООО «НПФ ТОРИ»
УДК 622.692.48-047.44
Ключевые слова: газопровод; утечки; инфразвуковой мониторинг; координаты; обнаружение
Обнаружение и локализация утечек транспортируемого продукта в кратчайшие сроки и с высокой точностью остается одной из ключевых проблем организаций, деятельность которых связана с трубным транспортом углеводородов. Многообразие методов обнаружения утечек оставляет открытым вопрос выбора наиболее эффективного метода с учетом условий строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.
Авторами решалась задача оценки эффективности одной из акустических систем мониторинга, работающей в инфразвуковом диапазоне. В настоящей статье представлены результаты испытаний системы для инфразвукового мониторинга газопроводов в части обнаружения утечек на магистральном газопроводе. При испытаниях оценены точность определения координат местоположения утечек при разных расстояниях между датчиками системы мониторинга, порог чувствительности, время реакции системы при выявлении утечки, а также проведена проверка ложных срабатываний системы.
Сделан вывод о том, что инфразвуковой мониторинг является эффективным техническим решением по контролю утечек на магистральных газопроводах. Полученные результаты указывают на то, что инфразвуковой мониторинг газопроводов позволяет регистрировать утечки через отверстия диаметром от 1 мм при расстоянии между датчиками до 20 км и от 5 мм при расстоянии между датчиками до 40 км с точностью определения координат не хуже ±24 м. Кроме этого было показано, что при остановленной перекачке газа по газопроводу система фиксирует утечки через отверстие диаметром от 3 мм при расстоянии между датчиками 40 км с точностью определения линейных координат не хуже ±1 м и с точностью определения GPS координат не хуже ±15 м. Полученные данные указывают на эффективность инфразвукового мониторинга для повышения промышленной безопасности магистральных газопроводов.
Об ошибках в действующих нормах расчета промысловых трубопроводов на прочность
Лимарь О.В., ООО «Газпром проектирование» Тюменский филиал
УДК 622.643
Ключевые слова: расчет трубопроводов на прочность; расчетная толщина стенки трубы; магистральные и промысловые трубопроводы; проектирование магистральных и промысловых трубопроводов
Действующие нормативные документы, регламентирующие вопросы проектирования и строительства промысловых трубопроводов, содержат ряд ошибочных и противоречивых положений, не позволяющих проектировщикам принимать оптимальные и грамотные технические решения. В статье рассмотрены некоторые ошибки в ГОСТ Р 55990–2014 и СП 284.1325800.2016, касающиеся определения напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопроводов, и указаны вероятные причины их появления.
Abstracts in English
Gravimetric Monitoring of PJSC Gazprom’s Gas and Gas Condensate Fields
(Current status and prospects)
S.N. Menshikov, S.K. Akhmedsafin, S.A. Kirsanov, PJSC Gazprom;
P.R. Afanasiev, Yamal Geological Expedition LLC
Keywords: field development control; gas-water contact; geophysical well logging; gravity and geodetic high-precision measurements; geodynamic monitoring
Ground gravimetric monitoring as a technique to control the development of gas and gas condensate deposits is employed at several Gazprom’s fields. For the on-stream implementation of gravimetric monitoring and its efficient accomplishment, a corporate regulatory document has been drawn-up, i.e. the Company Standard STO Gazprom «Conducting ground gravimetric monitoring of gas and gas condensate deposits’ development at the fields of PJSC Gazprom». In the near future, the accumulated experience and well-proven technologies of ground-based gravimetric monitoring enable to develop, put into service and efficiently employ the offshore gravimetric monitoring at the offshore fields of PJSC Gazprom.
Outlook for the Dolginskoye Oil Field Development
Ya.D. Vityazev, Ukhta State Technical University,
O.V. Savenok, E.U. Safiullina, St. Petersburg Mining University
Keywords: remote region with harsh climatic conditions; selection of the concept for Dolginskoye field development; experience in the Prirazlomnoye and Yurkharovskoye fields development; application of the extended reach drilling and fishbone technologies; field development options; the most optimal development concept; particular features at the wells construction.
The urgency of the development prospects analysis of the Dolginskoye oil field, located in the central part of the Pechora Sea, is that the exploration of the hydrocarbon resources of the Arctic shelf is a fundamentally new and promising step for the Russia’s fuel and energy complex in the 21st century. The paper considers the options for the Dolginskoye oil field development and selects the best concept in terms of environmental, transport, logistics and economic sides. Reposed on the development experience of similar deposits, the authors believe that the extended reach drilling or fishbone drilling technologies are indispensable here, although their implementation is extremely complicated and carries huge risks, because for the most part, Arctic and offshore fields are located in the remote hard-to-reach regions with harsh climatic conditions, where infrastructure is poorly developed.
Economic Efficiency Analysis of Two Stages HydroFracturing for Low Permeability Reservoirs at the Tasovskoye Oil and Gas Condensate Field
O.B. Shilovich, Kuban State Technological University
Keywords: advancing the conventional hydraulic fracturing technique; two-stage hydraulic fracturing at the Tasovskoye field; analysis of the economic efficiency of the measures; revenue forecast from the technique implementation; operating costs and tax environment; calculation of project performance indicators; project sensitivity analysis
Hydraulic fracturing is currently one of the most efficient techniques for developing low-permeability compartmentalized reservoirs. About half of the remaining recoverable reserves of West Siberian fields are concentrated in such formations. These include the Achimov, Jurassic, and Bazhenov formations. For a long time the hydrocarbons extraction from low-permeability reservoirs was considered economically unviable. Essential advancements in horizontal drilling, completion and stimulation technologies have changed this concept. If analyze the hydraulic fracturing in the directional wells at low-permeability reservoirs, a conclusion could be drawn, that the conventional hydraulic fracturing is not efficient enough as a well completion technique. Therefore, the paper proposes the hydraulic fracturing technique, which provides two fractures buildup with an angle between them; the economic appraisal of the project proves its high efficiency.
Interrelation between concepts and problems of classification of difficult
and non-conventional resources and gas reserves of continuous oil and gas systems
Ye.V. Shvachko, A.V. Gurova, V.V. Shishlyayev, V.T. Khryukin, D.A. Sizikov, Gazprom proyektirovaniye LLC
Keywords: gas fields; classification; hard-to-recover reserves; non-conventional accumulations of hydrocarbons; oil and gas systems
The requirements of the methodological documents in force on the gas fields’ exploration and development do not fully correspond to the tasks of exploration and development of fields with hard-to-recover (including non-conventional) gas resources, and therefore, when arranging such fields for industrial development, there is a need to develop special regulatory and methodological documents. The definition and classification support for the design and development of fields with hard-to-recover resources and gas reserves deserves special attention. The authors propose the approach for the systematization of these resources and gas reserves by types of hard-to-recover minerals, in respect of which the right to a subsoil plot use can be granted for the R&D in geological survey, exploration and extraction of hard-to-recover minerals in accordance with legislation in force.
Application of Electrical Logging for Methane Coalbed Sequence
Exploration based on the Geophysical Data of the Karaganda Coal Basin
for Integrated Coal Beds Development
A.E. Ermukhanbet, Satbayev University, Almaty, Kazakhstan
Keywords: electrical logging; monoelectrode electrical logging; phantom specific electrical resistivity; methane coal bed; induced electrical polarization; Karaganda basin; geophysical well logging; coal bed translation
The paper analyzes electrical exploration methods in methane coalbed sequences, used for geological and geophysical interpretation, identification and compartmentalization of methane- coal beds of the Karaganda basin.
Theoretical Evaluation of Measurement Accuracy of Direct Current in an Underground Pipeline with the help of Permanent Magnetic Field Sensors
S.V. Savchenkov, S.S. Guskov, Giprogaztsentr JSC;
Ye.V. Isupova, Ukhta State Technical University
Keywords: trunkline; current strength in the pipeline; current measurement error; corrosion monitoring system; magnetic field measurement; components of the pipeline magnetic field
The article presents a theoretical evaluation of the error in determining the direct current of cathodic protection in an underground pipeline by a permanent magnetic field sensor. The calculation of the current measurement error is performed with the help of the calculation rules for errors of indirect determinations. The authors propose a mathematical model of current strength of pipelines cathodic protection measurement error. By means of this model the error in determining the current strength is evaluated, and it can be achieved by numerous repetitions of measuring the magnetic field strength with subsequent averaging.
Improved Algorithm of the Waveform Method for Leaks Detection in a Pipeline
D.N. Remezov, Nizhny Novgorod State Technical University n.a. R.E. Alekseev
M.A. Smychok, Gazprom proyektirovaniye LLC
Keywords: oil pipeline; oil product pipeline; leak detection system; wave leak detection method
The paper provides an overview of existing methods for detecting leaks in oil and oil product trunklines, and highlights their advantages and disadvantages. The authors comprehensively review the wave leaks detection method and present the possibility of wave leaks detection modification by applying methods of mathematical statistics and digital signal processing. The proposed improved algorithm is implemented in the MATLAB software package.
Leaks Detection on Gas Trunkline by Means of the Infrasonic Monitoring
A.V. Yamkin, M.A.Bubenchikov, S.V.Kirsanov, Gazprom Transgaz Tomsk LLC,
I.Yu. Morin, Gazprom VNIIGAZ LLC,
M.A. Yamkin, St. Petersburg Mining University,
V.V. Suprunchik, NPF TORI LLC
Keywords: gas pipeline, leaks, infrasonic monitoring, coordinates, detection
Leaks detection and localization of the conveyed product in the shortest possible time and with high accuracy remains one of the key problems for companies whose activities are related to the pipeline hydrocarbons’ transmission. The variety of leaks detection techniques leaves open the matter of selecting the most efficient method, taking into account the trunklines’ construction and operation conditions.
The authors look for solution for evaluation efficiency of one of the acoustic monitoring systems operating in the infrasonic range. This paper presents the test results of the infrasonic monitoring system for gas pipelines in terms of trunkline leaks detection. During the tests there were evaluated the accuracy of determining the leaks’ location coordinates at different distances between the sensors of the monitoring system, the detection threshold, the response time of the system during leak detection. Also, false alarms of the system were checked.
The authors concluded that infrasonic monitoring is an efficient technical solution for leaks monitoring on gas trunklines. The results obtained indicate that infrasonic monitoring of gas pipelines allows to register leaks throughout 1 mm diameter holes at a distance between sensors up to 20 km and 5 mm diameter holes at a distance between sensors up to 40 km with an accuracy of determining coordinates not exceeding ± 24 m. Besides, the authors proved that if stop pumping gas through a pipeline, the system records leaks throughout 3 mm hole at a distance of 40 km between the sensors with an accuracy of determining linear coordinates not exceeding ± 1 m and with an accuracy of determining GPS coordinates no worse than ± 15 m. The data obtained indicate the effectiveness of infrasonic monitoring to improve the industrial safety of main gas trunklines.
On Errors in the Current Standards for Field Pipelines’ Strength Calculation
O.V. Limar, Gazprom proyektirovaniye Tyumen branch
Keywords: pipelines’ strength calculation; design pipe wall thickness; trunklines and field pipelines; design of trunklines and field pipelines
The regulatory documents in force governing the design and construction of field pipelines comprise a number of erroneous and contradictory provisions that do not allow designers to make optimal and competent technical decisions. The paper discusses some errors in the State Standard GOST R 55990-2014 and Code of Practice SP 284.1325800.2016 concerning the determination of pipelines stress-stain state, and indicates the probable causes of the errors occurrence.
