40 56 80 - Rosneft€¦ · ские новинки представили 20 компаний-подрядчиков, работаю-щих в нефтегазовой сфере

40Повышение эффективности

потокоотклоняющих технологийувеличения нефтеотдачи коллекторов

с техногенной трещиноватостью

56Геоинформационная система

поддержки полевых работ на арктическом шельфе

80Концепция построения системыцифрового управленияэнергосистемами месторождений

КОНФЕРЕНЦИИ, СЕМИНАРЫ

3 Эффективные технологии в области разведки

и добычи углеводородов

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА

4 Осипенко А.А. Применение акустического

каротажа и скважинных имиджеров для

количественной оценки трещиноватости

8 Хмарин Э.К. Использование статистических

данных для контроля структурных построений

и эффективных толщин маломощных пластов

12 Колесов В.А., Назаров Д.В., Харченко А.Д.,

Дармаев Б.А. Прогноз продуктивности

пластов-коллекторов венд-кембрийских

карбонатных отложений Восточной Сибири

по данным ядерно-магнитного каротажа

17 Савченко П.Д., Викторова Е.М.,

Мироненко А.А., Давыдов А.В.,

Сулейманов Д.Д. Комплексный подход

к изучению геологического строения

и особенности моделирования

континентальных отложений тюменской свиты

22 Юрченко А.Ю., Балушкина Н.С., Калмыков Г.А.,

Шарданова Т.А., Бычков А.Ю.,

Прокофьев В.Ю. Условия образования

жильного кальцита в карбонатных породах

в кровле абалакской и георгиевской свит

в центральной части Западно-Сибирского

бассейна

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

27 Петухов Д.И., Лукашин А.В., Елисеев А.А.,

Пятков Е.С., Суртаев В.Н. Удаление тяжелых

углеводородов из нефтяного газа с

использованием капиллярной конденсации

на микропористых мембранах

32 Курбанова Г.Я. Определение оптимальной

продолжительности цикла нестационарного

заводнения на синтетической модели

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Издается с 2006 года

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯМиловидов В.Д.(главный редактор) Аржиловский А.ВБайков В.А.Басыров М.А.Васильев В.В.Гончаров И.В.Давыдова Е.А.Закиров И.С.Исмагилов А.Ф.Корнеева Г.А.Кузнецов А.М.Малышев Н.А.Мальшаков А.В.Петровский М.А.Рудяк К.Б.Телин А.Г.Тыщенко В.А.Финагенов О.М.Якимов С.Б.

Журнал по решению Высшей Аттестационной КомиссииМинобрнауки России включен в «Перечень рецензируемыхнаучных изданий, в которых должны быть опубликованыосновные научные результаты диссертаций на соисканиеученой степени кандидата наук, на соискание ученойстепени доктора наук» (редакция от 1.12.2015 г.)

Журнал включен в международную реферативную базуданных CAS(pt) – Chemical Abstracts.

Журнал включен в Российский индекс научного цитирования

СЕКРЕТАРИАТХлебникова М.Э. (ответственныйсекретарь редакционной коллегии)Мамлеева Л.А.

Сдано в набор 11.11.2015Подписано в печать 14.12.2015Тираж 1000 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», 2015

Зарегистрирован Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охранекультурного наследия01.06.2007 г. ПИ № ФС77-28481

При перепечатке материалов ссылка на «Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» обязательна

Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО»115998, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/1

www.oil-industry.ru

СОДЕРЖАНИЕ

4−2015 [октябрь−декабрь]Выпуск 41

При оформлении номера использованыфотографии ОАО «НК «Роснефть»

36 Скворцов Д.О., Юшков А.Ю., Бучинский С.В. Выбор наиболее вероятной модели

для оценки добычи газа в условиях неопределенностей геологической информации

40 Нечаев А.С., Козлов С.А., Маринин И.А., Ворошилов А.В. Повышение

эффективности потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи коллекторов

с техногенной трещиноватостью

45 Гусева Д.Н. Комплексный подход к оптимизации системы заводнения

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

48 Сохошко С.К., Марегатти М. Процедура оценки достоверности образцов флюида

газоконденсатных скважин на основе иерархии критериев представительности проб

ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА

52 Лившиц Б.Р., Сметанников А.П. Проблемы моделирования нагрузки от ледовых

образований в расчетах прочности морских сооружений

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

56 Мамедов Т.Э., Вербицкая О.А., Стражников Д.С., Тарасов П.А., Павлов В.А.

Геоинформационная система поддержки полевых работ на арктическом шельфе

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕ

60 Заглядова С.В., Шабалина Т.Н., Китова М.В., Маслов И.А., Кашин Е.В.

Арктические смазочные материалы и технологии их получения

68 Заглядова С.В., Шабалина Т.Н., Китова М.В., Маслов И.А., Пиголева И.В.

Перспективы производства белых масел с использованием гидрокаталитических

процессов

74 Григорьев Д.А., Протасов О.Н., Сандин А.В., Михайлов М.Н. Влияние условий

синтеза Фишера – Тропша в присутствии катализатора РН-ЦИР-270 на основные

показатели процесса и состав синтетических углеводородов

ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭНЕРГЕТИКА И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ

80 Новицкий Д.А., Персов О.В. Концепция построения системы цифрового управления

энергосистемами месторождений

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

85 Росляков И.В., Колесник И.В., Напольский К.С., Карелин А.П.,

Миронов С.М., Столяров В.С., Суртаев В.Н., Саяпин О.А. Развитие сенсорных

технологий и техники мониторинга взрывоопасности углеводородо-воздушных

смесей

90 Рефераты

94 Алфавитный указатель


34’2015 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»


Эффективные технологии в области разведки и добычи углеводородов

29–30 сентября 2015 г. в г. Москве состоялась первая спе-циализированная конференция «Технологии в области раз-ведки и добычи ОАО «НК «Роснефть» 2015», в которой принялиучастие более 650 сотрудников компании, включая специа-листов и руководителей центрального аппарата управлениякомпании (ЦАУК), добывающих предприятий, корпоративныхнаучно-исследовательских и проектных институтов (КНИПИ),ЦЭПиТР, а также представители более 80 сторонних органи-заций: нефтесервисных компаний, производителей и постав-щиков оборудования, проектных организаций, институтовРАН, ведущих отраслевых вузов. Конференция была при-урочена к 20-летию со дня образования ОАО «НК «Роснефть»:29 сентября 1995 г. было подписано ПостановлениеПравительства России о преобразовании государственногопредприятия «Роснефть» в открытое акционерное общество.

Основной задачей, стоящей перед участниками Конференции,являлось создание условий для продолжения успешного внедре-ния новых технологий c целью постоянного повышения эффектив-ности производства. ОАО «НК «Роснефть» считает совершенство-вание применяемых технологий одним из наиболее эффективныхинструментов для успешного развития компании. Наша цельвывести компанию в технологические лидеры нефтегазового ком-плекса России и завоевать прочные позиции среди высокотехно-логичных международных энергетических предприятий.

В рамках Конференции были организованы специальныетематические секции и круглые столы по пяти наиболее актуаль-ным направлениям: строительство скважин; технологии нефтега-зодобычи; эффективные подходы к освоению ресурсов и запасов;реинжиниринг инфраструктуры; повышение эффективности про-изводства. Во время работы участники секций смогли обсу-дить актуальные отраслевые технические и технологическиевопросы и возможности тиражирования успешных техниче-ских решений. Не менее важной задачей, рассматриваемой врамках Кон фе ренции, является поиск новых возможностей дляоптимизации затрат и повышения эффективности деятельности всложившихся экономических условиях.

В течение двух дней для участников Конференции действовалавыставочная площадка, на которой свои стенды и технологиче-ские новинки представили 20 компаний-подрядчиков, работаю-щих в нефтегазовой сфере.

По результатам Конференции сформирован перечень из39 инициатив для проработки специалистами блока«Разведки и Добычи» (РиД). Наиболее интересные предложе-ния, представленные на Конференции, будут рассмотрены длявнедрения в компании.


4 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 4’2015

Применение акустического каротажа и скважинных имиджеров для количественнойоценки трещиноватости

ВведениеПродуктивный разрез Юрубчено-Тохомской

зоны нефтегазонакопления сложен трещиноваты-ми, в разной степени окремнелыми и кавернозны-ми карбонатными породами рифейского возраста.Особенностью коллекторов, пустотное простран-ство которых представлено трещинами и каверна-ми разного порядка, является их низкая эффек-тивная пористость (0,5–5 %). Основную роль вфильтрации углеводородов играет сеть открытыхтектонических и палеогипергенных трещин, вы-полняющих функцию проводящих каналов междуотдельными кавернозными интервалами и, воз-можно, непроницаемой (или слабопроницаемой)матрицей.

В процессе изучения месторождения была раз-работана методика определения общей пустотно-сти по стандартному комплексу геофизическихметодов исследования (НК, ГГК-п, ГГК-лп, АК), атакже вторичной (каверново-трещинной) пусто-тности по данным исследований керна [1]. Одна-ко проблема разделения пористости на каверно-вую (преимущественно емкостную) и трещинную(преимущественно проводящую) составляющиене решена.

Степень наложенного палеогипергенеза и особен-ности каверново-трещинного пространства рифей-ских продуктивных отложений предполагают услов-

ное выделение трещинной составляющей пустотно-сти, поскольку не редки случаи развития по трещи-нам каверн выщелачивания раскрытостью от пер-вых миллиметров до сантиметров.

Описание метода и результаты его применения

Эффективность применения акустического каро-тажа при выделении и оценке трещиноватых кол-лекторов отмечена в работах [2–4] и обусловленазначительным влиянием структурных неоднород-ностей пустотного пространства на процесс распро-странения упругих волн.

При прохождении через границы раздела сред, вроли которых в природных условиях могут высту-пать трещины, продольные P- и поперечные S- волны отражаются и преломляются, что в общемслучае приводит к уменьшению энергии и амплиту-ды их колебаний.

Заметное снижение амплитуд по данным стан-дартной аппаратуры АК может быть обнаруженотолько при наличии крупных трещин и сильно раз-витой микротрещиноватости. Повысить чувстви-тельность акустического каротажа при выделениипродуктивных трещин в настоящее время позво-ляют современные многозондовые приборы АК, вкоторых используется принцип учета когерентногоколебания волн на равноудаленных приемниках

А.А. Осипенко (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»)

УДК 550.832.44 А.А. Осипенко, 2015

Ключевые слова: широкополосный акустический каротаж, геофизические исследования скважин, трещиноватый коллектор,рифей, Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопленияKey words: long-spaced acoustic logging, well logging, fractured reservoirs, Riphean, Yurubcheno- Tokhomskoye oil and gas area

Адрес для связи: [email protected]



[5, 6]. Для полной согласованности частотных и ам-плитудных характеристик волн свойственна мак-симальная когерентность, отсутствие согласован-ности приводит к уменьшению когерентности ре-гистрируемых волн.

Причиной потери когерентности, кроме откры-той трещиноватости, могут быть плохое качествостенок скважины, наличие глинистых прослоев,значительная каверновая емкость. Для исключе-ния влияния помех необходимо проводить интер-претацию данных метода АКШ в комплексе с мето-дами ГК, СГК, ННК-т и ДС.

В работах [2, 3] отмечается, что каверны не оказы-вают существенного влияния на затухание продоль-ных и поперечных волн, поскольку размер кавернзначительно меньше длин волн, применяемых при АК.Последние огибают каверны по более скоростной по-

роде. Однако это утверждение справедливо лишь вслучае, когда единичные каверны удалены друг отдруга на достаточное для «беспрепятственного» про-хождения акустических волн расстояние. При значи-тельной каверновой емкости затухание акустическихволн также может наблюдаться и будет зависеть отплотности (скученности) единичных каверн. Даннаяпроблема решается проведением нейтронного карота-жа – метода, чувствительного к общей и, следователь-но, в большей части к каверновой емкости. Таким об-разом, комплекс акустического и нейтронного карота-жа можно использовать для разделения емкости кол-лектора на каверновую и трещинную составляющие.

Для решения этой задачи была прослежена ампли-туда максимальной когерентности поперечной волныпо полю когерентности, полученному при объедине-нии многоканальных данных АКШ (см. рисунок).

Определение амплитуды когерентности поперечной волны на примере скв. Х2 (горизонтальный ствол) Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ПГИ – промыслово-геофизические исследования)

Для чисто трещиноватого коллектора макси-мальная когерентность должна характеризоватьнетрещиноватые интервалы либо интервалы с за-крытой трещиноватостью, средняя когерентностьможет быть связана с рассеянной трещинова-тостью, минимальная – с наличием сети откры-тых, потенциально продуктивных трещин. Для ка-верново-трещинных типов коллекторов амплиту-ду когерентности поперечной волны необходимоослаблять введением поправки, учитывающейвлияние каверновой емкости.

Таким образом, уточненная (по влиянию каверно-вой емкости) кривая когерентности поперечнойволны, нормализованная в масштабе пористости,позволяет выделить часть пустотного пространства,отвечающего за пустотность открытых макротре-щин (см. рисунок).

Для оценки номинальной величины трещиннойпустотности был применен независимый от исполь-зуемых в методике метод электрического сканирова-ния, позволяющий выделить и учесть единичныетрещины. Расчет трещинной пустотности при сква-жинном сканировании проводился по следующейформуле:

(1)

где А – раскрытость трещин по данным анализазатухания волны Лемба – Стоунли либо электриче-ского сканера (в расчетах использовалась раскры-тость по волне Лемба – Стоунли), м; N – число тре-щин по данным электрического/акустического ска-нера в интервале 1 м; h = 1 м – шаг расчета; r – радиусскважины; 1,3 – коэффициент наклона плоскоститрещин к оси скважины (принимается оценочно ис-ходя из среднего угла наклона трещины). Как видноиз формулы (1), Kп.тр не зависит от радиуса или глу-бинности исследования.

Наибольшую неопределенность в данных расче-тах представляет раскрытость трещин, котораябыла оценена с помощью алгоритма определенияраскрытости по затуханию волны Лемба – Стоунли[7]. Средняя раскрытость трещин для исследуемойскважины составила 84 мкм и изменяется в диапа-зоне 10–1190 мкм. Всего выделена 1031 трещина.

Коэффициент трещинной пустотности, опреде-ленный методом скважинного сканирования, обла-

дает следующими недостатками: высокая дискрет-ность (зависимость от густоты трещин), невозмож-ность учета качества трещин (открытые, закрытые),большая погрешность в области низкой раскрыто-сти трещин по волне Лемба – Стоунли. При этом вобласти повышенной трещиной пустотности точ-ность определений существенно выше.

Для исключения влияния на кривую когерентно-сти поперечной волны зон с каверновой емкостьюиспользовалось уравнение следующего вида:

(2)

где Kког – коэффициент когерентности попереч-ной волны; W – содержание водорода, рассчитанноепо данным ННК-т; А = 0,8, В = 16, С = 0,2 – эмпири-ческие коэффициенты.

Для расчета трещинной пустотности по кривойкоэффициента когерентности последняя была нор-мирована в масштаб пористости таким образом,чтобы верхняя граница пустотности по скважинно-му сканеру совпадала с минимальной когерент-ностью, а нижняя – с максимальной. Расчет прово-дился по формуле

(3)

На рисунке приведены результаты оценки тре-щиной емкости по данным когерентности по-перечной волны. В скв. Х2 максимальная пусто-тность трещин составляет 0,14 %, средневзвешен-ная на интервал горизонтального ствола – 0,077 %.По отношению к общей пустотности емкость мак-ротрещин достигает 11 % общей пустотности.

В рассматриваемой работе следует обратить вни-мание на интервалы притоков, установленные поданным ПГИ. Согласно рисунку основной приток(73 %) поступает с забоя, который остался неизучен-ным методами ГИС из-за непрохождения приборов.Второй по значимости интервал притока (19 %) со-ответствует зоне значительного уменьшения ампли-туды когерентности поперечной волны, что под-тверждает справедливость проведенных исследова-ний. Обоснование методами ГИС притока из третье-го интервала (8 %) отсутствует и требуется доизуче-ние интервала.



ЗаключениеВ статье предложен метод определения трещин-

ной пустотности по амплитуде когерентного колеба-ния поперечной волны, основанный на способностиакустических волн реагировать на тонкие границыраздела сред – трещины, практически не определяе-мые другими методами каротажа (в большей частирадиоактивными). В отличие от стандартного аку-стического каротажа, использующего двухзондовуюконструкцию, применение многозондовых прибо-ров позволяет использовать кумулятивный эффектвлияния трещин на частотно-амплитудные характе-ристики акустических волн и перейти к определе-нию коэффициента трещинной емкости.

Данная работа имеет экспериментальный харак-тер. В дальнейшем планируется провести подобныерасчеты по другим скважинам Юрубчено-Тахом-ской зоны, в том числе по вертикальным, с отборомкерна и сопоставить коэффициент трещинной ем-кости по керну с полученными результатами. Зави-симости (2) и (3) требуют подтвержения статистиче-скими данными.

Список литературы

1. Красильникова Н.Б., Антоненко А.А. Отчет по теме «Оператив-ный подсчет запасов УВ Юрубчено-Тохомского нефтегазокон-денсатного месторождения в пределах Юрубченского лицен-зионного участка». – Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИ-нефть», 2011.

2. Золоева Г.М. Акустические методы исследования скважин. –М.: РГУ НГ им. акад. И.М.Губкина, 2004. – 85 с.

3. Дзебань И.П., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Методические рекомен-дации по выделению в разрезах скважин зон трещиноватости икавернозности методом акустического каротажа и оценке их па-раметров. – М.: ВНИИЯГГ, 1981. – 40 с.

4. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод ис-следования скважин. – М.: Недра, 1978. – 320 с.

5. Kimball C.V., Marzetta T.L. Improved interval transit time measure-ment based on semblance. SEG Technical Program Expanded Ab-stracts. – 1983. – Р. 331-334.

6. Hornby B.E., Luthi S.M., Plumb R.A. Comparison of fracture aper-tures computed from electrical borehole scans and reflected Stoneleywaves – an automated interpretation / Trans. SPWLA, 31th AnnualSymposium. – 1990. – paper L.

7. Wu Xianyun, Wang Kexie. Estimation of permeability from attenua-tion of the Stoneley wave in a borehole / SEG / DENVER’96: SEG Int.Expo. and 66th Annu. Meet., Denver, Colo, Nov. 10-15, 1996. v 1.//Tulsa (Okla). – 1996. – Р. BG3.7.

References1. Krasil’nikova N.B., Antonenko A.A., Report “Operativnyy podschetzapasov UV Yurubcheno-Tokhomskogo neftegazokondensatnogo mesto-rozhdeniya v predelakh Yurubchenskogo litsenzionnogo uchastka” (Cur-rent estimation of hydrocarbon reserves of Yurubcheno-Tokhomskoyeoil and gas field within the Yurubchensky license area), Krasnoyarsk:Publ. of KrasnoyarskNIPIneft LLC, 2011.

2. Zoloeva G.M., Akusticheskie metody issledovaniya skvazhin (Acousticmethods of wells research), Moscow: Publ. of Gubkin State Oil andGas University, 2004, 85 p.

3. Dzeban’ I.P., Karus E.V., Kuznetsov O.L., Metodicheskie rekommen-datsii po vydeleniyu v razrezakh skvazhin zon treshchinovatosti i kaver-noznosti metodom akusticheskogo karotazha i otsenke ikh parametrov(Guidelines for fracture and cavity zondtion in well log by acousticlogging and evaluation of their parameters), Moscow: Publ. of VNI-IYaGG, 1981, 40 p.

4. Ivakin B.N., Karus E.V., Kuznetsov O.L., Akusticheskiy metod issledo-vaniya skvazhin (Acoustic method of wells research), Moscow: NedraPubl., 1978, 320 p.

5. Kimball C.V., Marzetta T.L., Improved interval transit time measure-ment based on semblance. SEG Technical Program Expanded Abstracts1983: pp. 331-334.

6. Hornby B.E., Luthi S.M., Plumb R.A., Comparison of fracture aper-tures computed from electrical borehole scans and reflected Stoneleywaves – an automated interpretation, Trans. SPWLA, 31th Annual Sym-posium. 1990, paper L.

7. Wu Xianyun, Wang Kexie, Estimation of permeability from attenua-tion of the Stoneley wave in a borehole / SEG / DENVER’96: SEG Int.Expo. and 66th Annu. Meet., Denver, Colo, Nov. 10-15, 1996, V.1.





Использование статистических данных для контроля структурных построений и эффективных толщин маломощных пластов

ВведениеВ процессе геофизических исследований сква-

жин (ГИС) приходится сталкиваться с продук-тивными или перспективными пластами малойтолщины (менее 50 м). При этом возникает про-блема выбора метода, обладающего достаточнойразрешающей способностью, для четкого выделе-ния таких объектов. В связи с отмеченным дляуточнения запасов месторождения на этапе раз-ведочно-эксплуатационного бурения структур-ные карты и карты эффективных толщин долж-ны строиться с дополнительным контролем дру-гими методами [1].

Применение методикиС точки зрения геологической истории визей-

ского яруса на участке Казаковско-Ягано-Бура-новского палеоплато, в пределах которого распо-ложен Гремихинский риф, выделяется несколькоциклов. В начале цикла эрозия (предвизейскийразмыв) определила палеорельеф карбонатов тур-нейской поверхности. Далее следовал бобриковс-ко-радаевский цикл интенсивного заполнения от-рицательных форм палеорельефа, когда в ходеприливов и отливов в палеопрогибах и основа-ниях палеосклонов накапливался преимуществен-

но крупнозернистый материал (песчаники), а впределах палеоподнятий – в основном глинистый(аргиллиты) или хорошо отсортированный (алев-ролиты). Во втором цикле резкие перепады палео-рельефа были в значительной степени снивелиро-ваны, и к началу третьего цикла осадкообразова-ния палеорельеф характеризовался незначитель-ными перепадами абсолютных отметок.

В тульское и частично алексинское время (тре-тий цикл) происходило осадкообразование в отно-сительно равномерных условиях с периодическимизменением береговой линии, что выражается ввыдержанной толщине тульских пластов и пре-имущественно глинистом составе. С точки зренияпрогноза межскважинного пространства это сви-детельствует о том, что палеорельеф, сформиро-ванный в первой четверти визейского времени, иг-рает наибольшую роль в создании условий дляосадконакопления всего визейского яруса, и, следо-вательно, корреляция толщины бобриковско-ра-даевсокого горизонта относительно толщинывсего яруса должна быть значительно выше, чемвышележащих отложений, которые постепенновыравнивали земную поверхность [2].

Благодаря применению статистического подхо-да к анализу данных можно проверить это пред-

Э.К. Хмарин (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

УДК 550.8.072 Э.К. Хмарин, 2015

Ключевые слова: эффективные толщины, пласты малой толщины, статистика, прогнозKey words: low-power net thickness, statistic, forecast




положение, а также обеспечить контроль при соз-дании модели продуктивных пластов. Объектамиисследования являются терригенные коллекторытульского (С1tl), бобриковского (C1bb) и радаев-ского (C1rd) горизонтов визейского яруса (С1vz)на Гремихинском месторождении (Волго-Ураль-ская нефтегазоносная провинция). Общая тол-щина горизонтов варьируется от 10 до 30 м. Про-дуктивные пласты представлены переслаиваниемалевролитов, аргиллитов и песчаников (рис. 1).Тульский горизонт (С1tl) включает пласты СI, CII,CIII, CIV, бобриковский (C1bb) + радаевский(C1rd) – пласты CV и CVI.

Одним из основных условий проведения стати-стических исследований по объекту является до-статочный объем информации. Средняя плот-ность поисково-разведочного бурения в пределахконтура сейсморазведочных работ 3D составляет

0,4 скв/км2 – 93 скважины. Проведение детальныхисследований в скважинах терригенного визей-ского интервала позволило построить корреля-ционные зависимости между параметрами и оце-нить вероятность наличия корреляционной связи.Высокий коэффициент корреляции дает возмож-ность проконтролировать построения по целевымпластам, а также более качественно выполнитьинтерполяцию данных в межскважинном про-странстве [3].

Для выбора устойчивого критерия с целью про-гноза эффективной толщины отдельных пластовили их совокупности выполнено сравнение:

– общих толщин тульского, бобриковского, ра-даевского горизонтов с общей толщиной терри-генных отложений визейского яруса;

– суммарных эффективных толщин указанныхгоризонтов с их общими толщинами;

Рис. 1. Геолого-литологический разрез по линии III

– толщин пластов CI–CIV с общей толщинойтульского горизонта, толщин пластов CV, CVI собщей толщиной бобриковско-радаевских отло-жений;

– эффективных толщин пластов СI–CVI с их об-щими толщинами.

Общепринятым показателем качества зависимо-стей между параметрами является коэффициенткорреляции R. Практический интерес представлялкоэффициент R для расчетной общей толщиныНобщ и эффективной толщины Нэф. Однако,кроме коэффициента R, необходимо учитыватьеще один параметр статистической совокупно-сти – число скважин N, участвующих в построе-нии зависимости. Значения вероятности P нали-чия существенной связи, при которой истинныйкоэффициент R > 0,5 для числа скважин5–30 приведены на номограмме(рис. 2). При значительном числе сква-жин (N > 30, на рассматриваемом объ-екте 93 скважины) вероятность нали-чия связи, как показывает практика,возможна даже при 0,6 < R < 0,7 [1].Коэффициент корреляции определяет-ся по формуле Ккор = √

R2.

После построения зависимостейможно рассчитать коэффициенты кор-реляции. Зависимости разделились наимеющие низкий коэффициент корре-ляции (выбывающие из дальнейшегоисследования) и высокий коэффициенткорреляции. В зависимостях с высокимкоэффициентом корреляции скважины

были разделены на те, которые составляли линиютренда с минимальным отклонением, и те, кото-рые не подчинялись общему направлению значе-ний. На следующем этапе была выполнена разбра-ковка, исключенные из анализа скважины тща-тельно проверялись по всем показателям. Анали-зировались:

– разбивки границ пластов и горизонтов, ихобщие толщины;

– границы и эффективные толщины коллекто-ров;

– расположение скважины относительно струк-туры (приуроченность к склонам или подня-тиям);

– вариации значений параметров по соседнимскважинам.

Выявленные ошибки или несоответствия ис-правлялись, и зависимости строились заново.Если в значениях параметров не были обнаруже-ны ошибки, но они выходили из общей линиитренда, как, например, в зависимости междуобщей толщиной тульского горизонта и общейтолщиной визейского яруса, то создавался допол-нительный тренд для отдельного облака значений(рис. 3).

Сравнение толщин горизонтов с общей толщинойтерригенных отложений визейского яруса показало,что наиболее коррелируемой по отношению к по-следнему является бобриковско-радаевская пачка.Коэффициент корреляции К = √

_____0,9747, погреш-

ность прогноза не превышает 1,3 м при диапазонеизменения толщины 7,7–66,3 м, т.е. 2,2 %.

Полученная устойчивая корреляционная связь сотносительно высокой достоверностью прогноза



Рис. 2. Номограмма взаимосвязи числа скважин N икоэффициента корреляции R [1] (Rs – коэффициенткорреляции Сгирмена)

Рис. 3. Зависимости между общими толщинами тульского (а) и боб-риковско+радаевского (б) горизонтов и общей толщиной визей-ского яруса

позволила перейти к более детальному исследова-нию: построить зависимость между эффективнойи общей толщинами для этого интервала разреза(рис. 4). В данном случае погрешность прогнозасоставляет 4,5 % при изменении толщины0,4–22,75 м.

Выводы1. Как и предполагалось, коррелируемость тол-

щины бобриковско-радаевской пачки относитель-но всего терригенного визейского яруса значи-тельно выше, чем коррелируемость толщинытульского горизонта.

2. Высокие коэффициенты корреляции позво-ляют использовать зависимость при построенииструктурной модели или контроле границ внутритерригенной толщи.

3. Суммарная эффективная толщина бобриковс-ко-радаевской пачки имеет высокий коэффици-ент корреляции с общей толщиной. Это позволяетвыполнить прогноз коллекторских свойств в меж-скважинном пространстве для указанного интер-

вала и выделить перспективные участки. Картапрогноза эффективной толщины может быть пре-образована в карту песчанистости для использо-вания в качестве тренда при построении геологи-ческой модели данного интервала.


1. Граничные условия применения и способы оптимизации ат-рибутного прогнозирования параметров продуктивных пла-стов по данным сейсморазведки 3D и ПГИС/ В.Б. Левянт,Г.Н. Гогоненков, С.И. Библин, В.П. Шустер// Конференция«Геомодель-2001». – М., 2001.

2. Савельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоенияресурсов нефти Удмуртской Республики. – М.-Ижевск, 2003. –287 с.

3. Проворов В.М., Шварев В.Н. Анализ материалов региональ-ных геофизических профилей в северной и западной частяхУР с целью обоснования направлений детальных нефтепоис-ковых работ. – Ижевск, 2001. – 168 с.

References1. Levyant V.B., Gogonenkov G.N., Biblin S.I., Shuster V.P., Granich-nye usloviya primeneniya i sposoby optimizatsii atributnogo prog-nozirovaniya parametrov produktivnykh plastov po dannymseysmorazvedki 3D i PGIS (Boundary conditions of useand ways tooptimize the attribute prediction of productive layers parameterson 3D seismic data and field geophysical survey), Proceedings ofconference “Geomodel'-2001”, Moscow, 2001.

2. Savel'ev V.A., Neftegazonosnost' i perspektivy osvoeniya resursovnefti Udmurtskoy respubliki (Oil and gas bearing and prospects ofdevelopment of oil resources of the Udmurt Republic), Moscow –Izhevsk, 2003, 287 p.

3. Provorov V.M., Shvarev V.N., Analiz materialov regional'nykh ge-ofizicheskikh profiley v severnoy i zapadnoy chastyakh UR s tsel'yuobosnovaniya napravleniy detal'nykh neftepoiskovykh rabot (Theanalysis of materials of regional geophysical profiles in the north-ern and western parts of Udmurt Republic to substantiate the de-tailed directions of oil exploration), Izhevsk, 2001, 168 p.



Рис. 4. Зависимость между эффективной и общейтолщинами для бобриковско-радаевской пачки



Прогноз продуктивности пластов-коллектороввенд-кембрийских карбонатных отложенийВосточной Сибири по данным ядерно-магнитного каротажа

ВведениеОбъектом исследований являются основные про-

дуктивные горизонты лицензионных участковОАО «НК «Роснефть» на территории Иркутскойобласти, к которым относятся подсолевые карбо-натные комплексы: нижний кембрий – осинский(пласты Б1 и Б2), усть-кутский (пласты Б3-4, Б5);венд-преображенский (пласт Б12) и ербогаченский(пласт Б13). Они характеризуются сложным геоло-гическим строением и высокой изменчивостьюфильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллек-торов за счет изменения литологии пород и локаль-ного засолонения их порового пространства.Именно засолонение во многом определяет ФЕСнефтегазоносных горизонтов.

Засолонение в совокупности со сложным строе-нием структуры пустотного пространства нега-тивно влияют на отсутствие достоверной связипроницаемости с остальными петрофизическимипараметрами. Наиболее достоверной по даннымизучения керна является связь проницаемости скоэффициентом пустотности пород, однако приодном и том же значении коэффициента пусто-тности проницаемость может различаться на трипорядка. Таким образом, проницаемость, пересчи-танная по данным геофизических исследованийскважин (ГИС) с использованием связи с коэффи-циентом пустотности, носит не количественный, а

качественный характер и не может в дальнейшемиспользоваться для создания актуальной гидроди-намической модели.

Б.Ю. Вендельштейн и Н.В. Царева [1] считают, чтодля сопоставления геофизических параметров скоэффициентом продуктивности объектов Кпродоснований значительно больше, чем для сопоставле-ния Кпрод с данными керна. Коэффициент продук-тивности и параметры коллектора, рассчитанные поданным ГИС, имеют общую природу с точки зрениятого, что являются интегральными, характеризую-щими геологический объект в целом. Л.И. Орлов идругие исследователи [2] пришли к выводу, что про-ницаемость, определенная по материалам ГИС,выше, чем полученная по керну, и лучше согласуетсяс данными гидродинамических исследований. И.И.Башлыкин [3] также отметил, что значения прони-цаемости, определенные по результатам гидродина-мических исследований и ГИС, наиболее сопостави-мы между собой.

Знание геологического строения исследуемогорайона и наличие карты гидропроводности и про-ницаемости на начало эксплуатации с учетом режи-ма изменения работы скважин во время эксплуата-ции (влияние пуска и остановок скважин на распре-деление пластового и забойных давлений, измене-ние дебита, обводненности) позволяют получитьнаиболее полные представления о гидродинамиче-

В.А. Колесов, Д.В. Назаров, А.Д. Харченко (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»), Б.А. Дармаев (ПАО «ВЧНГ»)

УДК 550.832.582 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: ядерно-магнитный каротаж, продуктивность, карбонатные породы, Восточная Сибирь, гидродинамическаяпроницаемостьKey words: nuclear magnetic logging, productivity, carbonate deposits, Eastern Siberia, hydrodynamic permeability




ской связи внутри как отдельного пласта, так и всегопродуктивного объекта [4].

Прогнозирование гидродинамических параметровпластов по данным ГИС является перспективным на-правлением, так как комплексная интерпретация ма-териалов ГИС и гидродинамических исследованийскважин (ГДИС) позволяет не только оценить фильт-рационные свойства каждого проницаемого прослоя,но и среди выделенных по данным ГИС продуктив-ных коллекторов определить наиболее перспектив-ные. Использование важной дополнительной инфор-мации о гидродинамических параметрах пластов-коллекторов дает возможность также строить болееинформативные карты попластовой и поскважин-ной проницаемости и, как следствие, существенноповысить эффективность гидродинамического моде-лирования нефтяных залежей [5].

Прогнозирование продуктивности по даннымГИС позволяет на стадии первичного вскрытия пла-ста оценить его добычные возможности, а такжеуже на этапе освоения и пробной эксплуатацииопределить необходимость и целесообразность при-менения вторичных методов воздействия на при-скважинную зону пласта.

В связи с отмеченным актуальной задачей являет-ся использование связей вида ГИС – ГДИС для про-гнозирования проницаемости и продуктивности ис-следуемых объектов.

Методика испытаний объектовОсновной целью при выборе методики испытания

является получение в кратчайшие сроки полной идостоверной информации о вскрытом продуктив-ном пласте. Многолетний опыт работы ООО «РН-Эксплорейшн», ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»и ПАО «Верхнечонскнефтегаз» позволил разрабо-тать алгоритм испытаний продуктивных пластоввенд-кембрийских карбонатных отложений Восточ-ной Сибири. Методика испытаний основана на ме-тодических указаниях [6] и включает стандартныйнабор операций, постоянно совершенствуется помере поступления новой информации. Вторичноевскрытие пластов, обсаженных эксплуатационнойколонной, проводится кумулятивными перфорато-рами с плотностью перфорации 20 отв/м. Привязкаи контроль качества перфорации выполняются с по-мощью приборов гамма-каротажа (ГК) и локаторамуфт (ЛМ).

В скважину спускаются НКТ с воронкой ниже от-верстий перфорации для промывки скважины (приспуске трубы контролируются шаблоном диамет-ром 59,6 мм). После этого воронка устанавливается

на 30 м выше верхних отверстий перфорации и про-водится замещение бурового раствора техническойводой. Очистка призабойной зоны путем кислотнойобработки выполнялась в два этапа (кислотнаяванна – кислотная обработка) и не занимала опреде-ленного места в методике испытания. Иными слова-ми, интенсификация притока в одних скважинахосуществлялась после перфорации, в других – послеполучения информации о характере притока. Такили иначе кислотная обработка выполнялась в каж-дой скважине.

В рамках мониторинга 2014 г. проведена оценкаэффективности интенсификации притока методомкислотных обработок. В результате сделано за-ключение, что выполнять очистку призабойнойзоны в уже работающих скважинах с целью уве-личения их продуктивности не рекомендуется. Такоезаключение обусловлено следующими причинами:

– в результате кислотных обработок существенно-го увеличения дебитов и коэффициента продуктив-ности не получено;

– при проведении интенсификации притока воз-растает вероятность прорыва газа или пластовойводы;

– увеличивается срок испытания скважины;– уменьшается объем получаемой информации

(нарушение условия отбора проб).Однако интенсификацию притока рекомендуется

проводить в скважинах, в которых в результате вы-зова притока методом свабирования не был полученфонтанный режим.

В рамках мониторинга также был определен опти-мальный состав кислотной смеси, рекомендуемый ипри солянокислотной обработке пласта с расчетом0,5 м3 кислотной смеси на 1 м интервала перфора-ции. Ожидание прохождения реакции при установ-ке солянокислотной ванны должно быть не менее5 ч, при солянокислотной обработке – не менее 12 ч,продавка в пласт кислотной смеси должна осу-ществляться технической водой.

При получении фонтанирующего притока осу-ществляется очистка скважины от промывочнойжидкости, фильтрата, механических примесей дополной стабилизации параметров пластовогофлюида (диаметр штуцера при очистке выбираетсяв зависимости от интенсивности притока). Послеэтого скважина останавливается для регистрациикривой восстановления давления (КВД-1), перед за-крытием она должна отработать на выбранном ре-жиме не менее 48 ч.

По окончании проведения указанных мероприя-тий выполняются стандартные гидродинамические

исследования на 4–5 режимах прямого хода и 1–2 ре-жимах обратного хода. На каждом установившемсярежиме работы скважины через штуцер отбираютсяустьевые пробы: нефти – 1,5 л; воды – 1,5 л; газа –1,5 л. Затем скважина закрывается на регистрациюКВД-2. После полной стабилизации давления записьрегистрируется в течение 6 ч.

Скважина вводится в эксплуатацию на мини-мальном штуцере и отрабатывается не менее 48 ч,далее выполняется отбор глубинных проб нефтидля лабораторных исследований. Для этого ис-пользуется пробоотборник всасывающий порш-невой ВПП-300. По завершении работ осуществ-ляется глушение скважины с последующей уста-новкой взрыв-пакера и цементного моста.

Определение продуктивных интервалов по данным ядерно-магнитного каротажа (ЯМК)

В пределах рассматриваемой территории замече-но, что для всех продуктивных интервалов спектрЯМК содержит сигнал на временах в сотни миллисе-кунд. Для оценки возможностей ЯМК в изучаемомразрезе была запланирована и реализована про-грамма лабораторных исследований керна методомядерно-магнитного резонанса (ЯМР) вида ЯМР-воздействие-ЯМР [7-9]. Суть исследований [7] со-стояла в моделировании процесса погруженияпород с дальнейшим нефтенасыщением. Далее мо-делировалось вскрытие нефтенасыщенного пласта спроникновением в него фильтрата бурового раство-ра (ФБР). В результате был получен ряд характерныхспектров на временах поперечной релаксации Т2ЯМР при различном флюидонасыщении пород.Кроме того, выполнена программа работ по ЯМР-контролю при определении смачиваемости пород[8], что позволило установить наличие магнитныхпримесей в пластовой воде, из-за которых пластоваявода релаксирует строго в определенном месте спек-тра ЯМК (от 8 до 100 мс) независимо от ее содержа-ния в пустотном пространстве. Особое вниманиеуделялось изучению ЯМР свойств бурового раство-ра, ФБР и смеси пластовой воды, а также фильтратабурового раствора внутри пустотного пространствапород [9].

Установлено, что на Т2 > 400 мс происходит релак-сация ФБР. Это может быть объяснено тем, что ФБР,окруженный нефтью и не контактирующий с поро-дой, релаксирует на временах, близких к релаксацииФБР в свободном объеме [9]. Проведенные экспери-менты также показали невозможность пластовойводы и нефти релаксировать на временах более400 мс, что позволяет с большой уверенностью

определять объем ФБР, проникшего в пласт. Спек-тры Т2 с указанием мест расположения сигналов отразличных флюидов приведены на рис. 1 (под теку-щим насыщением подразумевается естественноенасыщение неэкстрагированного образца).

Так как при проникновении в пласт ФБР вытес-няет весь подвижный флюид, объем ФБР эквива-лентен коэффициенту динамической пустотностиКп.дин (отмеченное справедливо лишь в системе, гдеФБР вытесняет нефть). С учетом этого коэффици-ент динамической пустотности можно определитьпо данным ЯМК как сумму бинов инкрементной пу-стотности, превышающих 400 мс

(1)

где jT2i– инкрементная пустотность по данным

ЯМК.Сопоставление динамической пустотности по дан-

ным ЯМК и результатам лабораторных исследованийкерна в продуктивных интервалах приведено нарис. 2. Из него следует, что данные ЯМК хорошо со-гласуются с результатами лабораторных исследований

К ,T

T max

Tп� дин400

i2

2

2= ∑ j

=

=



Рис. 1. Характерные спектры ЯМР при различномфлюидонасыщении

Рис. 2. Сопоставление динамической пустотностиКп.дин по данным ЯМК и результатам лабораторныхисследований керна

керна. Однако динамическая пустотность двух образ-цов керна, относящихся к газонасыщенному коллек-тору, завышена по сравнению с данными ЯМК, чтоможет быть связано с рассоливанием образцов кернав процессе их подготовки.

Расчет продуктивности пластов-коллекторовпо данным ЯМК

Для 17 продуктивных нефтяных объектов 10 сква-жин, расположенных в пределах лицензионных уча-стков ОАО «НК «Роснефть» в Иркутской области, в ко-торых записан ЯМК, согласно формуле (1) рассчитанысредние величины Кп.дин на интервалы выделяемогоколлектора. Результат их сопоставления с коэффициен-том эффективной проницаемости kпр, определеннымпо данным интерпретации КВД, показал хорошую кор-реляционную связь между изучаемыми параметрами.Полученный массив данных хорошо аппроксимиру-ется степенной функцией, степень достоверности ап-проксимации составляет 0,82 (рис. 3).

Из рис. 3 видно, что Кп.дин основной части испытан-ных объектов (кроме трех объектов) не превышает3 %. Это связано прежде всего с тем, что из-за слабойизученности рассматриваемой территории геофизи-ческими и геохимическими методами до недавнеговремени не было выявлено надежного критерия про-гнозирования зон с улучшенными ФЕС. Только в2013 г. был выработан критерий заложения скважин впогребенные выступы фундамента, который позволилповысить успешность бурения [10]. Данный критерийв настоящее время используется при составлении про-граммы геолого-разведочных работ при заложениискважин. В результате бурения новых высокопродук-тивных скважин связь Кп.дин – kпр будет уточнена.

Согласно рис. 3 для прогноза проницаемости из-учаемого объекта по данным ГИС необходимо опре-делить объем ФБР, вошедшего в пласт, с использова-нием уравнения (1) и рассчитать гидродинамиче-скую проницаемость по формуле

(2)

Как было отмечено выше, отдельный интереспредставляет прогноз продуктивности скважин поданным ГИС. Так как сам факт проникновения ФБРв пласт характеризует интервал как коллектор, аобъем ФБР, вытеснивший нефть в интервале кол-лектора, может свидетельствовать о его качестве(как указывалось ранее, в продуктивных интервалахпроведение солянокислотной обработки незначи-тельно увеличивает продуктивность), было решеновыбрать объем фильтрата бурового раствора в каче-стве параметра, определяемого по данным ГИС, длясопоставления с продуктивностью объектов испы-таний. Продуктивность последних определена какотношение среднесуточного дебита флюида на гра-диент давления (за исключением газонасыщенныхобъектов).

Результаты сопоставления объема ФБР, рассчитан-ного по данным ЯМК, с продуктивностью представ-лены на рис. 4. Из него видно, что имеющийся мас-сив данных с высокой достоверностью может бытьаппроксимирован линейной функцией (R2=0,72).Важно отметить, что один из изучаемых объектов,характеризующийся высокой продуктивностью(210 м3/(сут⋅МПа)), отклоняется от общего тренда(на рис. 4 выделен красным цветом). В настоящеевремя причина этого не выявлена.

ЗаключениеВ ходе рассмотрения методики испытания пред-

ставлена оценка эффективности интенсификациипритока методом кислотной обработки. Кислотнуюобработку рекомендуется проводить в два этапа(кислотная ванна – кислотная обработка). В резуль-тате выработан алгоритм испытания скважин с уче-том полученной информации.

k К� (ГДИС) � 3,04 3,04 .T

T max

Tпр п.дин2,75

400

2,75

i2

2

2= ⋅ = ⋅ ∑ j

⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟

=

=



Рис. 3. Сопоставление динамической пустотности Кп.дини коэффициента проницаемости kпр по данным ГДИС

Рис. 4. Сопоставление динамической пустотностиКп.дин и продуктивности Кпрод объектов

Благодаря выполненному ранее широкому ком-плексу лабораторных исследований керна методомЯМР – воздействие – ЯМР для обеспечения полно-ценной петрофизической поддержки ЯМР – ЯМКбыло установлено, что ФБР в нефтенасыщенном ин-тервале имеет времена релаксации, близкие к релак-сации ФБР в свободном объеме. Данный факт поз-волил разработать критерий расчета объема ФБР,проникшего в пласт, по данным ЯМК.

Как показано в ранее выполненных работах, ре-гистрация на спектрах ЯМК сигнала от ФБР позво-ляет с высокой надежностью выделять данный ин-тервал как коллектор, что в свою очередь свидетель-ствует о возможности замены параметра «объемФБР» на Кп.дин. Так как Кп.дин является критерием нетолько наличия коллектора, но и его качества, вы-полнены сопоставления объема ФБР с продуктив-ностью объектов и проницаемостью, определеннойпо данным интерпретации КВД. Это позволилоустановить статистически значимые корреляцион-ные связи между изучаемыми параметрами.

Полученные результаты дают возможность нетолько использовать метод ЯМК на изучаемой тер-ритории в качестве инструмента для определенияобъемов связанных и подвижных воды и нефти, нои прогнозировать с помощью данного метода про-ницаемость и продуктивность выбранных объектовиспытаний.

Авторы выражают признательность сотрудникамООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» и ПАО «ВЧНГ» законструктивные замечания и ценные советы при под-готовке работы.


1. Вендельштейн Б.Ю., Царева Н.В. О критериях выделения кол-лектора по данным промысловой геофизики // Нефть и газ. –1969. – № 6. – С. 5–8.

2. Орлов Л.И., Слободянюк И.А., Богино В.А. К вопросу оценкипроницаемости карбонатных пород по данным промыслово-геофизических исследований скважин//Нефтегазовая геология игеофизика. – 1974. – Вып. 2. – С. 46–50.

3. Башлыкин И.И. Количественная оценка проницаемостипород-коллекторов // Нефтегазовая геология и геофизика. –1979. – Вып. 9. – С. 37–42.

4. Шурубор Ю.В. Новый взгляд на проблемы выделения много-пластовых эксплуатационных объектов и управление их разра-боткой // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторож-дений. – 1998. – Вып. 12. – С. 25–28.

5. Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования скважини интерпретация данных ГИС. – Пермь: Пермский государствен-ный технический университет, 2007. – 317 с.

6. РД 153.39.0–109.01. Методические указания по комплексирова-нию и этапности выполнения геофизических, гидродинамиче-ских и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовыхместорождений/В.Ф. Антропов [и др.]. – М.: Минэнерго РФ,2002. – 75 с.

7. Киселев В.М., Колесов В.А., Чашков А.В. Комплексные исследо-вания керна карбонатных отложений усть-кутского горизонтаметодом ядерно-магнитного резонанса // Каротажник. – 2014. –Вып. 7 (241). – С. 42–51.

8. Расчет коэффициента остаточного водонасыщения коллекто-ров Восточной Сибири по данным ядерно-магнитного карота-жа/ В.А. Колесов, В.М. Киселев, Д.В. Назаров [и др.]. // Каротаж-ник. – 2014. – Вып. 8 (242). – С. 50–58.

9. Колесов В.А., Хохолков А.Г., Чашков А.В. Изучение влияния сме-шивания пластовой воды и фильтрата бурового раствора наспектр ядерно-магнитного каротажа // Нефтяное хозяйство. –2014. – № 11. – С. 34–37.

10. Гайдук А.В, Альмендингер О.А. Условия формирования и кри-терии прогноза зон улучшенных коллекторских свойств древнихвенд-кембрийских резервуаров (на примере Даниловского иМогдинского лицензионных участков (Восточная Сибирь)) //SPE 168655. – 2013.

References1. Vendel'shteyn B.Yu., Tsareva N.V., Neft' i gaz, 1969, no. 6, pp. 5–8.

2. Orlov L.I., Slobodyanyuk I.A., Bogino V.A., Neftegazovaya geologiyai geofizika, 1974, V. 2, pp. 46–50.

3. Bashlykin I.I., Neftegazovaya geologiya i geofizika, 1979, V. 9, pp. 37–42.

4. Shurubor Yu.V., Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykhmestorozhdeniy, 1998, V. 12, pp. 25–28.

5. Koskov V.N., Koskov B.V., Geofizicheskie issledovaniya skvazhin i in-terpretatsiya dannykh GIS (Well logging and interpretation of loggingdata), Perm': Publ. of PSTU, 2007, 317 p.

6. RD 153.39.0–109.01, Metodicheskie ukazaniya po kompleksirovaniyui etapnosti vypolneniya geofizicheskikh, gidrodinamicheskikh igeokhimicheskikh issledovaniy neftyanykh i neftegazovykh mestorozh-deniy (Guidelines for the integration and phasing of geophysical, hy-drodynamic and geochemical studies of oil and gas fields), Sompilers:Antropov V.F. et al., 2002.

7. Kiselev V.M., Kolesov V.A., Chashkov A.V., Karotazhnik, 2014, no. 7(241), pp. 42–51.

8. Kolesov V.A., Kiselev V.M., Nazarov D.V. et al., Karotazhnik, 2014,no. 8 (242), pp. 50–58.

9. Kolesov V.A., Khokholkov A.G., Chashkov A.V., Neftyanoekhozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 11, pp. 34–37.

10. Gayduk A.V, Al'mendinger O.A., Principles of Vend-Cambrianreservoir prognosis (Based on Siniavskiy and North-DanilovskoeFields) (In Russ.), SPE 168655, 2013.



УДК 553.98.001 Коллектив авторов, 2015



Комплексный подход к изучению геологическогостроения и особенности моделированияконтинентальных отложений тюменской свиты

ВведениеВ настоящее время в мире изучено большое

число залежей нефти и газа, приуроченных к от-ложениям речных и дельтовых комплексов юр-ского возраста. Аллювиальные толщи часто со-держат песчаные пласты-коллекторы, которые ха-рактеризуются значительной неоднородностью,сложностью геологического строения и неравно-мерным распространением по площади. В связи сэтим затруднительным является определениеподтипа речной системы, тел одной фациальнойпринадлежности и их пространственного распо-ложения. Кроме того, требуется выбрать правиль-ный алгоритм моделирования, который позволитадекватно отразить сложившуюся геологическуюконцепцию. Ошибки на этапе анализа входныхданных и геологического моделирования влияютна правильность подсчета запасов, построениегидродинамической модели, добычу углеводоро-дов и оценку экономической эффективностипроекта.

Вышеперечисленные проблемы присущи сред-неюрским отложениям тюменской свиты, охва-тывающим значительную часть Западно-Сибир-ского бассейна и содержащим значительные запа-

сы углеводородов. С геологической точки зренияданная свита является сложным объектом иссле-дования вследствие литологической неоднород-ности, высокой расчлененности, полифациально-сти осадочного материала, геометрии тел типа«лабиринт».

Целью данной работы являлось построение де-тальной 3D геолого-гидродинамической модели,отражающей геологическое строение пласта Ю2 ипозволяющей прогнозировать продуктивныетолщины и показатели разработки.

Комплексный подход к изучению геологических данных

Необходимо подчеркнуть важность комплекс-ного подхода к анализу исходных геолого-геофи-зических данных: результатов региональныхработ, 3D сейсмической сьемки, кернового и каро-тажного материала с выделением литотипов иэлектрофаций, а также статистической информа-ции о размерах тел типовых отложений. Пласт Ю2на изучаемой территории формировался в усло-виях аллювиально-дельтовой равнины [1]. На из-учаемом месторождении ранее был выполнен ана-лиз сейсмических данных для прогнозирования

П.Д. Савченко, Е.М. Викторова, А.А. Мироненко, А.В. Давыдов, Д.Д. Сулейманов

(ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Ключевые слова: тюменская свита, электрофации, 2D тренды, регионы равновесияKey words: J2 formation, electrofacies, 2D trends, balance regions




эффективных толщин пласта Ю2. Однако устой-чивый коэффициент корреляции между скважин-ными данными и сейсмическими атрибутами небыл получен вследствие низкой акустическойконтрастности по сравнению с вмещающими по-родами и фациальной неоднородности отложений[2]. Однако с использованием пропорциональныхсейсмических слайсов временного куба в пределахпласта была обнаружена система русловых кана-лов, проявляющихся в виде вытянутых шнурко-вых тел. При помощи данных сейсмослайсов от-картированы направления основных русловыхпоясов, заметных на сейсмической съемке, с конт-ролем по материалам геофизических исследова-ний скважин (ГИС).

Для детального понимания геологическогостроения изучаемого пласта был выполнен фа-циальный анализ на основе электрометрическихмоделей аллювиальных отложений В.С. Муром-цева и других специалистов [3]. При этом выде-лены три характерных типа кривых гамма-каро-тажа, соответствующих меандрирующемуруслу/дельтовому каналу, устьевому бару и пес-кам пойменного разлива (рис. 1).

Результаты интерпретации данных каротажатакже сопоставлялись с керновым материалом, вбольшинстве случаев была установлена довольнохорошая связь между ними (рис. 2). На образцахкерна отмечались характерные для фаций трен-ды изменения зернистости и текстуры. В итогепо всему фонду скважин были выделены трифации коллектора (распределительные каналы,

устьевые бары, пески разлива) и неколлектор(фация пойм).

После сопоставления всех геолого-геофизиче-ских данных была создана концептуальная мо-дель пласта и выделены основные элементы осад-конакопления: предполагаемая граница палеобе-рега, пояс распределительных каналов, устьевыебаровые тела (рис. 3).

Рис. 1. Концептуальная модель дельтовых отложе-ний и типовые электрометрические модели аллюви-альных отложений:а – устьевой бар; б – распределительный канал; в –пески разливов

Рис. 2. Пример выделения электрофаций и сопо-ставления с керновым материалом

Рис. 3. Сейсмический слайс с интерпретацией элемен-тов осадконакопления



3D геологическое моделирование русловых отложений

В качестве алгоритма была выбрана классиче-ская двухточечная статистика, использующаяскважинные данные, вариограммный анализ итренд распространения литологии. Методы мно-готочечной статистики и объектного моделирова-ния не применялись из-за отсутствия необходи-мой информации (обучающего образа, высокока-чественной сейсмической съемки и др.) [4].

Стохастическое моделирование в данном случаеосложняет дифференциация коллектора на несколькофаций в пределах одного пласта (моделируемого объ-екта). В связи с этим возникает необходимость созда-ния 2D трендов для моделирования каждой выделен-ной фации. Таким образом, были откартированы гра-ницы площадного распространения русловых поясов,

устьевых баров и песков разлива по результатам фа-циального анализа, интерпретации сейсмическихслайсов с использованием статистического материаламировых аналогов, а именно: ширины и толщины ха-рактерных фаций [5]. Далее интервалу коллектораприсваивался номер фации, создавалась кривая «ин-декса фации», которая подвергалась ремасштабирова-нию (рис. 4). Впоследствии литологический кубстроился методом Sequential Indicator Simulation с ис-пользованием 2D трендов, контролирующих площад-ное распространение элементов аллювиально-дельто-вой системы.

Фациальная дифференциация позволила полу-чить адекватные главные и второстепенные рангипри вариограммном анализе для устьевого бара ираспределительных каналов, в которых данныехорошо коррелируют между собой (рис. 5). Ранг

Рис. 4. Пример карт трендов (а), кривой «индекса фации» (б) и куба литологии (в) по пласту Ю2

Рис. 5. Семивариограммы для каждой фации (а) и карта песчанистости (б) по пласту Ю2 (желтой линией обозначе-ны моделируемые тела)



фации песков разлива задавался экспертно вслед-ствие хаотичности ее распространения. Сопо-ставление результатов моделирования с палеогео-графическими и сейсмическими данными показа-ло, что комплексное использование входных дан-ных позволило смоделировать концептуальноенаправление геологических тел (баровые тела на-правлены вкрест подводящим распределитель-ным каналам) (рис. 6) [6]. Пористость моделиро-валась в пределах каждой фации методом стоха-стической интерполяции с использованием пло-щадного и вертикального трендов [7].

Насыщение модели углеводородамиПри насыщении модели использовался неклас-

сический подход с помощью равновесной инициа-лизации по J-функции в гидродинамическом си-муляторе с целью адекватной адаптации фактиче-ских скважинных данных к истории разработки.На этом этапе выделялись регионы равновесия,которым соответствуют разные отметки зеркаласвободной воды (ЗСВ). Каждый из регионов былвыбран посредством адаптации начальной обвод-ненности скважин, эксплуатирующих данное пес-чаное тело. В качестве опорных скважин при вы-боре отметок ЗСВ приняты скважины, работаю-щие на один или два песчаных тела. При этом на-чальная обводненность (в первые 3–5 мес) опор-ных скважин обусловливается начальным насыще-нием модели. В связи с отмеченным одним из глав-ных условий выбора скважин, в которых подбира-лись уровни ЗСВ, являлось отсутствие влиянияфронта нагнетания на первоначальное насыще-ние. При отсутствии работающих интервалов наотдельный регион равновесия отметка ЗСВ подби-ралась исходя из результатов интерпретации дан-ных ГИС.

Для контроля качества модели были проведенысравнение эффективных нефтенасыщенных тол-щин по данным ГИС и модели, сопоставление насы-щенности с результатами интерпретации данныхГИС и поскважинное сравнение начальной обвод-ненности в модели с результатами эксплуатации.

Практическая значимостьС целью анализа рисков полученной литологи-

ческой модели были сопоставлены толщины пла-стов, вскрытых новыми скважинами и смодели-рованными. При этом средняя ошибка в опреде-лении не превысила 20 %. Кроме того, на основемноговариантного моделирования была построе-на карта рисков бурения.

Детальное построение геологической модели иучет фациальных разностей, таких как пески пой-менного разлива, являющиеся связующим типомколлектора между русловыми поясами, позволи-ли получить корректную гидродинамическую мо-дель. Для контроля качества насыщения моделибыли сопоставлены фактическая и расчетная об-водненности по недавно пробуренным скважи-нам и выполнена адаптация модели к историиразработки. На основе построенной геологиче-ской и гидродинамической моделей оптимизиро-вана проектная сетка скважин, а также выделеныновые перспективные участки для бурения.

Выводы1. Тюменская свита – геологически сложный

объект, что обусловлено высокой расчленен-ностью, дискретным распространением тел по ла-терали, изменчивостью водонефтяных контактов.Это подтверждает необходимость всестороннегоизучения геологических данных с целью детали-зации состава и строения пласта. Недооценка или

Рис. 6. Сопоставление априорных данных по пласту Ю2 (а, б) с картой песчанистости (в)



неучет одного из аспектов может привести кошибкам на стадии подсчета запасов, проектиро-вания скважин и расчета экономической рента-бельности.

2. Использованный комплексный подход к ана-лизу геологических данных тюменской свитывключает анализ результатов региональныхработ, данных 3D сейсмической съемки, материа-лов ГИС, изучения керна и статистические дан-ные мировых аналогов.

3. В результате уточнения фациального составаотложений пласта выделены четыре фации. Впо-следствии данная концепция осадконакоплениябыла перенесена в геологическую модель, кор-ректность которой подтвердилась данными о тол-щинах в новых пробуренных скважинах. С цельюадекватной адаптации фактических скважинныхданных к истории разработки использовалсяметод равновесного насыщения модели в гидро-динамическом симуляторе.

4. На основе построенной геолого-гидродина-мической модели была оптимизирована сеткаскважин и определены новые перспективные уча-стки для бурения.

5. Рассмотренный подход при отсутствии высоко-точной сейсмической съемки может быть приме-ним для моделирования континентальных отложе-ний на других аналогичных месторождениях.


1. Палеогеография центральных и южных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна в позднебатское время. Юр-ская система России: проблемы стратиграфии и палеогеогра-фии/ А.Э. Конторович, В.А. Казаненков, Л.Г. Вакуленко[и др.]. – М.: ГИН РАН, 2005. – С.141–143.

2. Методические рекомендации по использованию данныхсейсморазведки для подсчета запасов углеводородов/В.Б. Ле-вянт, И.Ю. Хромова [и др.]. – М.: Роснедра, 2010. – 250 с.

3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаныхтел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, Ми-нистрество геологии СССР, 1984. – 260 с.

4. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – М.-Ижевск:НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2009. – 460 с.

5. Подход к моделированию континентальных отложений тю-менской свиты/А.В. Давыдов, Д.Д. Сулейманов, А.Х. Зиганбаев,Е.М. Викторова//XVнаучно-практическая конференция. – М.-Анапа: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2015. – 13 с.

6. Пинус О.В., Пайразян К.В. Особенности моделированияпластов флювиального происхождения// Геология нефти игаза. – 2008. – Вып. 3.

7. Гаврилова Е.Н. Особенности геологического моделированиявысокоизменчивых природных резервуаров Тюменскойсвиты Западной Сибири. – М.: ЗАО «МИМГО», 2011.

References1. Kontorovich A.E., Kazanenkov V.A., Vakulenko L.G. et al., Pale-ogeografiya tsentral'nykh i yuzhnykh rayonov Zapadno-Sibirskogoosadochnogo basseyna v pozdnebatskoe vremya. Yurskaya sistemaRossii: problemy stratigrafii i paleogeografii (Paleogeography ofcentral and southern areas of the West Siberian sedimentary basinLate Bathonian age. Jurassic System of Russia: problems of stratig-raphy and paleogeography), Moscow: Publ. of GI of RAS, 2005,pp. 141–143.

2. Metodicheskie rekomendatsii po ispol'zovaniyu dannykhseysmorazvedki dlya podscheta zapasov uglevodorodov (Guidelineson the use of seismic data to assess hydrocarbon reserves), Au-thors: Levyant V.B., Khromova I.Yu. et al., Moscow: Publ. ofRosnedra, 2010, 250 p.

3. Muromtsev V.S., Elektrometricheskaya geologiya peschanykh tel -litologicheskikh lovushek nefti i gaza (Electrometrically geology ofsand bodies - lithologic traps of oil and gas), Leningrad: NedraPubl., 1984, 260 p.

4. Materon Zh., Fundamentals of applied geostatistics (translationfrom French), Moscow – Izhevsk: Publ. of NITs “Regulyarnaya ikhaotichnaya dinamika”, 2009, 460 p.

5. Davydov A.V., Suleymanov D.D., Ziganbaev A.Kh.,Viktorova E.M., Podkhod k modelirovaniyu kontinental'nykh ot-lozheniy tyumenskoy svity (The approach to the modeling of thecontinental sediments of the Tyumen formation), Proceedings ofXV Scientific and Practical Conference, Moscow – Anapa: Neftya-noe khozyaystvo Publ., 2015, 13 p.

6. Pinus O.V., Payrazyan K.V., Geologiya nefti i gaza = The journalOil and Gas Geology, 2008, V. 3.

7. Gavrilova E.N., Osobennosti geologicheskogo modelirovaniyavysokoizmenchivykh prirodnykh rezervuarov Tyumenskoy svity Za-padnoy Sibiri (The geological modeling of the high variability nat-ural reservoirs of the Tyumen formation in Western Siberia),Moscow: Publ. of MIMGO, 2011.



Условия образования жильного кальцита в карбонатных породах в кровле абалакской и георгиевской свит в центральной части Западно-Сибирского бассейна1

ВведениеОтсутствие общепринятых представлений о

строении продуктивных пластов баженовской иподстилающих ее свит, с одной стороны, и неравно-мерные притоки нефти при испытаниях и эксплуа-тации, с другой, служат основанием для проведениябольшого числа исследований.

Особенно большой интерес вызывает строение пе-реходной зоны от нижних отложений к баженовскойсвите. В кровле абалакской свиты, реже георгиевскойсвиты и в основании баженовской свиты при буре-нии скважин часто вскрываются карбонатные поро-ды. Слой, содержащий эти породы, В.И. Белкин на-звал «КС1». В ряде скважин они представлены брек-чированными разностями, пространство между об-ломками которых заполнено карбонатным материа-лом. В некоторых скважинах карбонатные породыразбиты трещинами, вдоль которых наблюдаются ка-верны, часть трещин залечена кальцитовым материа-лом с образованием жил. По данным испытаний иэксплуатации скважин Салымского, Красноленин-ского и других месторождений карбонатные породыслоя КС1 являются одними из основных нефтеотдаю-

щих интервалов баженовско-абалакского комплекса(БАК), что было доказано данными высокоточнойтермометрии в ряде скважин [1].

Неравномерность распространения карбонатныхпластов, резкая вертикальная и латеральная изменчи-вость их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), атакже не до конца установленный генезис этих породи, как следствие, слабая прогнозируемость коллекто-ров указывают на необходимость детального их из-учения. Целью исследования было определение усло-вий образования жильного кальцита и вмещающихизвестняков карбонатного слоя КС1.

Объект и методы исследованияОбъектом исследования послужили трещинова-

тые и кавернозные известняки слоя КС1, отобран-ные из пяти скважин, пробуренных на территорииТундринской котловины Фроловской мегавпадиныСалымского мегавала Когалымской вершины Сур-гутского свода (рис. 1). Исследуемые карбонатныепороды залегают на глубине 2835–2953 м.

В разрезах скважин в кровле абалакской или по-дошве баженовской свиты может насчитываться от

А.Ю. Юрченко, Н.С. Балушкина, к.г.-м.н., Г.А. Калмыков, к.г.-м.н., Т.А. Шарданова, к.г.-м.н., А.Ю. Бычков, д.г.-м.н.

(Московский гос. университет имени М.В. Ломоносова),В.Ю. Прокофьев, д.г.-м.н.

(Институт геологии рудных месторождений, петрографии, минералогии и геохимии РАН)

УДК 553.98.061.43 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: Западная Сибирь, абалакская свита, георгиевская свита, карбонатный коллектор, изотопные исследования,изучение флюидных включений, гидротермальный кальцитKey words: West Siberia, Abalak formation, Georgiev formation, carbonate reservoir, isotopic analysis, fluids inclusions studies, hydrothermal calcite


1Работа выполнена при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований – грант № 14-05-31344.



одного до пяти трещиноватых и кавернозных кар-бонатных прослоев в глинистых и кремнисто-гли-нистых породах. Отложения карбонатных прослоевчаще всего представлены серыми и темно-серымимикритовыми известняками. Породы имеют брек-чиевидную структуру в результате развития сетипрожилков крупнокристаллического кальцита. Про-тяженность прожилков изменяется от первых сан-тиметров до десятков сантиметров (рис. 2). Помимокальцита в прожилках отмечаются кристаллы про-зрачного кварца, пирита, барита.

Микритовые известняки основной части породслоя КС1 (назовем их матрицей) обладают низкимиФЕС: пористость составляет 0,3–0,9 %; проницае-мость – (0,01–0,7)⋅10-3 мкм2. В основном нефтенасы-щенны трещины и каверны, частично или пол-ностью заполненные кальцитом.

В работе [2] показано, что известняки матрицыпород слоя КС1 образовались в результате микро-биальной переработки метана в верхней части

и/или на поверхности морских осадков, тогда каккальцит, выполняющий жилы, осаждался при по-вышенной температуре. Для более точного опреде-ления температур кристаллизации кальцита и вы-явления его природы исследовались изотопный со-став углерода и кислорода в комплексе с флюидны-ми включениями.

Распределение стабильных изотопов углерода икислорода изучалось на оборудовании для анализастабильных изотопов легких элементов Delta V Ad-vantage. Высушенные, измельченные образцы под-вергались обработке 105%-ной полифосфорнойкислотой при температуре 70 °С на линии пробо-подготовки Gas Bench II, подключенной к масс-спек-трометру. Анализировался состав стабильных изо-топов углерода (δ13С) и кислорода (δ18О) углекисло-го газа, выделившегося в результате реакции карбо-натов с кислотой. Точность измерений контролиро-валась по международному стандарту NBS-19. Изо-топные значения указаны в промилле относительностандарта VPDB.

Микротермометрия флюидных включений вы-полнялась с использованием измерительного ком-плекса, созданного на основе микротермокамерыTHMSG-600 фирмы Linkam (Англия), микроскопаOlimpusl (Япония), видеокамеры и управляющегокомпьютера. Комплекс позволяет в режиме реально-го времени проводить измерения температур фазо-вых переходов в интервале от –196 до 600 °С, наблю-дать за ними при больших увеличениях и получатьцифровые микрофотографии. Концентрация солейдля включений рассчитывалась по температуреплавления льда с применением данных из работы[3]. Солевой состав растворов определялся по тем-пературам эвтектики [4]. Концентрации солей, плот-ности водного раствора, а также температурные по-правки на давление 27 МПа оценивались по про-грамме FLINCOR [5].

Результаты исследованийРаспределение стабильных изотопов углерода и

кислорода представлено в табл. 1. Пробы для анали-за отбирались точечно из темно-серых известняковматрицы, коричневато-серого или светло-серогокальцита краевых частей жил на контакте с матри-цей, а также из кристаллов белого кальцита, распо-ложенных в центральных зонах жил (см. рис. 2).

На рис. 3 представлено распределение изотопов уг-лерода и кислорода в карбонатах разных групп. Из-вестняки матрицы КС1 разделились на две подгруп-пы. В первую подгруппу входят известняки, значи-тельно обогащенные легким изотопом углерода δ13С

Рис. 1. Выкопировка из тектонической карты Запад-ной Сибири под редакцией В.И. Шпильмана и другихспециалистов (1998 г.) с изменениями авторов

Рис. 2. Пример отбора проб (показаны желтым цве-том) из разных частей образца

(от -23,8 до -19,7 ‰VPDB) (см. табл. 1 и рис. 3). Приэтом значения δ18О изменяются от -3,4 до -1,6 ‰VPDB, что типично для органогенных карбо-натов, осаждающихся из морской воды. Подобноераспределение стабильных изотопов указывает наосаждение карбонатного материала в результатемикробиальной деятельности (анаэробное окисле-ние метана) на поверхности и/или в верхней частиморских осадков [2].

Вторая подгруппа также характеризуется, но вменьшей степени, обогащением легким изотопомуглерода δ13С (от -14,3 до -18,2 ‰VPDB), но значи-тельно обогащена легким изотопом кислорода δ18О

(от -13,1 до -9,7 ‰VPDB) (см. табл. 1 и рис. 3), чтоуказывает на осаждение карбонатного материала вусловиях повышенных температур [6]. Таким обра-зом, кальцит второй подгруппы не является первич-ным осадочным, а осаждался в период катагенезаили под действием наложенных процессов. Обога-щение его легким изотопом углерода свидетельству-ет о том, что осаждение происходило с участиемизотопно-легкой углекислоты, источником котороймогли служить ранее частично растворившиеся из-вестняки первой подгруппы.

Вторая группа карбонатов, объединяющая каль-цит из центральных частей жил (см. рис. 3), близкапо изотопным характеристикам ко второй подгруп-пе первой группы, но больше обогащена легкимизотопом кислорода δ18О (от -15,7 до -19,6 ‰VPDB)(табл. 2 и рис. 3). Это указывает на осаждение каль-цита при высоких температурах: рассчитанные поизотопам δ18О температуры осаждения кальцитадостигают 140 °С [7].

Третья группа – это известняки краевых частейжил на контакте с матрицей. По изотопным харак-теристикам они разделяются на две подгруппы: пер-вая близка к известнякам матрицы микробиальнойприроды; вторая – к высокотемпературному каль-циту из центральных зон жил (см. рис. 3). В первом



Таблица 1

Содержание, ‰VPDB, изотопов 13С 18O 13С 18O 13С 18O Месторождение Номер пробы

в известняках матрицы в контакте жильного кальцита и матрицы

в жильном кальците

Георгиевская свита

296 -21 -1,6 -18,9 -5,5 -13,2 -19,6

302П -19,7 -1,7 -12,2 -2,8 -12,6 -19,5

-12,5 -13,4 Южно-Ягунское

306П -14,3 -11,7 -11,1 -17,3

-13,3 -19,6

Абалакская свита

Приобское 8730 -18,2 -9,7 - - -16 -15,7

-16,7 -12,4 4004-1 -15,5 -13,1

-14,9 -14,2 -13,7 -17,3

-23,8 -1,8 Правдинское

4004-2 -21,8 -3,4

-8,3 -12 -12,9 -17,6

Рис. 3. Распределение стабильных изотопов углеро-да и кислорода в разных группах карбонатов

Таблица 2

Территория Номер пробы 13С,

‰VPDB

18O,

‰VPDB Тгом, °С

Ткрист, °С (при р = 27 МПа)

Cсол, %- экв.NaCl

296 георг -(13,4 -12,5) -(19,0-15,1) 187-136 201-151 3

302П георг -12,6 -19,5 187 202 4,2

Когалымская вершина Сургутского свода 306П георг -(13,3-11,1) -(19,6-17,3) 135 150 5,6

Тундринская котловина Фроловской мегавпадины

8730 абалак -16 -15,7 154 169 1,7

4004-1 абалак -(12,9-8,3) -(17,6-12) 177-115 192-130 2,8 Салымский мегавал 4004-2 абалак -(16,7 -13,7) -(17,3-12,4) 169 184 1,8

Примечание. ТкристТгом – температура соответственно гомогенизации и кристаллизации, , Ссол – массовое содержание солей.

случае можно говорить о контактном воздействиирастворов на породы матрицы. Во втором случае пе-реходная область значительно перекристаллизованаи представляет собой более раннюю генерацию за-полнения жил.

Результаты термо- и криометрических исследова-ний 54 индивидуальных флюидных включений(рис. 4, 5) в кальците показали, что в составе их рас-творов преобладали хлориды Na, K и Mg. Об этомсвидетельствуют хлоридные эвтектики раствороввключений в температурном интервале от –30 до–37 °С. Полная гомогенизация флюидных включе-ний происходит при температуре от 115 до 187 °С, амассовая концентрация солей изменяется от 1,7 до5,6 %-экв. NaCl. Плотность флюида варьируется от0,91 до 0,97 г/см3. Температура кристаллизациикальцита, рассчитанная для давления 27 МПа, со-ставляла 130–202 °С.

По температуре образования, изотопному составукислорода кальцита и коэффициенту изотопногофракционирования, приведенному в работе [7], былрассчитан изотопный состав воды, из которой осаж-дался кальцит. Рассчитанное содержание изотоповδ18О воды составило (4,5-6,3) ‰VSMOW. Таким об-

разом, при пересчете палеотемпературдля жильного кальцита по значениямδ18О для получения более точного резуль-тата следует использовать величину изо-топного состава кислорода воды, из кото-рой происходила кристаллизация кальци-та, равную 5 ‰VSMOW.

В одной пробе в кальците были обнару-жены двухфазовые включения жидких уг-леводородов с большим газовым пузырь-ком (см. рис. 5), гомогенизация которыхпроисходила при температуре 82 °С. По-добные включения выявлены в экспери-ментах с кристаллами кальцитов, образо-ванных в гидротермальных условиях [8].Газонефтяные включения в жилах слояКС1 свидетельствуют о том, что гидротер-мальные растворы содержали не толькорастворенный минеральный компонент,но и углеводороды.

ЗаключениеПо результатам комплексных исследова-

ний установлено, что карбонатные теламатрицы пород слоя КС1 формировалисьв результате деятельности метанотроф-ных бактерий. Для их жизнедеятельноститребовались выходы на земную поверх-

ность метана, поэтому карбонатные тела встречают-ся на ограниченной территории.

Результаты анализа распределения стабильныхизотопов углерода и кислорода и изучения флюид-ных включений показали, что кальцит, выполняю-щий жилы и прожилки в известняках слоя КС1,осаждался из гидротермальных растворов, мигри-ровавших из нижележащих отложений, при темпе-ратуре 130–202 °С. Под действием гидротермальныхпроцессов частично растворялся и переоткладывал-ся карбонатный материал матрицы пород этогослоя, что проявляется в обогащении высокотемпе-ратурного кальцита трещин легким изотопом угле-рода. Осаждение жильного кальцита из гидротер-мальных растворов также подтверждается присут-ствием в них крупных кристаллов кварца, пирита,барита.

Таким образом, процесс формирования коллекто-ров в слое КС1, по мнению авторов работы, можнопредставить следующим образом. Сначала на днепредбаженовского эпиконтинентального морскогобассейна в зонах выходов холодных сипов образо-вывались карбонатные корки за счет деятельностисообщества бактерий в результате окисления термо-



Рис. 4. Двухфазовые газово-жидкие флюидные включения слабо-минерализованных водных флюидов в жильном кальците слояКС1 в образцах 1 (а) и 2 (б)

Рис. 5. Двухфазовые газово-жидкие флюидные включения угле-водородов в жильном кальците слоя КС1 при температуре 25 (а) и70 (б) °С

генного метана. Затем эти карбонатные тела подвер-гались воздействию относительно низкотемпера-турных гидротермальных растворов. В результатеобразовывались трещины, по которым поступалирастворы, формируя каверны. При этом из раство-ров выпадали кристаллы кварца и кальцита, образуяжилы. В последних присутствуют как газоводяные,так газонефтяные включения. Гомогенезация газо-водяных включений происходит при температуреоколо 200 °С, газонефтяных включений – около80 °С, т.е. углеводороды поступали с гидротермаль-ными растворами на более поздней стадии, когдатемпература растворов сильно снизилась.

Если минеральной составляющей растворов нехватило для полного заполнения объема трещин икаверн, то оставалось поровое пространство. Онозаполнялось углеводородами, образованными из ор-ганического вещества баженовской свиты в процес-се нефтегенерации. Если незалеченные трещины икаверны образовывали сообщающуюся междусобой систему пор, то количество нефти в них былодостаточно большим. Трещины обусловливали про-ницаемость до нескольких Дарси. Таким образом, вслое КС1 сформировалось несколько резервуаровнефти. При вскрытии подобного резервуара бурени-ем был выявлен коллектор с высокими фильтра-ционными свойствами, содержащий достаточнобольшое количество нефти. Именно эти резервуарыпозволяли получать притоки дебитом более100 т/сут, который мог сохраняться в течение не-скольких лет.


1. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Модель и основные параметрыпластового резервуара баженовской свиты Салымского место-рождения. В кн. Нефтеносность баженовской свиты ЗападнойСибири. – М.: ИГиРГИ, 1980. – С. 26–47.

2. Юрченко А.Ю. Генезис кальцита карбонатных пород осадоч-ных бассейнов по данным изотопного состава углерода и кисло-рода//Вестник Московского университета. Сер. 4. – 2014. – №5. –С. 107–110.

3. Bodnar R.J., Vityk M.O. Interpretation of microterhrmometric datafor H2O–NaCl fluid inclusions // Fluid inclusions in minerals: met-hods and applications. Pontignano: Siena, 1994. – P. 117–130.

4. Борисенко А.С. Изучение солевого состава газово-жидкихвключений в минералах методом криометрии // Геология и гео-физика. – 1977. – № 8. – C. 16–27.

5. Brown P. FLINCOR: a computer program for the reduction and in-vestigation of fluid inclusion data // Amer. Mineralogist. – 1989. –V. 74. – P. 1390–1393.

6. Фор Г. Основы изотопной геологии. – М.: Мир, 1989. – 590 с.

7. Kim S.-T., O’Neil J.R. Equilibrium and non-equilibrium oxygen iso-tope effects in synthetic carbonates// Geochim. Cosmochim. Acta. –1997. – №61. – С. 3461–3475.

8. Экспериментальное изучение взаимодействия минералообра-зующих гидротермальных растворов и нефти и их совместноймиграции. Петрология/ В.С. Балицкий, В.Ю. Прокофьев, Л.В. Ба-лицкая [и др.]. – 2007. – Т.15. – № 3. – С. 227–240.

References1. Dobrynin V.M., Martynov V.G., Collected papers “Neftenosnost'bazhenovskoy svity Zapadnoy Sibiri” (Oil bearing of Bazhenov suite inWestern Siberia), Moscow: Publ. of IGiRGI, 1980, pp. 26–47.

2. Yurchenko A.Yu., Vestnik Moskovskogo universiteta. Seriya 4. Ge-ologiya = Moscow University Geology Bulletin, 2014, no. 5,pp. 107–110.

3. Bodnar R.J., Vityk M.O., Interpretation of microterhrmometric datafor H2O–NaCl fluid inclusions, Fluid inclusions in minerals: methodsand applications. Pontignano: Siena, 1994, pp. 117–130.

4. Borisenko A.S., Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geo-physics, 1977, no. 8, pp. 16–27.

5. Brown P., FLINCOR: a computer program for the reduction and inves-tigation of fluid inclusion data, Amer. Mineralogist, 1989, V. 74,pp. 1390–1393.

6. Faure G., Principles of isotope geology, 2nd ed. Wiley and Sons, 1986,590 p.

7. Kim S.-T., O’Neil, J.R., Equilibrium and non-equilibrium oxygen iso-tope effects in synthetic carbonates, Geochim. Cosmochim. Acta, 1997,V.61, pp. 3461–3475.

8. Balitskiy V.S., Prokof 'ev V.Yu., Balitskaya L.V. et al., Petrologiya =Petrology, 2007, V. 15, no. 3, pp. 227–240.



УДК 622.276.1/.4 Коллектив авторов, 2015



Удаление тяжелых углеводородов из нефтяного газас использованием капиллярной конденсации на микропористых мембранах1

ВведениеВ настоящее время мембранные технологии

широко используются для фракционирования иочистки жидких и газовых смесей. Мембранноегазоразделение широко применяется в промыш-ленных процессах и составляет конкуренциютаким традиционным процессам разделения, какректификация, экстракция и адсорбция. Приэтом технология мембранного разделения отли-чается более низкими энергозатратами, не требу-ет существенных капитальных вложений, простав эксплуатации и может быть достаточно легкомасштабирована. Несмотря на указанные пре-имущества и успешный опыт внедрения мем-бранной подготовки газа, технология мембранно-го разделения легких углеводородов (преждевсего смесей алканов С1-С4), являющаяся осно-вой для многих промышленных процессов, оста-ется низкорентабельной [1].

Одной из основных задач, которая может быть ре-шена с использованием фракционирования углево-дородов, является подготовка нефтяного и природ-ного газов до требований СТО Газпром 089-2010.В настоящее время возможность энергоэффектив-ного и экологически безопасного выделения и пере-работки низших углеводородов во многом опреде-ляет экономическую целесообразность проектов по

разработке нефтегазовых месторождений и катали-тической конверсии нефтяного газа в полупродуктыдля химического синтеза. Особенно актуальна дан-ная задача для малых нефтяных месторождений, гдепереработка нефтяного газа с целью поддержаниятребуемой экологической безопасности определяетрентабельность добычи нефти.

Мембранная технологияОдной из проблем, затрудняющих комплексную

переработку нефтяного газа на малых месторожде-ниях, является выделение из его состава тяжелых уг-леводородов. В настоящее время для ее решениячаще всего используются охлаждение сырьевойсмеси до -40 °С и конденсация тяжелых углеводоро-дов в виде жидкой фазы. Применяется также аб-сорбция тяжелых углеводородов с использованиемотбензиненного поглотительного масла [2]. В каче-стве их альтернативы может рассматриваться мем-бранная технология.

Перспективными мембранными материалами дляудаления тяжелых углеводородов являются полиме-ры, находящиеся в высокоэластичном состоянии,например, класса силоксанов [3]. Однако в настоя-щее время единственным коммерчески используе-мым для фракционирования углеводородов поли-мерным материалом является полидиметилсилок-

Д.И. Петухов, к.х.н., А.В. Лукашин, д.х.н., А.А. Елисеев, к.х.н. (МГУ имени М.В. Ломоносова),

Е.С. Пятков, В.Н. Суртаев (ОАО «НК «Роснефть»),

Ключевые слова: нефтяной газ, капиллярная конденсация, газоразделение, неорганические мембраны, трековые мембраныKey words: associated petroleum gas, capillary condensation, gas separation, inorganic membranes, track-etched membranes

Адреса для связи: [email protected], [email protected]

1Работа выполнена в рамках целевого инновационного проекта ОАО «НК «Роснефть», Фонда «НИР» и МГУ имени М.В. Ломоносова.



сан (ПДМС), мембраны на его основе выпускаютсякомпаниями MTR, GKSS и ЗАО «Грасис».

Следует отметить, что существующие полимерныематериалы ограничены соотношением идеальногофактора разделения и коэффициента проницаемо-сти. Кроме того, при высоких давлениях тяжелых уг-леводородов и углекислого газа может наблюдатьсяпластификация полимера, приводящая к снижениюэффективности работы мембраны [4]. В то же времямезопористые керамические мембраны лишеныэтих недостатков и обладают высокой химическойстабильностью в различных газовых смесях и ши-роком интервале температур. Ограниченность при-менения таких мембран может объясняться низки-ми проницаемостью микропористых мембран (на-пример, на основе цеолитов), работающих в режимемолекулярных сит, и селективностью мезопористыхмембран, основным механизмом диффузии черезкоторые является кнудсеновская диффузия или мо-лекулярный поток.

Селективность мезопористых мембран можетбыть увеличена за счет капиллярной конденсациигазов в порах мембраны. При этом поры мембранызаполняются жидкой фазой конденсата, блокируяпротекание газовой фазы. Давление капиллярнойконденсации газа в канале определяется размерамипор мембраны, и для диаметров менее 5 нм состав-ляет менее 0,5 p0 (p0 – давление конденсации наплоской поверхности при данной температуре).Кроме того, реализация механизма капиллярнойконденсации в каналах мезопористых мембран при-водит к увеличению проницаемости мембраны дляконденсирующегося газа более чем в 10 раз посравнению с кнудсеновской диффузией [5], что поз-воляет эффективно удалять тяжелые углеводородыиз природных и нефтяных газов.

Поскольку проницаемость мембраны и ее не-обходимая площадь во многом определяют ве-

личину капитальных вложений и рентабельностьпроекта, в рамках данной работы была предприня-та попытка реализации принципиально новоготехнологического подхода к удалению тяжелых уг-леводородов из нефтяного газа. Тестирование ме-тода мембранного осушения нефтяных газов в ре-жиме капиллярной конденсации было проведено сиспользованием мембраны анодного оксида алю-миния (АОА) со средним диаметром пор 43 нм[6, 7] и коммерчески доступной поликарбонатнойтрековой мембраны Whatman Nuclepore со сред-ним диаметром пор 110 нм.

Для того, чтобы основным механизмом переносагаза оставалась капиллярная конденсация, осуществ-лялось незначительное (до температуры -50 °С)охлаждение подмембранного пространства. Данныйподход позволяет избежать энергозатрат на глубокоеохлаждение всего объема газа, захолаживая лишьобъем пермеата (около 20 % объема входящего пото-ка). Принцип фракционирования смесей углеводоро-дов с использованием эффекта капиллярной конден-сации в порах микропористых мембран схематичнопредставлен на рис. 1.

Экспериментальная частьМембрану АОА с диаметром пор 43 нм и толщи-

ной 100 мкм формировали путем анодного окисле-ния в растворе щавелевой кислоты при напряже-нии 40 В по методике, описанной в работе [7]. Мем-брану Whatman Nuclepore (ПТМ) использовали безпредварительной подготовки. Эксперименты поразделению низкомолекулярных углеводородов сиспользованием капиллярной конденсации прово-дили в специально сконструированном мембран-ном модуле с охлаждаемым держателем мембраныи отсеком пермеата. Составы газовых смесей опре-деляли с использованием газового хроматографаPerkin Elmer Clarus 600.

В процессе эксперимента поток газа подавали вмембранный модуль под давлением p1 = 0,6-0,7 МПа стемпературой 50 °С для избежания конденсации газадо подачи в мембранный модуль. Мембрану и под-мембранное пространство охлаждали до требуемойтемпературы. Давление со стороны пермеата p2 под-держивали равным равновесному давлению, устано-вившемуся при охлаждении смеси газов, введенной вотсек пермеата при давлении p1 и температуре 25 °C.Поток газа на входе регулировали таким образом,чтобы минимизировать выделение в пермеат компо-нентов С1 и С2 при максимальном входящем потоке.Поток сырьевой смеси, ретентата и газового пермеата

Рис. 1. Принцип разделения смесей углеводородов сиспользованием эффекта капиллярной конденса-ции в порах микропористых мембран



контролировали при помощи расходомеровBronkhorst, поток конденсированного пермеата – припомощи емкостного датчика уровня. Температуруточки росы газовой смеси при рабочем давленииопределяли при помощи гигрометра ТОРОС-3-2ВУ.

Результаты и обсуждениеТипичные микрофотографии мембран АОА и тре-

ковой мембраны Whatman Nuclepore приведены нарис. 2. Видно, что мембрана АОА обладает меньшимдиаметром пор (43±6 нм) и более узким распределе-нием пор по размерам по сравнению с трековоймембраной ПТМ (110±27 нм). Данные особенностидают преимущества мембранам АОА при реализа-ции капиллярной конденсации газа в порах, так какзаполнение пор конденсатом будет происходить приодинаковом давлении. Это снизит вероятность того,что течение газа через поры малого диаметра про-исходит по механизму капиллярной конденсации, атечение через поры большого диаметра – по меха-низму диффузии Кнудсена, в результате можетзначительно ухудшиться селективность процесса.

Параметры эксперимента по фракционированиюуглеводородов приведены в табл. 1, типичные хро-матограммы, полученные в ходе процесса разделе-

ния, – на рис. 3, соответствующие составы ретентатаи пермеата для каждой из мембран – в табл. 2.

В процессе эксперимента ретентат обогащаетсялегкими компонентами смеси, а фаза пермеата – тя-желыми углеводородами, что подтверждает их пере-нос через мембрану по механизму капиллярной кон-денсации с блокировкой пор мембраны для проник-новения легких компонентов. Составы ретентатадля обеих мембран примерно одинаковы, посколькуявляются термодинамически равновесными при за-данных температуре конденсера и давлении со сто-роны пермеата. Соотношение концентраций компо-нентов в пермеате и сырьевой смеси может быть ис-пользовано для расчета эффективных факторовразделения углеводородов (табл. 2). Высокие значе-ния факторов разделения тяжелых углеводородов посравнению с метаном являются дополнительнымдоказательством блокировки пор мембраны конден-

Рис. 2. Микрофотография мембраны анодного окси-да алюминия (а) и поликарбонатной трековой мем-браны Whatman Nuclepore (б) (на вставках приведе-ны распределения пор по размерам, рассчитанныена основании микрофотографий (Leo Supra 50VP))

Таблица 1

Параметры АОА ПТМ

Температура, °С: сырьевой смеси T1

50

50

держателя мембраны и пермеата T2 -46,5 -46,5

Скорость потока, м 3/(м2 ч): сырьевой смеси

343,3

300,2

ретентата 267,5 227,8

Давление сырьевой смеси/ретентата p1, МПа 0,61 0,62

Перепад давления на мембране, МПа 0,14 0,15

Степень отбора, %: С1+С2

3,76

6,87

С3+ 78,1 77,7

Общая степень отбора углеводородов, % 22,0 24,2

Рис. 3. Типичные хроматограммы ретентата (а) и пер-меата (б), полученные при мембранном фракциони-ровании смеси углеводородов



сатом, препятствующим проникновению газообраз-ного метана и этана по механизму диффузии Кнуд-сена. В данном режиме проникновение легких угле-водородов через мембрану зависит от их раствори-мости в конденсированной фазе.

Анализ результатов эксперимента по фракциони-рованию углеводородов с использованием мезопо-ристой керамической мембраны показал, что пред-ложенный способ позволяет добиться достаточновысокой степени извлечения углеводородов С3+ – до78,1 % при максимальной скорости потока осушае-мой смеси более 300 м3/(м2·ч). При этом степень от-бора полезных компонентов смеси (метана и этана)составляет менее 3,8 % при общей степени извлече-ния газа – 22 %, что определяет экономическую эф-фективность предложенного способа удаления тя-желых углеводородов. Точка росы ретентата по угле-водородам, определенная с использованием моделиPeng Robinson [8], составляет -46 °С, замеренная –менее -40 °С, что существенно превышает требова-ния СТО Газпром 089-2010.

Тестовые эксперименты, проведенные с газовойсмесью, аналогичной составу ГКС №3 «РН-Красно-дарнефтегаз», показали, что степень утилизации по-лезного газа для предложенного метода осушениянефтяного газа составляет 8,8 %, в то время как намембранной установке из половолоконных волоконс селективным слоем ПДМС можно добиться степе-ни утилизации не менее 15,7 %.

При использовании коммерчески доступнойполикарбонатной мембраны, полученной травле-нием треков Whatman Nuclepore (мембранаПТМ), в аналогичных условиях эксперимента сте-пень отбора легких компонентов (C1+C2) возрас-тает до 6,9 %, а тяжелых (С3+) – уменьшается до77,7 %. Это может быть связано с неоднород-ностью протекания процесса капиллярной кон-денсации в порах мембраны, образовавшихся приобъединении треков. О неоднородности протека-

ния процесса капиллярной конденсации такжесвидетельствуют достаточно низкие значенияфакторов разделения тяжелых углеводородов поотношению к метану (более чем в 2 раза ниже,чем мезопористой керамической мембраны). Темне менее, высокая газовая проницаемость и ком-мерческая доступность трековой мембраны опре-деляют ее возможную практическую примени-мость в данном способе фракционирования лег-ких углеводородов.

ЗаключениеРезультаты экспериментальной проверки фрак-

ционирования низкомолекулярных компонентов врежиме капиллярной конденсации на мезопори-стых мембранах подтвердили возможную практи-ческую применимость данного метода для осушкинефтяного газа и получения газовых смесей посто-янного состава. Незначительное охлаждение мем-браны (до -46,5 °С) запускает процесс капилляр-ной конденсации, обеспечивающей высокие фак-торы разделения по отношению к конденсирую-щимся компонентам. Факторы разделения С3/С1 иС4/С1 достигают соответственно 21 и 34, что поз-воляет удалять из смеси до 80 % конденсирующих-ся углеводородов при совокупной потере метана иэтана менее 4 %. При этом энергозатраты болеечем на 30 % ниже, чем при использовании тради-ционных методов фракционирования углеводоро-дов, таких как низкотемпературная сепарация, по-скольку не требуется охлаждения всего объема га-зовой смеси. Кроме того, применение данного ме-тода позволяет существенно сократить затраты наосушку газа благодаря возможности работы принизких давлениях и высокой производительностимембраны (более 300 м3/(м2·ч), а также уменьшитьстепень отбора полезного газа на 40 %, что повы-шает экономическую эффективность примененияданной технологии.

Таблица 2

КомпонентныйСмесь, фактор разделения

состав, %

CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6H14

Точка росы, °

Исходная

смесь

67,0 7,1 10,1 2,6 5,2 1,4 1,4 3,9 36,2

Мембрана АОА

Ретентат 83,79 7,79 5,66 0,45 0,73 0,05 0,02 0,004 -46

Пермеат 7,97 4,7 25,86 10,21 21,06 6,2 6,29 17,71

Фактор разделения Cn/C1

- 5,6 21,5 33 34 37,2 37,8 38,2

Трековая мембрана

Ретентат 83,37 7,87 5,95 0,49 0,69 0,03 0,06 0,04 -41

Пермеат 16,29 4,74 23,14 9,2 19,33 5,69 5,6 15,99

Фактор разделения Cn/C1

- 2,7 9,4 14,6 15,3 16,7 16,5 16,9

C



Таким образом, метод фракционирования газаобладает более высокой экономической эффек-тивностью по сравнению с существующими мем-бранными технологиями на основе полых воло-кон. Это позволяет сделать вывод о перспектив-ности дальнейших работ с целью создания техно-логической установки для фракционирования уг-леводородов с использованием эффекта капил-лярной конденсации.

Рассмотренный способ применим для осушкигазов по любым конденсируемым компонентам,включая воду, высшие меркаптаны и углекислый газпри высоких парциальных давлениях. Удаление не-конденсируемых кислых газов (сероводорода, низ-ших меркаптанов, углекислого газа) при низких пар-циальных давлениях осуществляется за счет приме-нения дополнительного модуля в составе установкиподготовки газа с использованием подходов, разра-ботанных в рамках выполняемого проекта.


1. Scholes C.A., Stevens G.W., Kentish S.E. Membrane gas separationapplications in natural gas processing // Fuel. – 2012. – V.96. – №1. –P.15-28.

2. Baker R.W., Lokhandwala K. Natural gas processing with membra-nes: An overview // Industrial & Engineering Chemistry Research. –2008. – V.47. – № 7. – P. 2109-2121.

3. Permeability of Silane-Siloxane Block Copolymers for Hydrocar-bons / Y.P. Yampolskii, N.K. Gladkova, V.G. Filippova, S.G. Durgaryan// Vysokomolekulyarnye Soedineniya Seriya A. – 1985. – V.27. – № 9. –P. 1917-1924.

4. Kratochvil A.M., Koros W.J. Decarboxylation-Induced Cross-Linkingof a Polyimide for Enhanced CO2 Plasticization Resistance // Macro-molecules. – 2008. – V.41. – № 21. – P.7920-7927.

5. Rhim H., Hwang S.T. Transport of Capillary Condensate // Journalof Colloid and Interface Science. – 1975. – V. 52. – № 1. – P. 174-181.

6. Petukhov D.I., Napolskii K.S., Eliseev A.A. Permeability of anodicalumina membranes with branched channels // Nanotechnology. –2012. – V. 23. – № 33.

7. Comparative Study of Structure and Permeability of Porous OxideFilms on Aluminum Obtained by Single– and Two-Step Anodization/D.I. Petukhov, K.S. Napolskii, M.V. Berekchiyan [et al.] // Acs AppliedMaterials & Interfaces. – 2013. – V.5.– № 16. – P.7819-7824.

8. Lin H.M. Peng-Robinson Equation of State for Vapor Liquid Equi-librium Calculations for Carbon-Dioxide + Hydrocarbon Mixtures //Fluid Phase Equilibria. – 1984. – V.16. – № 2. – P.151-169.

References1. Scholes C.A., Stevens G.W., Kentish S.E., Membrane gas separationapplications in natural gas processing, Fuel, 2012, V.96, no.1, pp. 15-28.

2. Baker R.W., Lokhandwala K., Natural gas processing with membra-nes: An overview, Industrial & Engineering Chemistry Research, 2008,V. 47, no. 7, pp. 2109-2121.

3. Yampolskii Y.P., Gladkova N.K., Filippova V.G., Durgaryan S.G., Per-meability of silane-siloxane block copolymers for hydrocarbons, Vysoko-molekulyarnye Soedineniya Seriya A., 1985, V.27, no. 9, pp. 1917-1924.

4. Kratochvil A.M., Koros W.J., Decarboxylation-induced cross-linkingof a polyimide for enhanced CO2 plasticization resistance, Macromole-cules, 2008, V.41, no. 21, pp 7920-7927.

5. Rhim H., Hwang S.T., Transport of capillary condensate, Journal ofColloid and Interface Science, 1975, V.52, no. 1, pp. 174-181.

6. Petukhov D.I., Napolskii K.S., Eliseev A.A. Permeability of anodicalumina membranes with branched channels, Nanotechnology, 2012,V.23, no. 33.

7. Petukhov D.I., Napolskii K.S., Berekchiyan M.V., Lebedev A.G., Eli-seev A.A., Comparative study of structure and permeability of porousoxide films on aluminum obtained by single– and two-step anodization,Acs Applied Materials & Interfaces, 2013, V.5, no. 16, pp. 7819-7824.

8. Lin H.M., Peng-Robinson equation of state for vapor liquid equilib-rium calculations for carbon-dioxide + hydrocarbon mixtures, FluidPhase Equilibria, 1984, V.16, no. 2, pp. 151-169.



Определение оптимальной продолжительностицикла нестационарного заводнения на синтетической модели

ВведениеВ настоящее время большинство эксплуатируе-

мых объектов характеризуется продолжительнойисторией разработки, в связи с чем увеличиваетсядоля остаточных трудноизвлекаемых запасов(ТРИЗ). К таким объектам относятся залежи нефтив терригенных коллекторах среднего девона Орен-бургской области [1].

На поздней стадии разработки месторожденияследует выбирать экономически эффективные тех-нологии доизвлечения углеводородов из заводнен-ных зон пластов, слабопроницаемых слоев и про-слоев в монолитных пластах и методы воздействияна обособленные линзы и зоны пласта, не охвачен-ные дренированием при существующей системеразработки. Наименее дорогостоящими техноло-гиями повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) яв-ляются гидродинамические методы, в частности, не-стационарное заводнение.

Параметры нестационарного заводнения можнообосновать с помощью гидродинамического моде-лирования. В данной статье для этого использова-лась синтетическая модель, построенная на основеимеющихся представлений о рассматриваемыхобъектах.

Объект исследованияОбъектом исследования являются терригенные де-

вонские отложения Первомайского района Оренбург-ской области, глубина залегания которых варьируетсяот 4100 до 4600 м. Это осложняет обоснование буре-ния новой скважины, ее проводку, а также способподъема жидкости на поверхность. Вторым ослож-няющим фактором является наличие большого числаразломов, пронизывающих осадочный чехол от фун-

дамента до отложений каменноугольной системы. Наданном этапе изученности доказано влияние разло-мов и зон замещения на активность водоносного го-ризонта и характер изменения энергетического со-стояния пласта в процессе разработки.

Нефти девонских отложений легкие со среднейплотностью 779 кг/м3 и вязкостью в пластовых усло-виях менее 0,15 мПа·с, содержат большое количестворастворенного газа (газосодержание 600 м3/м3). Ука-занные выше особенности геологического строения всовокупности со свойствами нефти снижают эффек-тивность разработки сложившейся системой и непозволяют достичь утвержденного коэффициентаизвлечения нефти (КИН).

С начала разработки залежей среднего девона до-быча нефти осуществлялась фонтанным способом,что было обусловлено высоким начальным пласто-вым давлением и большой упругой энергией нефтиза счет растворенного в ней газа. Снижение пласто-вого давления потребовало организации системыподдержания пластового давления (ППД). Однаковвод нагнетательных скважин произошел через20 лет после начала разработки пласта одного изобъектов месторождения. Причинами поздней ор-ганизации системы ППД на месторождениях Пер-вомайского района являются, во-первых, отсут-ствие больших объемов подтоварной и поверхност-ной вод для организации закачки, во-вторых, слож-ность экономического обоснования перевода фон-танирующих скважин с высоким дебитом нефти внагнетательные.

На энергетическое состояние пласта негативновлияют не только некомпенсированные отборыжидкости, но и осложненное разломами геологиче-ское строение, которое не позволяет водоносному

Г.Я. Курбанова (ООО «ТННЦ»)

УДК 622.276.43″5″

Г.Я. Курбанова, 2015

Ключевые слова: пластовое давление, циклическое заводнение, коэффициент извлечения нефти (КИН), моделирование, синтетическая модельKey words: reservoir pressure, cyclic waterflooding, recovery factor, reservoir simulation, synthetic model




горизонту оказывать активное воздействие на пласти поддерживать пластовое давление напором пла-стовых (подошвенных вод).

Из рис. 1 видно, что пластовое давление снижа-лось на протяжении практически всей историиразработки до давления насыщения и ниже, чтопривело к образованию зон разгазирования нефтив пласте. Ввод системы ППД снизил темп падениядавления, однако данный эффект носил времен-ный характер.

В настоящее время в связи с тем, что текущийКИН по эксплуатационным объектам значительнониже утвержденного, остро встает задача улучше-ния энергетических характеристик пласта для даль-нейшей выработки запасов. Для ее решения в про-ектных документах на разработку рекомендуетсятрадиционная (постоянная) закачка воды, котораяприводит к быстрому обводнению добывающихскважин вследствие прорыва воды от нагнетатель-ной скважины к добывающей по высокопроницае-мым слоям. С увеличением текущей компенсацииэнергетическое состояние пласта не улучшается,дальнейший рост накопленной компенсации приво-дит к обводнению добывающих скважин. Притаком заводнении нагнетаемая вода не успевает рас-пределиться в низкопроницаемые слои коллектора,где значительная часть запасов остается заблокиро-ванной, а присутствие свободного газа снижает от-носительную фазовую проницаемость для нефти.

Одним из критериев выбора технологии ПНП напоздней стадии разработки является себестоимостьдобычи нефти. Растущие затраты на подготовку,очистку, закачку и дальнейшую добычу нагнетаемойводы обусловливают необходимость уменьшенияобъемов закачки, а главное – снижение добычи зака-чанной воды. По результатам исследований былопредложено внедрение циклического заводнения нарассматриваемых объектах [2, 3]. В данной статье

исследована зависимость параметров цикла от сте-пени неоднородности пласта.

Синтетическая модельДля определения параметров нестационарного за-

воднения была создана синтетическая гидродинами-ческая модель участка слоисто-неоднородного пласта,на котором расположены добывающая и нагнетатель-ная скважины. Модель подразумевала укрупнениебольшого числа слоев в четыре слоя, а сложное рас-пределение проницаемости – в четырехступенчатое.Целесообразность использования синтетической мо-дели, а не сектора реальной гидродинамической моде-ли обусловлена тем, что решаемая задача относится кнескольким объектам разработки со схожими свой-ствами коллектора и пластового флюида, а получен-ный результат должен обосновать эффективностьциклического заводнения без учета влияния прочихпараметров [4]. При этом последующие качественныерезультаты, полученные на тестовой модели, актуаль-ны и для реальной модели объекта.

Параметры пластов и флюидов выбирались изданных по реальным объектам разработки. Основ-ные параметры модели приведены ниже.

Число ячеек, x×y×z .......................................41×41×10Проницаемость латеральная, 10-3 мкм2, по слоям:

1 – 3 ...........................................................................74 – 5 ........................................................................7006 – 8 ...........................................................................79 – 10 ......................................................................700

Коэффициент анизотропии, 10-3 мкм2.....................0,1Пористость............................................................ 0,11Газосодержание нефти, м3/т..................................512Вязкость, мПа·с:

нефти в пластовых условиях............................0,13нефти в стандартных условиях........................0,72воды в пластовых условиях ...................................1

Плотность, кг/м3:нефти в стандартных условиях......................0,779воды в пластовых условиях ............................1,143

Объемный коэффициент нефти ........................2,26Давление насыщения, МПа .................................26,6Начальное пластовое давление, МПа.................48,1Переходная капиллярно-гравитационная зона от-

сутствует. Влияние изменения температуры пласта надобычу нефти незначительно, так как фронт заводне-ния распространяется с большей скоростью, чемфронт охлаждения. Выбранная модель достаточнодостоверно описывает основные особенности разра-ботки залежи: возможность выделения при разработ-ке свободного газа; изменение свойств нефти и газа взависимости от давления и др.

Рис. 1. Динамика пластового давления и текущейкомпенсации пласта Д3 Росташи-Конновского ме-сторождения

Исследуемые объекты разрабатываются по пяти-точечной системе размещения скважин с шагом800 м, поэтому вследствие однородного поля прони-цаемости по латерали моделирование синтетиче-ской модели проводилось на симметричном элемен-те. Условием окончания расчета во всех случаяхбыло достижение обводненности, равной 97,5 %.Управление работой добывающей скважины осу-ществлялось по дебиту жидкости с ограничениемминимального забойного давления 85 % давлениянасыщения.

Результаты моделированияНа модели было рассмотрено 13 вариантов, разли-

чающихся продолжительностью работы и простоянагнетательной скважины при постоянной эксплуа-тации добывающей скважины. В каждом вариантеполный цикл (периоды закачки и простоя) состав-лял 120 сут, а период нагнетания возрастал от 0 до120 сут с шагом 10 сут. Ранее такой подход приме-нялся в работах [3, 4]. По результатам моделирова-ния рассчитана динамика КИН для каждого вариан-та (рис. 2).

Максимальный КИН на дату окончания расчета по-лучен для варианта с периодом нагнетания 40 сут, онна 8 % превышает КИН для варианта с постояннойзакачкой (см. рис. 2, 120 : 0). По результатам расчетовможно сделать вывод о неэффективности работы на-гнетательной скважины в режимах с периодом нагне-тания менее 20 сут и периодом простоя – менее40 сут. Таким образом, малая продолжительность по-луциклов не рекомендуется для реализации цикличе-ского заводнения на рассматриваемых объектах.

На рис. 3 представлены зависимости накопленнойдобычи нефти от объема закачки для каждого вари-анта, красным цветом выделены три режима работыпласта. При первом режиме (до одного прокачанногообъема воды) накопленная добыча нефти увеличива-ется прямо пропорционально объему прокачки ичислу суток в периоде нагнетания. При втором режи-ме после одного объема прокачки дальнейшего по-вышения накопленной добычи нефти не наблюдает-ся при увеличивающихся периоде нагнетания и на-копленной закачке. Переломным является 100%-ныйобъем прокачки: при его достижении рост объемовзакачиваемой воды не приводит к увеличению накоп-ленной добычи. При третьем режиме дальнейшийрост периода работы нагнетательной скважины вцикле и объема прокачки снижает накопленную до-бычу нефти. Нагнетание в данном случае не толькоэкономически не выгодно, но и нецелесообразно из-за отсутствия положительного эффекта.

Для исследования возможности сохранения полу-ченного результата при других входных условияхбыло дополнительно создано несколько идентичныхчетырехслойных моделей, в которых изменялась аб-солютная проницаемость, а соотношение высоко- инизкопроницаемого слоя в пределах одной моделисохранялось 100:1. На данных моделях просчитанылучшие варианты циклических закачек по даннымпредыдущих расчетов: период работы : простоя на-гнетательной скважины составлял 30 : 90, 40 : 80 и50 : 70 сут. По всем моделям накопленная добычанефти оказалась максимальной для варианта40 : 80 сут, что позволяет сделать вывод об универ-сальности такого соотношения.

На рис. 4 представлено распределение нефтенасы-щенности в верхнем слое модели для двух вариантовзакачки. При циклической закачке накопленная до-быча нефти оказалась больше, чем при постоянной



Рис. 2. Динамика текущего КИН по расчетным вари-антам

Рис. 3. Зависимость накопленной добычи нефти отобъема прокачки, рассчитанная по отношению на-копленного объема воды к поровому объему пласта

и составила 395 тыс. по сравнению с 373 тыс. м3, на-копленная закачка – соответственно 570 тыс. и1309 тыс. м3, обводненность для обоих вариантов –97 %. Охват пласта заводнением при циклическойзакачке больше по площади, поэтому в разработкувовлечены зоны, оставшиеся за фронтом вытесне-ния при постоянной закачке.

При циклической закачке охват пласта по разрезутакже увеличивается (рис. 5). При циклическом воз-действии вытеснение нефти из низкопроницаемыхслоев происходит интенсивнее, что подтверждаетцелесообразность применения нестационарного за-воднения на объектах с неоднородными по разрезуколлекторами. Полученные результаты полностьюсогласуются с данными, приведенными в работе [4].

Выводы1. Использование циклической закачки

в сложившихся условиях позволит во-влечь в разработку низкопроницаемыеучастки пласта и увеличить накопленнуюдобычу нефти при меньшем объеме за-качки вытесняющего агента.

2. При различной степени неоднородно-сти пластов по вертикали эффективно со-отношение периодов закачки и простоянагнетательной скважины 1:2, в рассмот-ренном примере – 40 : 80 сут.

3. Накопленная добыча нефти прямопропорционально зависит от накоплен-ной закачки до прокачки одного поровогообъема, дальнейшее увеличение объемов

закачки неэффективно.4. Короткие периоды работы (до 20 сут) и простоя

(до 40 сут) нагнетательной скважины нецелесооб-разны и не позволяют увеличить КИН.


1. Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвле-каемых запасов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. – №6. – С. 33-34.

2. Васильев В.В. Исследование на тестовой модели особенностиразработки залежей нефти с высоким газовым фактором // Неф-тяное хозяйство. – 2010. – №3. – С. 77-79.

3. Особенности эксплуатации среднедевонских залежей летучейнефти с высоким газовым фактором Первомайской группы ме-сторождений / В.В. Васильев, А.П. Коваленко, Д.П. Патраков,Е.В. Пицюра // Нефтяное хозяйство. – 2010. – №11. – С. 58-61.

4. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие нанеоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988. – 120 с.

References1. Lisovskiy N.N., Khalimov E.M., Vestnik TsKR Rosnedra, 2009, no. 6,pp. 33-34.

2. Vasil’ev V.V., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2010, no. 3,pp. 77-79.

3. Vasil’ev V.V., Kovalenko A.P., Patrakov D.P., Pitsyura E.V., Neftyanoekhozyaystvo = Oil Industry, 2010, no. 11, pp. 58-61.

4. Sharbatova I.N., Surguchev M.L., Tsiklicheskoe vozdeystvie na ne-odnorodnye neftyanye plasty (Cyclic impact on heterogeneous oil reser-voirs), Moscow: Nedra Publ., 1988, 120 p.



Рис. 4. Поле нефтенасыщенности по верхнему слою модели на мо-мент выбытия добывающей скважины при постоянной (а) и цик-лической закачке – вариант 40 : 80 (б)

Рис. 5. Распределение добычи нефти по слоям



Выбор наиболее вероятной модели для оценкидобычи газа в условиях неопределенностейгеологической информации

ВведениеСовременное гидродинамическое моделирование

разработки часто основано на исходных данных,обладающих большой погрешностью, что особенносвойственно шельфовым месторождениям. Поэто-му при настройке моделей выполняются многовари-антные расчеты. Однако при проведении многова-риантной адаптации гидродинамической моделиспециалист может получить несколько равноверо-ятных моделей. В данной статье на примере морско-го газового месторождения описана методика выбо-ра наиболее вероятной модели для оценки перспек-тив добычи газа в условиях неопределенности ис-ходной геологической информации.

Рассматриваемое месторождение представляетсобой залежь площадью 50 км2. Залежь приурочена ккарбонатному пласту толщиной 500 м. Средняя газо-насыщенная толщина составляет 38 м, пористость –36 %, проницаемость – 0,751 мкм2, начальные пласто-вые давление и температура – соответственно18,9 МПа и 95 °С. Разработка месторождения ведется12 лет пятью скважинами, текущая добыча газа равна4,5 млрд. м3/год. Газовая залежь подстилается подош-венной водой, при этом отсутствуют возможностипрямых наблюдений за активностью водонапорногобассейна. Соответственно не известен момент проры-ва подошвенной воды в добывающие скважины.

На месторождении во всех скважинах ведутся по-стоянные групповые замеры дебита газа, устьевыхдавлений, в контрольных скважинах – замер забой-ных давлений. Для адаптации трехмерной гидроди-намической модели были выполнены многовари-антные расчеты с помощью программного продук-та МЕРО (Schlumberger). В результате выбраны29 моделей из 300, одинаково хорошо отвечающихфактическим показателям разработки. Однако каж-

дая из них характеризуется индивидуальными ре-зультатами прогноза, в том числе различным време-нем появления воды в продукции добывающихскважин. В статье предложена методика выбора наи-более вероятной модели.

Многовариантная адаптация модели к истории разработки месторождения

Для адаптации модели к историческим даннымбыла сформирована матрица исходных геологиче-ских параметров, имеющих неопределенность, сдиапазонами их возможного изменения. Всего былоустановлено 16 изменяемых параметров, которыеиспользовались для адаптации модели к историче-ским данным (табл. 1).

В программе МЕРО было задано несколько «целе-вых» известных параметров, на которые проводи-лась настройка моделей:

1) накопленная добыча газа по месторождению иотдельно по скважинам;

2) забойное давление в наблюдательных скважи-нах (задавались все точки замеров по всем скважи-нам с усреднением по месяцу);

3) кривые восстановления давления (КВД) добы-вающих скважин (задавались значения последнейточки на КВД и давления при отработке скважин);

4) количество воды в продукции скважин (при по-лучении воды модель считалась непригодной длядальнейших расчетов).

Качество адаптации МЕРО оценивалось путемсуммирования среднеквадратичных отклоненийкаждого параметра (Global Value).

Перед началом адаптации был проведен анализвлияния отдельных параметров на суммарнуюошибку. Для этого было выполнено 33 расчета с из-менением только одного параметра в максимальную

Д.О. Скворцов, А.Ю. Юшков, к.т.н., С.В. Бучинский, к.т.н. (ООО «ТННЦ»)

УДК 622.276.1/.4.001.57 Д.О. Скворцов, А.Ю. Юшков,

С.В. Бучинский, 2015

Ключевые слова: наиболее вероятная модель, неопределенность, многовариантная адаптация, матрица неопределенностиKey words: the most probable model, uncertainty, multiple matching, matrix of uncertainty




или минимальную сторону. По результатам расчетовбыл построен график «торнадо» (рис. 1), по которо-му определены основные параметры, влияющие наадаптацию модели. Для дальнейшей адаптациибыли выбраны 14 параметров с наибольшим влия-нием на суммарную ошибку. Все выбранные пара-метры изменялись в МЕРО дискретным способом сравной вероятностью параметра.

Для адаптации был использован метод «латинско-го гиперкуба» (LH) [2], заключающийся в том, чтогенерация полей параметров осуществляется в соот-ветствии с входными распределениями. При этомадаптация проводится перебором всех исходных па-раметров. После выбора ключевых «неопределенно-стей» было просчитано по 25 вариантов на каждуюнеопределенность (всего 300 расчетов). Из 300 вари-антов адаптации были выбраны 29 моделей с наи-меньшей накопленной ошибкой.

Выбор наиболее вероятной модели для оценки добычи газа

Для выбора наиболее вероятной модели былпредложен следующий алгоритм.

После получения 29 моделей с лучшей адаптаци-ей на каждой из них были проведены прогнозныерасчеты. По результатам расчетов построены че-тыре гистограммы распределения «результирую-щих» параметров разработки, фактические значе-ния которых станут окончательно известны толь-ко к концу разработки (рис. 2). По каждой гисто-грамме выбраны наиболее вероятные значенияэтих параметров [1].

По расхождению расчетных, наблюдаемых и ито-говых прогнозных значений «результирующих»параметров и их вероятных значений (табл. 2)каждому параметру присваивался 1 балл, если рас-хождение было больше определенной величины,то параметр обнулялся (табл. 3–5).

Из табл. 5 видно, что наивысшую оценку получи-ли два варианта: 52 и 91 (рис. 3). Эти модели имеютразные кривые относительных фазовых проницае-мостей в системе газ – вода и объем водоносногогоризонта. По прогнозу добычи воды и дате нача-ла поступления воды в скважины модели противо-положны: в модели 52 прорыв воды ожидается кконцу 2015 г., в модели 91 – к середине 2020 г.

Таким образом, установить наиболее вероятноевремя прорыва воды в скважины не удалось. Длядальнейших расчетов рекомендовано использо-вать обе модели как «оптимистичный» и «песси-мистичный» варианты.Рис. 1. Влияние параметров, обладающих неопреде-

ленностью, на адаптацию модели

Таблица 1

ПараметрыДиапазон изменения параметра в модели

Нижний предел Начальное значение Верхний предел

Пористость (горизонтальная и вертикальная проницаемости рассчитывались в зависимости от пористости)

0,75 1 1,25

Коэффициент песчанистости (NTG) 0,98 1 1,03 Проводимость прослоя между водоносным горизонтом и газовой частью 0 1 2 Перепад давления по стволу скважины (VFP) -20 0 20 Коэффициент, учитывающий объем водоносного горизонта 1 1 100 Изменение ФЕС в зависимости от давления 1 2 3 Аварийный выброс в разведочной скважине 2500 2600 2700 Начальное пластовое давление 2750 2780 2810 Начальная пластовая температура 195 205 215 Относительная проницаемость при максимальной газонасыщенности по газу k rg 0,7 0,8 0,9

для воды k rw 0,25 0,35 0,5 Относительная проницаемость для конденсата при максимальной конденсатонасыщенности

k ro 0,3 0,4 0,7

Критическая насыщенность: газа Sgcr

0,15 0,3 0,35

воды Swcr 0,1 0,3 0,4 Критическая нефтенасыщенность в системе: конденсат – вода Sowcr 0,15 0,2 0,3

конденсат – газ S ogcr 0,1 0,15 0,25

проницаемостьОтносительная при максимальной водонасыщенности

Примечание. ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства.



Рис. 2. Гистограммы результирующих параметров разработки по моделям с лучшей адаптацией: а, б – накопленная добыча газа соответственно с 01.01.02 г. и 10.10.13 г.; в – дата прорыва воды; г – начальные геоло-гические запасы (НГЗ) газа

Таблица 2

Прогнозный расчет

Фактическая накопленная добыча Накопленная добыча газа,

млрд.м3

Накопленная добыча

конденсата, млн.м3

Номермодели

НГЗ

газа, млрд. м3 (расхождение с геологической

моделью, %) газа, млрд. м3 (расхождение с

исторической добычей, %)

конденсата, млн. м3 (расхождение с

исторической добычей, %) с

на

чала

р

азр

аб

отк

и

про

гно

зны

й

пер

ио

д

с н

ача

ла

ра

зра

бо

тки

про

гно

зны

й

пер

ио

д

Накопленная добыча

воды, млн.м3

началаДата

поступления

воды в продукцию

Максимальный дебит воды,

м3/сут

10 65,7 (3,1) 38,6 (3,0) 2,6 (2,9) 1,80 0,438 21,1 4,75 0,3 01.11.16 г. 133 15 66,8 (1,3) 41,7 (4,6) 2,8 (5,2) 1,91 0,438 22,5 4,82 7,2 01.07.13 г. 4213 18 73,1 (7,3) 39,5 (0,8) 2,7 (0,8) 1,83 0,438 21,5 4,79 0,0 - 0 36 69,7 (2,8) 37,6 (5,6) 2,5 (5,7) 1,77 0,438 20,6 4,76 5,0 01.05.15 г. 6247 37 68,8 (1,6) 35,0 (12,1) 2,3 (12,5) 1,67 0,438 19,5 4,75 0,0 - 0 51 73,1 (7,3) 36,2 (9,2) 2,4 (9,5) 1,69 0,414 19,7 4,50 6,4 01.11.14 г. 6497 52 69,4 (2,4) 40,0 (0,5) 2,7 (0,7) 1,85 0,438 21,7 4,76 4,5 01.04.15 г. 6187 55 65,7 (3,1) 38,4 (3,5) 2,6 (4,1) 1,74 0,382 20,4 4,26 8,6 01.04.15 г. 6491 61 76,7 (11,8) 41,0 (2,9) 2,7 (2,4) 1,89 0,438 22,0 4,79 3,0 01.12.15 г. 3966 71 68,8 (1,6) 38,1 (4,4) 2,6 (4,4) 1,72 0,372 20,1 4,03 4,7 01.09.14 г. 6424 84 76,7 (11,8) 43,1 (8,2) 2,9 (8,6) 1,96 0,438 23,1 4,80 0,0 - 0 91 69,4 (2,4) 39,7 (0,3) 2,7 (0,0) 1,84 0,438 21,6 4,78 0,0 01.01.20 г. 58 94 76,7 (11,8) 38,5 (3,3) 2,6 (3,5) 1,80 0,438 21,0 4,77 0,0 - 0 95 76,7 (11,8) 33,2 (16,7) 2,2 (17,4) 1,59 0,418 18,5 4,56 4,9 01.02.15 г. 6580

108 65,7 (3,1) 36,1 (9,4) 2,4 (9,8) 1,71 0,438 20,0 4,77 0,7 01.04.16 г. 369 111 66,0 (2,6) 37,7 (5,3) 2,5 (5,1) 1,77 0,438 20,7 4,75 2,6 01.07.15 г. 6475 117 65,7 (3,1) 35,4 (11,1) 2,4 (11,2) 1,69 0,438 19,7 4,76 0,5 01.05.16 г. 411 133 66,8 (1,3) 38,1 (4,4) 2,6 (4,4) 1,74 0,397 20,4 4,30 0,9 01.12.14 г. 6503 139 65,8 (2,8) 38,0 (4,7) 2,6 (4,6) 1,76 0,422 20,6 4,57 7,9 01.04.14 г. 6468 145 65,7 (3,1) 40,3 (1,2) 2,7 (1,6) 1,86 0,438 21,9 4,79 1,2 01.08.15 г. 676 220 72,8 (7,0) 39,1 (1,8) 2,6 (1,8) 1,82 0,438 21,3 4,77 0,2 01.01.18 г. 27 225 69,4 (2,4) 41,1 (3,1) 2,8 (3,5) 1,89 0,438 22,2 4,79 1,0 01.01.16 г. 632 264 69,4 (2,4) 38,0 (4,6) 2,6 (4,7) 1,78 0,438 20,8 4,75 4,4 01.03.15 г. 6469 296 69,4 (2,4) 40,0 (0,4) 2,7 (0,6) 1,85 0,438 21,7 4,79 0,0 - 0 320 69,4 (2,4) 38,7 (2,8) 2,6 (2,5) 1,81 0,438 21,2 4,81 1,4 01.09.15 г. 1249 326 69,4 (2,4) 35,1 (11,9) 2,3 (12,3) 1,61 0,371 18,8 4,03 6,0 01.01.14 г. 6466 330 73,1 (7,3) 41,7 (4,6) 2,8 (4,9) 1,91 0,438 22,5 4,80 0,0 - 0 370 76,7 (11,8) 40,3 (1,2) 2,7 (1,3) 1,86 0,438 21,9 4,80 0,0 01.12.20 г. 25 373 73,1 (7,3) 39,3 (1,3) 2,6 (1,4) 1,86 0,473 21,9 5,25 0,0 01.02.23 г. 0

Выводы1. Предложен и опробован способ выбора наибо-

лее вероятной модели для оценки перспектив добы-чи газа в условиях неопределенности геологическойинформации.

2. Из 29 равновероятных моделей для дальнейшихрасчетов предложено использовать две модели: «оп-

тимистичную» и «пессимистичную» с точки зренияпрогноза времени прорыва воды к добывающимскважинам.

3. Для выбора одной наиболее вероятной моделивозможно добавление дополнительных критериев.

Список литературы1. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. –М.: Высшая школа, 2003. – 480 с.2. Алтунин А.Е., Семухин М.В. Расчеты в условиях риска и неопреде-ленности в нефтегазовых технологиях. – Тюмень: изд-во Тюменско-го государственного университета, 2004. – 47 с.

References1. Gmurman V.E., Teoriya veroyatnostey i matematicheskaya statistika(Probability theory and mathematical statistics), Moscow: Vysshayashkola Publ., 2003, 480 p.2. Altunin A.E., Semukhin M.V., Raschety v usloviyakh riska i neoprede-lennosti v neftegazovykh tekhnologiyakh (Calculations in the conditionsof risk and uncertainty in oil and gas technology), Tyumen’: Publ. ofTSU, 2004, 47 p.



Таблица 3

Параметры Максимальное расхождение с историческими данными, %

Запасы газа по геологической модели

3,0

Историческая добыча газа

3,0

Историческая добыча конденсата

3,0

Давление (все данные) 1,0

Давление (2013 г) 0,5

Таблица 4

Параметры P50 из гисто-граммы

Максимальное расхождение с Р50 по гистограмме, %

Вес параметра

НГЗ газа, млрд. м3 2,45 3 0,5

Накопленная добыча газа, млрд. м3: за прогнозный период

0,44 3 0,5

с начала разработки

1,78 3 0,5

Дата появления воды в продукции

01,11,16 5 0,5

Рис. 3. Результаты прогнозного расчета на моде-лях 52 и 91

Таблица 5

Модель с

геологическими запасами

Расхождение с исторической

добычей

с замерами

давления Оценки по гистограммам

Сумма

газа конден- сата

Все данные

2013 г. НГЗ

газа

добычи газа

добычи газа за

прогнозный период

добычи воды

даты поступления

воды в продукцию

10 0 1 1 1 0 0 1 1 0 0 4 15 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1,5 18 0 1 1 1 0 0 1 1 0 0 4 36 1 0 0 1 1 1 1 1 0 1 5 37 1 0 0 0 0 1 0 1 0 0 2 51 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 52 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 7 55 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0,5 61 0 1 1 0 0 0 0 1 0 1 3 71 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1,5 84 0 0 0 1 1 0 0 1 0 0 2,5 91 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 6,5 94 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 1 95 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0,5

108 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 1 111 1 0 0 1 0 0 1 1 0 1 3,5 117 0 0 0 1 1 0 0 1 0 1 3 133 1 0 0 1 0 0 0 0 0 1 2,5 139 1 0 0 1 0 0 1 0 0 0 2,5 145 0 1 1 0 0 0 1 1 0 1 3,5 220 0 1 1 1 1 0 1 1 0 0 5 225 1 0 0 0 0 1 0 1 0 1 2,5 264 1 0 0 1 0 1 1 1 0 1 4 296 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 5 320 1 1 1 0 0 1 1 1 0 1 5 326 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1,5 330 0 0 0 1 1 0 0 1 0 0 2,5 370 0 1 1 1 1 0 1 1 0 0 5 373 0 1 1 1 1 0 1 0 0 0 4,5

Примечание. Вес каждого параметра составлял 1.



Повышение эффективности потокоотклоняющихтехнологий увеличения нефтеотдачи коллекторов с техногенной трещиноватостью

ВведениеВ настоящее время добыча жидкости в АО «Сама-

ранефтегаз» составляет 68,7 млн.м3, закачка водыдля поддержания пластового давления (ППД) до-стигает 32,8 млн.м3, текущая компенсация – 47,8 %.При этом на некоторых разрабатываемых обще-ством месторождениях компенсация отбора закач-кой превышает 150 %. По большинству месторож-дений в процессе разработки средняя обводнен-ность превысила показатели выработки, что об-условлено прорывами фронтов закачиваемой водыв направлении добывающих скважин.

С конца XX века на месторождениях обществашироко применяются физико-химические техноло-гии повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), на-правленные на увеличение коэффициента охватапластов заводнением и ограничение объемов попут-но добываемой воды [1].

Особого внимания требуют залежи нефти, при-уроченные к терригенным пластам, которые на-ходятся на поздних стадиях разработки, характе-ризуются высокой обводненностью добываемойпродукции. В этих условиях при массовом внед-рении методов интенсификации добычи нефтиважной задачей является предупреждение проры-вов воды и стабилизация или замедление темповобводнения залежей. Одно из приоритетных на-

правлений – внедрение потокоотклоняющих тех-нологий для регулирования фильтрационных по-токов и ПНП.

Обзор потокоотклоняющих технологий для ПНП

Одной из наиболее эффективных потокооткло-няющих технологий является технология регулиро-вания проницаемостной неоднородности с примене-нием сшитых полимерных систем (СПС) [2], осно-ванная на закачке в слоисто-неоднородный пластводных растворов полимеров и создании гидродина-мических сопротивлений за счет образования струк-туры в виде полимерного геля. За последние пять летсредняя удельная эффективность применения мето-дов увеличения нефтеотдачи (МУН), включая СПС, вАО «Самаранефтегаз» достигает 1,4 тыс. т дополни-тельно добытой нефти на обработанную нагнета-тельную скважину [3]. При этом существуют резер-вы значительного повышения технико-экономиче-ской эффективности применения потокоотклоняю-щих технологий для ПНП на месторождениях, нахо-дящихся на поздней стадии разработки.

Технологии подбираются и адаптируются индиви-дуально для каждого нового эксплуатационногообъекта, к конкретным геолого-физическим усло-виям. На основании гидродинамических исследова-

А.С. Нечаев, С.А. Козлов (АО «Самаранефтегаз»), И.А. Маринин, А.В. Ворошилов (ООО «Альтаир»)

УДК 622.276.6 Пр.М Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: нефтеотдача, техногенная трещиноватость, сшитая полимерная система, сшитая гельдисперсная система, сидементационная устойчивость, фильтрационные сопротивленияKey words: oil recovery, technogenic clevage, cross-linked polymer system, cross-linked gel dipersed, sedimentation stability, filtrationresistance




ний (ГДИ) определяются наличие и параметры тре-щиноватости, после чего подбираются концентра-ции и типы химических реагентов. Как правило, длятерригенных коллекторов техногенная трещинова-тость диагностируется при проницаемости более2 мкм2. При более низких проницаемостях ГДИобычно не проводят.

В настоящее время при проектировании и внедре-нии потокоотклоняющих технологий в терриген-ных пластах последние рассматриваются как слои-сто-неоднородные, не содержащие естественных итехногенных трещин. Одним из направлений повы-шения эффективности этих технологий являетсякорректировка составов и самих технологий с уче-том наличия в пластах обширной сети техногенныхи естественных трещин.

Особенностям естественной и техногенной тре-щиноватости терригенных пластов Башкортостана,Татарстана и Западной Сибири посвящены много-численные работы, подтверждающие наличие и до-статочно активное проявление техногенной трещи-новатости терригенных пластов со стороны нагне-тательных скважин. Однако в данных исследованияхприводится только качественная оценка наличия ипараметров трещиноватости терригенных пластовнефтяных месторождений. Из-за отсутствия си-стемных исследований, дающих оценку объемам,проницаемости, производительности и раскрыто-сти трещин в терригенных пластах, ранее не пред-ставлялось возможным разрабатывать физико-хи-мические технологии ПНП с учетом приведенныхвыше параметров фильтрационной неоднородно-сти коллекторов.

В настоящее время с помощью физического мо-делирования потокоотклоняющих технологий(фильтрационные исследования) по остаточномуфактору сопротивления определяются прочност-ные свойства композиции и подбираются необхо-димые объем состава и концентрация компонен-тов для надежного тампонирования высокопрони-цаемой части.

О несоответствии модельных и фактических по-казателей применения потокоотклоняющих тех-нологий ПНП в неоднородных гранулярных пла-стах свидетельствуют результаты анализа объемовзакачиваемых реагентов. Фильтрационные иссле-дования показывают, что для выравнивания про-филя приемистости нагнетательных скважин и пе-рераспределения фильтрационных потоков не-обходима закачка сравнительно небольших объе-

мов реагентов – до 1–5 м3/м толщины высокопро-ницаемых интервалов пласта. Однако накоплен-ный опыт свидетельствует о том, что высокая тех-нологическая эффективность данных методов напоздней стадии разработки месторождений дости-гается только при закачке больших объемов пото-коотклоняющих реагентов – до 300 м3/м. Это объ-ясняется высокими фактическими проницаемо-стями коллектора, при которых значительно сни-жаются прочностные характеристики гелевых си-стем и, как следствие, требуются значительно боль-шие объемы композиции для создания сопостави-мого уровня остаточных сопротивлений.

В работе [5] сравниваются результаты расчетов ифактические данные по давлению закачки раство-ров гелеобразующей композиции вязкостью80 мПа⋅с: расхождение составляет 2 раза и более.Во многих случаях на завершающем этапе при за-качке от 300 до 1000 м3 реагентов эта разница до-стигает 15–24 МПа (более 4 раз). При этом при за-качке высоковязких реагентов в объеме от 800 до1500 м3 давление нагнетания практически не ме-няется. Специальные исследования по контролюдавления закачки раствора СПС средней вяз-костью более 40 мПа⋅с, проведенные более чем в20 скважинах разных месторождений, показы-вают, что после нагнетания в пласт от 800 до1500 м3 раствора с расходом около 200 м3/сут усть-евое давление редко превышало 6–8 МПа. Во мно-гих случаях отмечалось снижение давления закач-ки, что не только указывает на несоответствие рас-четных и фактических фильтрационных сопро-тивлений, но и свидетельствует о полном несоот-ветствии модельных построений реальным геоло-го-физическим условиям.

Отмеченные факты могут объясняться толькопроявлением естественной или техногенной трещи-новатости пластов. Анализ фактических давленийзакачки реагентов показывает, что основные ихобъемы фильтруются в пласт по единичным трещи-нам или трещинным системам без высоких фильт-рационных сопротивлений, не обеспечивая необхо-димого снижения проводимости высокопроницае-мых поровых прослоев. Наличие трещин подтвер-ждается интерпретацией кривых падения давления(КПД) с использованием модели Уоррена – Рута,позволяющей рассчитать параметры трещин.Кроме того, трассерные исследования однозначносвидетельствуют о наличии сети активных трещин втерригенных пластах [6].

Приведенные результаты исследований обуслови-ли необходимость разработки потокотклоняющейтехнологии, адаптатированной к наличию трещин ипозволяющей селективно ограничивать гидропро-водность трещин и высокопроницаемых прослоев впоровой части коллектора.

Исследования на физических моделях неоднород-ных пластов, а также промысловые работы в терри-генных коллекторах с техногенными трещинамипоказывают, что традиционные потокоотклоняю-щие композиции на основе кольматирующих мате-риалов (глин, древесной муки, фосфогипса и другихнаполнителей) жестко тампонируют трещины, непозволяя регулировать снижение проводимостивысокопроницаемых пористых прослоев. Фильтра-ция таких реагентов в пластах со слабо выраженнойтрещиноватостью или ранее изолированными тре-щинами приводит к безвозвратной потере значи-тельных фильтрационных объемов. В то же времяприменение известных геле- и осадкообразующихкомпозиций в коллекторах с развитой трещинова-тостью не обеспечивает высокой прочности и дли-тельной стабильности потокоотклоняющих экра-нов, что объясняется низкими структурно-механи-ческими свойствами гелеобразующих составов втрещинной среде. Поэтому для трещиноватых пла-стов наиболее перспективно применение фильт-рующихся составов с высокими структурно-меха-ническими свойствами, гелеобразующих систем снаполнителями, минимально блокирующими по-ровую среду, или набухающих реагентов, а также со-четание этих композиций с известными гелеобра-зующими составами.

Усовершенствованная технология СПС На основе изучения фильтрационной неоднород-

ности и техногенной трещиноватости терригенныхпластов месторождений Западной Сибири, а такжеколлекторов Поволжского региона была усовершен-ствована технология СПС [7]. Для повышения эф-фективности выравнивания фильтрационной не-однородности трещиновато-поровых пластов и кол-лекторов с техногенными трещинами разработанакомплексная двухэтапная технология «сшитый гельдисперсного состава (СГДС) + СПС».

На первом этапе для упрочнения структуры исоздания сопротивлений в техногенных и есте-ственных трещинах в скважину закачивается по-лимерная композиция, содержащая сшитые гель-дисперсные частицы, выполняющие роль эластич-

ного наполнителя. На втором этапе для созданиягидродинамических сопротивлений в высокопро-ницаемых слоях поровой части коллектора закачи-вается композиция СПС.

В технологии СПС используются ПАА среднеймолекулярной массы, обладающий оптимальны-ми реологическими свойствами, и сшиватели за-медленного действия, позволяющие закачиватьбольшие объемы композиций. Для полученияСГДС были подобраны специальные марки поли-меров и сшивателей, обеспечивающие за счет из-менения времени гелеобразования и растворенияполимеров получение дисперсных систем с регу-лируемыми технологическими свойствами. Нарис. 1 представлены кинетические кривые, харак-теризующие скорость и полноту растворения по-лимера в композициях СГДС и СПС.

Как видно из рис. 1, в композициях СПС, содержа-щих ПАА и сшиватель замедленного действия, по-лимер полностью растворяется. В композицияхСГДС на основе специальных марок полимера исшивателя быстрого действия примерно 40 % поли-мера переходит в раствор с последующим внутри-пластовым гелеобразованием, а оставшиеся 60 % на-бухают и упрочняют образующийся гель, выполняяроль эластичного наполнителя.

Легкая деформируемость набухших полимерныхчастиц и плотность, близкая к плотности раствори-теля, обеспечивают отсутствие седиментации иболее плотной упаковки в трещинах (рис. 2), чтообу словливает их заметное преимущество передтвердыми минеральными наполнителями [8].

Фильтрационные сопротивления, создаваемыеСГДС в трещинах, более чем на порядок (соответ-



Рис. 1. Кинетика растворения полимеров в компози-циях СПС и СГДС

ственно 100 и 2600) превышают гидродинамиче-ские сопротивления, вызываемые СПС. Механизмдействия композиции СГДС в неоднородном тер-ригенном пласте с техногенными трещинамипредставлен на рис. 3.

Описываемая технология разработки неоднород-ного нефтяного пласта успешно прошла опытно-промышленные испытания (ОПИ). Одним из объ-ектов испытаний стали скважины пласта БВ10 одно-го из месторождений Сибири. Данный пласт имеетярко выраженную проницаемостную неоднород-

ность и осложнен системой техноген-ных трещин. На объекте воздействияпромышленно применялись различ-ные технологии выравнивания профи-ля приемистости, включая предвари-тельное тампонирование техногенныхтрещин и зон аномально низкогофильтрационного сопротивления.

Результаты ОПИДля закачки был выбран участок, со-

стоящий из одной нагнетательнойскважины и пяти окружающих реаги-рующих добывающих скважин. В на-гнетательную скважину было закачано20 м3 композиции СГДС на преснойводе, затем 30 м3 – на воде минерализа-

цией 15 г/л, после закачали композицию СПС вобъеме 600 м3. Для получения СГДС использовалиПАА серии АК-631 марки 150 производстваООО «Гель-Сервис» (г. Саратов) и хромокалиевыеквасцы, для получения СПС – ПАА марки PDA-1004(Япония) и ацетат хрома.

После закачки композиций нагнетательная сква-жина была остановлена на сутки для формированияи укрепления геля, после чего продолжила работатьв обычном режиме. В результате приемистость на-гнетательной скважины значительно уменьшилась(см. таблицу). После закачки композиций измени-лись режимы работы реагирующих скважин, этопривело к снижению обводненности добываемойпродукции с 55 до 49 % и увеличению отборовнефти на 815 т за 2 мес, что подтверждает высокуюэффективность предложенной технологии.

ЗаключениеДля создания гидродинамических сопротивлений

в трещинах требуется большой объем композицииСПС, так как в результате массообмена между блока-ми и трещинами большая часть легко фильтрую-щейся композиции будет расходоваться непроизво-дительно. Фильтрация СГДС в поровой части кол-лектора затруднена, поэтому практически вся ком-позиция пойдет на заполнение трещин. Как след-



Рис. 2. Свойства композиций

Рис. 3. Варианты закачки композиций CГДС+СПС(V – объем композиции)

Приемистость скважины,

м3/сут Давление закачки, МПа

Технология Объем закачки,

м3 до обработки

после обработки

до обработки после

обработки

Дополнительная добыча через 6 мес, т

СПС 680 525 478 17 17,2 328

CГДС+СПС 650 (20+30+600) 540 315 16 16 1289

ствие, суммарный объем закачки композиции вкомплексной технологии будет значительно меньше,чем в технологии СПС.

Важным преимуществом комплексной технологииСГДС+СПС является возможность ее реализации сиспользованием установок УДР 32М и аналогов, при-меняемых при закачке СПС. Это облегчает проведе-ние ОПИ и внедрение предлагаемой технологии.


1. Проектирование схемы физико-химического воздействия наОзеркинском месторождении ОАО «Самаранефтегаз» / Г.Г. Гила-ев, И.Н. Пупченко, С.А. Козлов [и др.] // Научно-техническийВестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – №1. – С. 32-35.

2. Обоснование выбора составов и композиций для различныхтехнологий в нефтедобыче/ Е.А. Румянцева, А.Н. Котов, Л.М. Ко-зупица [и др.] // Материалы международного технологическогосимпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа». г. Москва,26–28 марта 2003. – М., 2003. – С. 517-526.

3. Латыпов Р.Т., Нечаев А.С., Шмидт А.А. Полимерное заводне-ние на высокоминерализированных водах в условиях Поволж-ского региона // Нефть.Газ.Новации. – 2015. – №7. – С. 22- 27.

4. Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы уве-личения нефтеотдачи при заводнении. – Самара: Росинг, 2002. –392 с.

5. Курочкин В.И., Санников В.А. Влияние оттока жидкости в пластна кривую падения давления нагнетательных скважин в трещи-новато-поровом коллекторе // Сборник докладов VI научно-про-изводственной конференции «Состояние и перспективы работпо повышению нефтеотдачи пластов», 2003, Самара. – Самара,2003. – С. 54-55.

6. Индикаторные исследования нефтеносных пластов Локосов-ского и Покамасовского месторождений ТПП «Лангепаснефте-газ» / В.Я. Кабо, Е.А. Румянцева, А.К. Назарова [и др.]// Интер-вал. – 2000. – 9(20). – С. 18-20.

7. А.с. 2469184 МПК E21B43/22. Способ разработки неоднородно-го нефтяного пласта/ И.А. Маринин; заявитель И.А. Маринин;заявл. 26.07.11; опубл. 10.12.12.

8. Редькин И.И. Лабораторные и промысловые исследования про-цесса кольматации проводящих каналов порово-трещиноватыхколлекторов//Тр. ин-та Гипровостокнефть. – 1984. – С. 70-77.

References1. Gilaev G.G., Pupchenko I.N., Kozlov S.A., Elesin V.A., Nechaev A.S.,Marinin I.A., Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft’”,2015, no. 1, pp.32-35.

2. Rumyantseva E.A., Kotov A.N., Kozupitsa L.M., Akimov N.I., Naza-rova A.K., Obosnovanie vybora sostavov i kompozitsiy dlya razlichnykhtekhnologiy v neftedobyche (Justification of the choice of compositionsand arrangements for various technologies in oil production), Proce-edings of International Technology Symposium “Intensifikatsiya do-bychi nefti i gaza” (Intensification of oil and gas production), Mos-cow, 26-28 March 2003, pp. 517-526.

3. Latypov R.T., Nechaev A.S., Shmidt A.A., Neft’.Gaz.Novatsii, 2015,no. 7, pp. 22-27.

4. Manyrin V.N., Shvetsov I.A., Fiziko-khimicheskie metody uveliche-niya nefteotdachi pri zavodnenii (Physical and chemical methods of en-hanced oil recovery for water flooding), Samara: Rosing Publ., 2002,392 p.

5. Kurochkin V.I., Sannikov V.A., Vliyanie ottoka zhidkosti v plast nakrivuyu padeniya davleniya nagnetatel’nykh skvazhin v treshchinovato-porovom kollektore (Influence of outflow of fluid into the reservoir ata pressure drop curves of injection wells in fractured porous reser-voir), Proceedings of VI Scientific and Production Conference “So-stoyanie i perspektivy rabot po povysheniyu nefteotdachi plastov”(Status and prospects of work for enhanced oil recovery), Samara,2003, pp. 54-55.

6. Kabo V.Ya., Rumyantseva E.A., Nazarova A.K., Akimov N.I., Zhitko-va M.V., Interval, 2000, no. 9(20), pp. 18-20.

7. Certificate of authorship no. 2469184 MPK E21B43/22, Sposob raz-rabotki neodnorodnogo neftyanogo plasta (Method of inhomogeneousoil reservoir development), Author: Marinin I.A.

8. Red’kin I.I., Laboratornye i promyslovye issledovaniya protsessakol’matatsii provodyashchikh kanalov porovo-treshchinovatykh kollekto-rov (Laboratory and field research of mudding the conducting chan-nels of porous fractured reservoirs), Proceedings of Giprovostokneft’,Kuybyshev, 1984, pp. 70-77.



УДК 622.276.43 Д.Н. Гусева, 2015



Комплексный подход к оптимизации системы заводнения

ВведениеВ настоящее время разработка залежей осуществ-

ляется в основном с применением заводнения. По-степенное снижение эффективности применяемыхсистем заводнения, особенно на поздней стадии раз-работки, объясняется тем, что наряду с выработан-ностью коллекторов, изменением физико-химиче-ских свойств пластовых флюидов, площадной и по-слойной неоднородностью отсутствует оперативноизменяющаяся система заводнения [1–3].

Важнейшими задачами при интенсивном воздей-ствии на пласты, содержащие остаточные запасынефти, являются развитие и постоянное совершен-ствование методов анализа состояния заводнения.Данное направление особенно актуально для зале-жей, находящихся на поздней стадии разработки [4].

В статье предложен комплексный подход к анали-зу эффективности системы поддержания пластово-го давления (ППД), основанный на анализе карт зо-нальной компенсации и схем направления фильтра-ционных потоков.

Оценка эффективности системы ППДТрадиционные гидродинамические модели приме-

няются для решения многих задач, включая оценкуэффективности системы заводнения [5]. Однаконаиболее оперативным средством численного моде-лирования системы ППД для месторождений, нахо-дящихся на поздней стадии разработки, являетсямодель линий тока [6], которая позволяет не толькодать информацию о направлении и интенсивностифильтрационных потоков в пласте, но и проанали-зировать эффективность работы нагнетательныхскважин, а также визуализировать структуру пото-ков в пласте, провести количественную оценку сте-пени взаимовлияния скважин, ранжировать нагне-тательные скважины по эффективности.

Однако для повышения эффективности системызаводнения, а также выработки рекомендаций по ее

оптимизации необходимо оценить сбалансирован-ность системы ППД во времени. Это можно сделатьс помощью построения карт зональной компенса-ции, на которых выделяются зоны, не охваченныезаводнением, оценивается производительная и не-производительная закачки [7].

На основе построения карт зональной компенсациии анализа линий тока автором разработана методика,позволяющая проводить комплексный анализ картзональной компенсации и линий тока. Данная мето-дика дает возможность подготовить адресные реко-мендации, направленные на оптимизацию системыППД и, как следствие, повысить эффективность про-цесса извлечения нефти. Непрерывный анализ линийтока и карт зональной компенсации позволяет отсле-живать эффективность проведенных мероприятий иосуществлять мониторинг ситуации на залежи.

Опыт реализации методикиПриведем результаты комплексного анализа, вы-

полняемого в течение трех лет на одном из место-рождений Оренбургской области. Пласт Т1 характе-ризуется средними геолого-физическими парамет-рами, типичными для данного региона: тип коллек-тора – карбонатный; глубина залегания -1730 м; по-ристость – 0,12; нефтенасыщенность – 0,85; прони-цаемость – 0,111 мкм2; начальное пластовое давле-ние – 18 МПа; вязкость нефти – 8,1 мПа·с; газовыйфактор – 19,3 м3/т.

Залежь пласта Т1 введена в эксплуатацию в 1955 г.,освоение системы ППД начато в 1966 г. На 1.01.15 г.эксплуатационный фонд состоял из 28 добывающихи 21 нагнетательной скважин. Текущая компенса-ция отбора закачкой равнялась 137 %, накопленная –117 %, текущее пластовое давление – 17,1 МПа.Отбор составляет 92 % начальных извлекаемых за-пасов (НИЗ) при обводненности 94 %, текущийкоэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,535 (приутвержденном 0,596). На основе комплексного ана-

Д.Н. Гусева (ООО «ТННЦ»)

Ключевые слова: оптимизация заводнения, карты компенсации, модель линий токаKey words: optimization of waterflooding, voidage replacement maps, streamline model




лиза на месторождении проводилосьгидродинамическое регулированиесистемы ППД, что позволило пере-распределить закачку.

Модель линий тока создавалась впрограммном комплексе tNavigator,позволяющем определять коэффи-циенты взаимовлияния скважин какна текущий момент, так и с учетомистории работы фонда скважин.

Анализ карт линий тока и компен-сации на 2012 г. (рис. 1) показывает,что, несмотря на общее удовлетвори-тельное состояние разработки зале-жи, имеются участки, связанные с«перекомпенсацией» и «недокомпен-сацией» закачки, выделенные на карте красным исиним цветами. На участках I и IV текущая компен-сация отборов закачкой превышает 150 %. Направ-ление линий тока показывает, что большая часть за-качиваемой воды уходит за контур нефтеносности.Отсутствие линий тока на участках II и III, а такженизкий уровень компенсации (менее 50 %) свиде-тельствуют о необходимости мероприятий по опти-мизации системы ППД.

Одновременно с анализом карт зональной компен-сации использовалась опция симулятора tNavigator пооценке эффективности работы нагнетательных сква-жин. Эффективность работы нагнетательной скважи-ны рассчитывается как отношение добычи нефти, по-лученной по реагирующим скважинам, к объему за-качки (рис. 2). На рис. 2 прямая, проходящая черезсреднее значение и начало координат, делит нагнета-тельные скважины на две группы: низкоэффективныеи эффективные. Низкоэффективные нагнетательныескважины характеризуются высоким объемом закач-ки, но при этом добыча нефти в реагирующих добы-вающих скважинах сравнительно небольшая.

По результатам комплексного анализа подготовле-ны рекомендации, направленные на оптимизациюсистемы ППД. В первый год мероприятия формиро-вались для I – IV участков с наименьшей плот-ностью фильтрационных потоков. В частности, дляповышения компенсации отборов закачкой реко-мендовано перенести 1/3 часть закачки с нагнета-тельных скв. 225, 229, 235 участков I и IV на скв. 27участка II, а 1/2 часть закачки со скв. 238(участок IV) – на скв. 38 (участок III) (см. рис. 1).

Все мероприятия по оптимизации системы ППДформировались исходя из существующих ограниче-ний действующей системы водоснабжения. Перерас-

пределение закачки проектировалось в пределахгруппы скважин, связанных одной веткой трубопро-вода. По этой причине одновременно наметить ипровести все мероприятия не представлялось воз-можным.

Мониторинг выполненных мероприятий за 2013-2014 гг. показал, что на участках I, II, III, VI (рис. 3)изменилось направление фильтрационных потоковпо элементам, а также улучшился баланс закачки.

Следующие рекомендации сводились к уменьше-нию неэффективной закачки на участках V и VI.Часть закачки с нагнетательных скв. 118, 119 участкаV рекомендовано перераспределить на скв. 40 участ-ка VII, со скв. 110 участка VI – на скв. 113 участка VIи скв. 45 участка VIII (см. рис. 3).

Таким образом, удалось изменить направлениефильтрационных потоков, увеличить охват залежидренированием в районе скв. 210, 20, 27, 46, 38, 114,115, 116, 119 (участки I, II, III, VII, VIII), сократить не-производительную закачку в скв. 110, 118, 119, 235(участки IV–VI) и увеличить добычу нефти.

Рис. 1. Карты компенсации (а) и направления фильтрационных потоков (б): I – IV – номера участков

Рис. 2. Зависимость добычи нефти от объема закачки



Изменение степени выработки запасов нефтиподтверждает преломление зависимости lnВНФ –КИН, приходящееся на момент выполнения ме-роприятий (рис. 4). Суммарный эффект, рассчи-танный по разности прогнозных извлекаемых за-пасов, полученных путем экстраполяции кривыхвытеснения («базовой» и «оптимизированной»),составил 1400 тыс. т, прогнозный КИН увеличил-ся на 0,07.

Выводы1. Модели линий тока являются эффективным ин-

струментом при анализе разработки.2. Комплексный анализ карт компенсации, схем

фильтрационных потоков и эффективности нагне-тательных скважин позволяет контролировать раз-работку и поддерживать сбалансированность систе-мы ППД, а также разрабатывать рекомендации по ееоптимизации.

3. Реализация рекомендованных мероприятийпривела к увеличению объема дренируемых запасови прогнозного КИН на 0,07.

Список литературы1. Владимиров И.В. Нестационарные технологиинефтедобычи (Этапы развития, современноесостояние и перспективы). – М.: ОАО «ВНИ-ИОЭНГ». -2004.-216 с.2. Методы извлечения остаточной нефти /М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин[и др.]. – М.: Недра, 1991. – 347 с.3. Проблемы извлечения остаточной нефти фи-зико-химическими методами/ Н.И. Хисамутди-нов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин [и др.].- М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. – 184 с.4. Лепихин В.А. Совершенствование технологийизвлечения нефти заводнением из залежей с из-меняющимся во времени водонефтяным кон-тактом: дисс. канд. техн. наук. – Уфа, 2012. – 24 с.

5. Методика анализа эффективности систем за-воднения с использованием модели линий тока / С.В. Костючен-ко, Т.И. Гатауллин, И.В. Коваленко//Нефтяное хозяй-ство. – 2010. – №10. – С. 132-135.6. Сидельников К.А., Васильев В.В. Анализ современных способовувеличения эффективности моделирования нефтяных место-рождений // Надежность и качество. Труды международногосимпозиума / Под. ред. Н. К. Юркова.-Пенза: Изд-во Пензенско-го государственного университета, 2005. – С.227-330.7. Использование результатов оценки взаимовлияния добывающихи нагнетательных скважин для оптимизации заводнения / В.В. Ва-сильев [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2009. – №6. – С. 30-32.

References1. Vladimirov I.V., Nestatsionarnye tekhnologii neftedobychi (Etapy raz-vitiya, sovremennoe sostoyanie i perspektivy) (Unsteady oil productiontechnology (Stages of development, current state and prospects)),Moscow: Publ. of VNIIOENG, 2004, 216 p.2. Surguchev M.L., Gorbunov A.T., Zabrodin D.P. et al., Metody izvlec-heniya ostatochnoy nefti (Methods for residual oil extraction), Mos-cow: Nedra Publ., 1991, 347 p.3. Khisamutdinov N.I., Takhautdinov Sh.F., Telin A.G.,Zaynetdinov T.I., Taziev M.Z., Nurmukhametov R.S., Problemy izvlec-heniya ostatochnoy nefti fiziko-khimicheskimi metodami (The problemof extracting residual oil by physicochemical methods), Moscow: Publ.of VNIIOENG, 2001, 184 p.4. Lepikhin V.A., Sovershenstvovanie tekhnologiy izvlecheniya nefti za-vodneniem iz zalezhey s izmenyayushchimsya vo vremeni vodoneftya-nym kontaktom (Perfection of technologies of oil recovery by floodingfrom reservoirs with time-varying water contact): thesis of candidateof technical science, Ufa, 2012.5. Kostyuchenko S.V., Gataullin T.I., Kovalenko I.V., Neftyanoe kho-zyaystvo = Oil Industry, 2010, no. 10, pp. 132-135.6. Sidel’nikov K.A., Vasil’ev V.V., Analiz sovremennykh sposobov uvelic-heniya effektivnosti modelirovaniya neftyanykh mestorozhdeniy (Analy-sis of modern methods to increase the efficiency of oil fields simula-tion), Collected papers “Nadezhnost’ i kachestvo” (Reliability and qua-lity), Proceedings of International Symposium, edited by Yurkov N.K.,Penza: Publ. of PSU, 2005, p. 227-330.7. Vasil’ev V.V. et al., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2009, no. 6,pp. 30-32.

Рис. 3. Результаты реорганизации системы ППД: а, б – карта соответственно компенсации и направления фильтрационныхпотоков

Рис. 4. Прогноз извлекаемых запасов (ИЗ) методомlnВНФ



Процедура оценки достоверности образцовфлюида газоконденсатных скважин на основеиерархии критериев представительности проб

ВведениеИсследования, проведенные В.Д. Маккейном и

Р.А. Александром [1], показывают, что для получе-ния представительной пробы флюида образцыдолжны быть отобраны на поверхности в сепарато-ре высокого давления в течение первых 30 сут с на-чала добычи, т.е. до формирования газоконденсат-ной блокады в призабойной зоне скважины, препят-ствующей отбору представительных проб.

В случае месторождения Рио Карибе (Венесуэла)при ограниченной информации о потенциале зале-жей на огромных территориях разработка его имеетвысокую долю риска. Для адекватного описаниятермодинамического поведения пластовых жидко-стей необходим анализ качества доступной инфор-мации. Данные, полученные в результате PVT-иссле-дований, были проверены на основе оценки репре-зентативности образцов жидкостей и достоверно-сти лабораторных испытаний.

Результаты исследования пластовых пробПо месторождению Рио Карибе выполнены четы-

ре анализа PVT и хроматографические анализы23 образцов газа, отобранных одновременно в сепа-раторе высокого давления. Данные анализов приве-дены в табл. 1.

При отборе проб из скв. Н1 забойное давлениеоставалось практически постоянным, хотя газокон-денсатный фактор изменялся, причем в большейстепени, чем в скв. Н2 (рис. 1, а). В течение 36 ч изскважины был получен дебит газа, равный2,80373⋅105 м3/сут, конденсата – 174,512 т/сут приштуцере диаметром 12,7 мм.

По скв. Н2 отмечается более устойчивая величинагазоконденсатного фактора в течение времени отбо-

ра проб в интервале 2357–2360 м (см. рис. 1, б).В течение 12,5 ч из скважины был получен дебитгаза, равный 1,14049⋅105 м3/сут, конденсата –78,02 т/сут при штуцере диаметром 7,14 мм.

Параметры испытания скважин, такие как давле-ние и рассчитанная скорость потока, представлены втабл. 2. Скорость потока газа на забое скважиныбыла рассчитана по формуле

(1)

где qз = рн.уqн.уТз Zз/Тн.урз – дебит газа на забоескважины, м3/сут; рн.у – давление в нормальныхусловиях, 10-1 МПа; qн.у – дебит газа в нормальныхусловиях, м3/сут; Tз – температура газа на забое сква-жины, К; Zз – коэффициент сверхсжимаемости газана забое скважины; Тн.у – температура газа в нор-мальных условиях, К; рз – давление на забое скважи-ны, 10-1 МПа; Sвн – площадь внутреннего сечениялифтовых труб, м2; dвн – внутренний диаметр лиф-товых труб, мм.

qS

q

d86400 0,25 86400,з

з

вн

з

вн2

=⋅

=

π ⋅

v

С.К. Сохошко, д.т.н., М. Марегатти (Тюменский гос. нефтегазовый университет)

УДК 622.276.031:53 С.К. Сохошко, М. Марегатти, 2015

Ключевые слова: анализ PVT, газоконденсатный пласт, образец, газоконденсатный фактор, давление начала конденсации, забойное давлениеKey words: PVT analysis, gas-condensate reservoir, sample, gas-condensate ratio, dew point pressure, bottomhole flowing pressure


Таблица 1

Номер Число анализов

сква-жины

испыта-ния

Интервал фактической вертикальной

подводной глубины, м

Пласт PVT

хромато-графи-ческих

Н1 И4 2321-2328, 2332-2335 КУБ Г 1

Н2 И1 2356-2363 2

Н2 И2 2373-2375, 2379-2381 1 9

Н2 И3 2357-2360

КУБ Ф

1 5

Н2 И4 2330-2333 1 1

Н2 И5 2322-2325, 2330-2333 КУБ Г

1 6



Практически все исследования пластовых проббыли выполнены при представительной температу-ре, равной пластовой. Наибольшее различие по тем-пературе отмечалось по образцу, отобранному изскв. Н2 (третье испытание), для которого температу-ра при PVT-исследованиях была примерно на 5 %ниже, чем температура, измеренная в соответствую-щей залежи (см. табл. 2). Значения газоконденсатно-го фактора, полученного в результате испытаний иPVT-исследований, представлены в табл. 2.

Достоверность полученных результатовОценка достоверности результатов лабораторных

PVT-исследований состояла в проверке наличия по-грешностей полученных экспериментальных резуль-татов [2]. Данная оценка была проведена на основе:

– математической рекомбинации (расчет составарекомбинированного флюида);

– исследования рекомбинированного образца в се-параторе (термодинамическое равновесие);

– критерия Хоффмана с использованием програм-мого комплекса моделирования PVTi Eclipse 300®(композиционный и мольный баланс).

Оценка достоверности математической рекомби-нации проводилась по методике Гонсало Рохаса [2] иявлялась основой для сравнения расчетного составас составом, полученным экспериментально. В дан-ном анализе с помощью мольного баланса матема-тически рекомбинируются пробы газа и жидкости,взятые в сепараторе (рис. 2) при тех же условиях от-бора образцов (р и Т).

По схеме, приведенной на рис. 2, рассчитываетсямольный баланс по фазам

(2)

(3)

(4)

где Nгк, Nг, Nж – мольная доля соответственно га-зоконденсата, газа и жидкости в сепараторе,моль/м3; КГФ – конденсатогазовый фактор в сепара-торе; 22,415 – число Авогадро, м3/моль; Mж – молеку-лярная масса жидкости в сепараторе, кг /моль;ρж.сеп – плотность жидкости в сепараторе, кг /м3.

Затем рассчитывается мольный баланс по компо-ненту

(5)

N N N ,гк г ж= +

=NКГФ22, 415

,гсеп

NM

,жж.сеп

ж=ρ

= +Z N Y N X N .i i iгк г ж

Рис. 1. Динамика параметров при отборе проб в ин-тервалах 2321–2328, 2332–2335 м (четвертое испы-тание скв. Н1) (а) и в интервале 2357–2360 м (третьеиспытание скв. Н2) (б)

Таблица 2

Номер Давление, МПа Температура, °C

сква-жины

испы-тания

Диаметр штуцера,

мм

Интервал фактической вертикальной

подводной глубины, м

Пласт начала конден-

сации рзаб рпл

р = рпл– рзаб, МПа (%)

Скорость потока,

м/с плас-товая

при PVTиссле-

Газо-конден-сатный фактор,

м3/м3

Рекомби-нированный газоконден-

сатный фактор, м3/м3

Н1 И4 12,7

2321-2328, 2332-2335, 2360-2363 (смесь)

КУБ Г 26,407 23,897 26,834 2,937 (10,94) 5,69 94 95 1498 1324

Н2 И5 6,35 2322-2325, 2330-2333

КУБ Г 26,786 26,510 26,834 0,324 (1,20) 1,89 95 97 1381 1081

Н2 И3 7,14 2357-2360 КУБ Ф 25,924 25,945 26,965 1,041 (3,87) 2,15 97 92 1602 1131

Н2 И2 7,14 2373-2375, 2379-2381

КУБ Ф 26,910 26,352 26,917 0,565 (2,09) 2,31 96 98 1531 1360

довании

Рис. 2. Схема расположения сепаратора и хранилища

С использованием уравнений (2)–(4) получаем

(6)

где Zi, Xi, Yi – состав соответственно газоконденса-та, жидкости и газа в сепараторе, молярная доля.

КГФ в сепараторе рассчитывается из выражения

(7)

где Bl – объемный коэффициент в условиях сепа-ратора, м3/м3.

КГФ и Bl определяются при отборе проб, плот-ность жидкости сепаратора ρж.сеп – методом Стан-динга и Каца [3].

После расчета состава газоконденсата Ziрасс поуравнению (6) результаты сравниваются с экспери-ментальными значениями и должны соблюдатьсяследующие условия.

(8)

(9)

Была выполнена рекомбинация всех образцов, нотолько рассчитанная композиция пробы из скв. Н1была равна полученной экспериментально. Ни одиниз образцов из скв. Н2 не соответствовал вышепере-численным условиям по точности, следовательно,эти рекомбинации не являются представительнымидля пластового флюида.

Термодинамическое равновесие образцовжидкости

Для оценки термодинамического равновесия об-разцов жидкости и газа из сепаратора использова-лась методика Хоффмана [4], верифицирующая со-стоятельность констант равновесия образца с помо-щью композиций флюидов в сепараторе. Этот методприменяется только к поверхностным образцам изаключается в пострении зависимости Log(Кi⋅р) отфактора Хоффмана Ф, который является функциейсвойств компонента (Кi – константа равновесия i-гокомпонента, р – давление). Зависимость должна об-разовать прямую линию, а образцы, для которых на-блюдается отклонение от нее, должны быть исклю-чены. Для всех образцов углеводородов месторожде-

ния Рио Карибе получена линейная зависимостьLog(Кi⋅р) от Ф, что свидетельствует о равновесныхусловиях при отборе проб. На рис. 3 приведен при-мер применения критерия к образцу из скв. Н2. Дляпробы четвертого испытания скв. Н1 и третьего ис-пытания скв. Н2 отмечалась линейная зависимостьмежду указанными на рис. 3 параметрами на каж-дом этапе, за исключением этапа при давлении22,06 МПа (рис. 4, а) в отличие от третьего испыта-ния скв. Н2, при котором для всех результатов полу-чена линейная зависимость (см. рис. 4, б).

−⋅ ≤+

Z Z

Z2. C : 100 5 %.7

C экс C расс

C экс

7 7

7

=Bl

КГФКГФ

,сеп

−⋅ ≤

Z Z

Z1. СН : 100 2 %.4

C экс C расс

C экс

1 1

1

=

+ρ

+ρ

Z

Y XM

M

КГФ379, 4КГФ379, 4

,i

i iсеп сеп

ж

сеп сеп

ж



Рис. 3. Зависимость Log(Кi⋅р) от фактора Ф для образ-ца жидкости из интервала 2357-2360 м (третье испы-тание скв. Н2)

Рис. 4. Зависимость Log(Кi⋅р) от фактора Ф при испы-тании образца жидкости:а – четвертое испытание скв. Н1, интервалы 2321-2328,2332-2335 м; б – третье испытание скв. Н2, интервал2357-2360 м

Оценка репрезентативности полученныхрезультатов

Для оценки репрезентативности результатов заме-ров принимались следующие условия и параметры:температура экспериментальная Tэкс равнялась пла-стовой Tres, стабильность дебита скважины q, КГФ иустьевого давления py, постоянные температура идавление в сепараторе при отборе проб, забойноедавление рwf больше давления начала конденсациирsat, погрешность диференциального давления Δр непревышает 10 % пластового давления рпл, скоростьпотока v ≥ 2–4 м/с.

В табл. 3 представлен обзор следующих критериевоценки репрезентативности и достоверности:

– характеристик скважины с установлениемиерархии на основе стабильности устьевых пара-метров и достоверности результатов математиче-ских исследований;

– условий добычи из скважины в ходе представи-тельных исследований PVT и отбора проб;

– достоверности результатов исследований PVT влаборатории и на хроматографе.

Для рассматриваемых параметров создана иерар-хическая шкала критериев:

– 1 – для параметра, который имеет меньшие не-определенность и погрешность (менее 5 %);

– 2–4 – для образцов с допустимыми погрешно-стями от 5 до 10–15 % в зависимости от типа пере-менной и состояния скважины;

– 5 – для образца, который имеет погрешности более50 % или находится вне допустимого диапазона.

Наиболее важной переменной является стабиль-ность устьевых параметров и динамического забой-ного давления, при котором происходил отбор проб.В результате образец третьего испытания скв. Н2был принят как самый представительный образец(см. табл. 3). Данный образец получил самое низкоезначение в представленной выше иерархическойшкале критериев, т.е. лучше всех отвечал установ-ленным условиям.

Заключение Таким образом, предложена процедура, обеспечи-

вающая снижение неопределенности при выбореобразцов, отобранных из газоконденсатных сква-жин с ограниченной и ненадежной исходной ин-формацией. Данная процедура позволяет не толькооценивать достоверность и репрезентативностьпроб, но и выбрать лучший вариант. Иерархия кри-териев важности репрезентативных выборок былаустановлена в зависимости от погрешности замеровво время отбора проб и условий лабораторных ис-следований. Большое значение имели также ста-бильность устьевых параметров скважин и динами-ческого забойного давления.

В случае высокой погрешности замеров при отбо-ре проб и их лабораторных исследованиях следуетучитывать это при расчете показателей разработкиместорождения с использованием коммерческогосимулятора.


1. McCain W.D., Alexander R.A. Sampling gas condensate wells; Socie-ty of Petroleum Engineers Reservoir Engineering. –1992. – Aug. –Р. 358–362.2. Rojas G. Ingenier�a de Yacimientos de Gas y Gas Condensado//Se-gunda edici�n, Puerto la Cruz. – Octubre 2003. – P. 77-90.3. Standing M.B., Katz D.L. Density of natural gases//TransactionsAIME. – 1942. – Vol. 146.4. Hoffman A.E., Crump J.S., Hocott C.R. Equilibrium Constants for GasCondensate System//Transactions AIME. – Mar. 1953. – Vol. 198. – P. 1-10.

References1. McCain W.D., Alexander R.A., Sampling gas condensate wells; Society ofPetroleum Engineers Reservoir Engineering, 1992, August, pp. 358–362.2. Rojas G., Ingeniería de Yacimientos de Gas y Gas Condensado (Gasand gas condensate reservoir engineering), Segunda edición, Puerto laCruz, October 2003, pp. 77-90.3. Standing M.B., Katz D.L., Density of natural gases, TransactionsAIME, 1942, V. 146.4. Hoffman A.E., Crump J.S., Hocott C.R., Equilibrium constants for gascondensate system, Transactions AIME, March 1953, Vol. 198, pp. 1-10.



Таблица 3

Номер Репрезентативность Достоверность

Условия в сепараторе

p ≤ 10 % pпл

≥ 2-4 м/с

Реко-мендуемая

Молекуляр-ная масса

Фактор Хофф-мана

сква-жины

испы-тания

Реляционная недосто-

верность, %

Стабильный

период Tэкс=Tres

qстаб

КГФ

Тсеп и

pсеп

pwf >

psat

Резуль-тат

Н1 И4 20,5 3 1 2 2 1 3 4 5 1 2 1 25

Н2 И2 13,6 2 1 3 2 1 2 1 1 2 2 1 18

Н2 И3 8,8 1 2 1 1 1 1 1 1 2 1 1 13

Н2 И5 16,9 2 1 2 2 3 2 1 4 2 2 1 22



Проблемы моделирования нагрузки от ледовых образований в расчетах прочностиморских сооружений

ВведениеВ настоящее время активно развиваются методы

анализа прочности и надежности различных типовморских сооружений при воздействии льда. Нарядус учетом ледовой нагрузки путем приложения рас-пределенного давления (определенного аналитиче-ски) все чаще используются методы, в которых мо-делируются и сооружение, и ледовое образование.Способы моделирования, степень детализациивходных данных влияют на результаты расчета иитоговое распределение внутренних усилий в кон-струкции. Рассмотрим пример упрощенного анали-за прочности железобетонного сооружения, срав-ним два способа учета ледовой нагрузки, используе-мые в традиционных инженерных расчетах, и про-анализируем особенности построения расчетныхмоделей.

Описание модели сооруженияАрхитектурно-конструктивный тип стационар-

ных гидротехнических сооружений в условиях Арк-тики зависит от глубины моря, величины ледовыхнагрузок, грунтовых условий, объемов хранилищауглеводородов и др. [1]. Ниже представлены харак-теристики железобетонного основания гидротехни-ческого сооружения.

Материал верхнего строения............................СтальПредел текучести стали, МПа...............................390Материал опорной части ......Железобетон класса B90Размеры опорной части, м ...........................100×100Число колонн ...............................................................4Сечение колонн (четырехугольник), м ..........20×20

Моделирование грунта................................Винклеровское основание

(C= 2 мН/м3)Число узлов ..........................................................48100Число элементов..................................................47000Толщина поля ровного льда, м .................................2

Пример 1. Расчет нагрузки от поля ровного льдаВ соответствии с действующими Правилами про-

ектирования для арктического шельфа [2] ледовая на-грузка от поля ровного льда определяется по формуле

рG = CR(h/h1)n(w/h)m = = 2,8⋅(2/1)-0,38⋅(20/2)-0,16 = 0,9 МПа, (1)

где CR = 2,8 – коэффициент прочности для одно-летнего льда (обобщенная прочность льда на сжа-тие); h = 2 м – толщина поля ровного льда; h1 = 1 м –референтная толщина льда; n = -0,38 – коэффици-ент для толщин льда больше 1 м; w = 20 м – ширинаструктуры; m = -0,16 – безразмерный коэффициент.

Традиционно при проектировании давление, опре-деленное по формуле (1), задается распределеннымпо зоне контакта (рис. 1, а) (ровный лед). Фактическисамо сооружение моделируется математическим опи-санием геометрических, жесткостных и прочностныхсвойств конструкций. Процесс взаимодействия с ле-довым образованием при моделировании заменяетсянекоторой адекватной величиной давления ледовогополя, которая учитывает влияние деформации льда,соотношения размеров ледового образования и со-оружения (масштабный коэффициент), а также

Б.Р. Лившиц, А.П. Сметанников (ООО «Арктический научный центр»)

УДК 622.276.1/.4.04 Б.Р. Лившиц, А.П. Сметанников, 2015

Ключевые слова: сооружение, ледовое давление, нагрузка, торосKey words: structure, ice pressure, load, hummock




прочностные характеристики льда (прочность насжатие с заданной вероятностью). В результате и со-оружение, и ледовая нагрузка описываются некото-рой адекватной моделью.

Несмотря на то, что такой способ моделированиявзаимодействия является несколько упрощенным,он получил наибольшее распространение при реше-нии основных задач проектирования.

Альтернативным способом моделирования про-цесса является непосредственное включение в ко-нечно-элементную модель ледового образования ссоответствующими характеристиками и последую-щим анализом совместного взаимодействия. Приэтом более полный учет всех параметров ледовогообразования повышает точность результата, ноусложняет проведение анализа взаимодействия.

В качестве примера на рис. 1, б показан способ пе-редачи нагрузки от поля ровного льда, заданногообъемными элементами. Свойства льда описывают-ся трехлинейной зависимостью, характеристики мо-дели льда приведены ниже.

Модуль упругости Е, МПа...................................5000Предел прочности льда, МПа:s+ ...............................................................................0,5s�- .................................................................................-3Относительное удлинение e± .......................±0,0035

Необходимо отметить, что целью работы не яв-ляется определение напряжений, поэтому физико-механические характеристики льда введены макси-мально упрощенно, неоднородность поля не учиты-вается, а контакт рассматривается по всей ширинеколонны.

Выполненные модельные расчеты показали, что вслучае задания давления от поля ровного льда спо-собом задания нагрузки (давления в зоне контакта,определенного по формуле (1)) максимальный изги-бающий момент MYmax составляет 2,8 МН⋅м, а приучете ледового образования – 8,8 МН⋅м.

Рассчитаем локальное давление на конструкцииледового пояса колонн аналитическим способом.Как указано в Правилах Морского Регистра Судо-ходства [3], локальное давление на конструкцииопределяется по следующей формуле:

(2)

где sc = 3 МПа – прочность льда на сжатие (прини-мается близким к CR в формуле (1)); A1 = 40 м2 –площадь контакта (толщина льда×размер колонны);a = 72° – угол наклона образующей конуса к гори-зонту для вертикальных поверхностей.

Локальное давление при проектировании такжезадается распределенным давлением. При пересчетеизгибающего момента, действующего в конструк-ции опорной колонны от приложенного давленияpG=0,9 МПа, получим

MYлок = pлок /pG�MYmax= 4,3/0,9⋅2,8 = 13,4 МН⋅м.(3)

Далее подберем в конечно-элементной модели свключением ледового образования механическиехарактеристики поля ровного льда, воздействующе-го на опорную колонну таким образом, чтобы вос-произвести напряженно-деформированное состоя-ние (выполнить оценку по изгибающему моментупо формуле (3)). Критерием окончания итерацийбудет достижение MYлок = MY = 13,4 МН⋅м.

На рис. 2 представлена схема взаимодействия ле-дового образования с колонной, в табл. 1 приведенырезультаты подбора механических характеристикучастков поля ровного льда, действующего на опор-ную колонну.

Как видно из табл. 1, эквивалентное воздействиерасчетного локального давления, создающего момент13,4 МН⋅м, достигается учетом на центральномучастке фрагмента поля длиной 8 м с локальнойпрочностью льда на сжатие, равной 6 МПа, что в

p A1 2 2 / / 8,5 � � 4,3� МПа,лок c 1( )( )= s + a =

Рис. 1. Проектирование нагрузки от поля ровногольда распределенным давлением (а) и моделирова-нием объемными элементами (б)

а

б

2 раза превышает расчетное значение, используемое вформуле (2). Таким образом, с учетом поведения кон-струкции путем моделирования ледового образова-ния (вместо распределенного давления по площадиконтакта) можно получить более точную картинураспределения внутренних усилий в конструкции.

Пример 2. Расчет нагрузки от торосаВторым примером, демонстрирующим значимость

совместного моделирования ледового образования иконструкции, является модель взаимодействия со-оружения с торосом. При таком подходе вместо об-общенной характеристики СR (табл. 2) по слоямможно задать характеристики каждого слоя (рис. 3).

Обычно нагрузка от тороса определяется по фор-муле (1), в которой толщина поля ровного льда за-меняется толщиной консолидированной части и до-полнительно учитывается нагрузка от киля тороса.В этом случае прочность консолидированной частитороса принимается усредненной.

Для подстановки в формулу (1) прочности консо-лидированной части тороса на сжатие применяетсяметод послойного суммирования прочности каждо-го слоя, определяемой путем испытания образцовльда, отобранных по глубине. Прочностные характе-ристики такого ледового образования при сжатииопределяются в СП 38.13330.2012 [4] по формуле

(4)

где N – число слоев одинаковой толщины, на кото-рое разбивается ледяное поле (N>2); Ci – среднееарифметическое значение прочности льда на одно-осное сжатие в i-м слое по опытным данным; Δi – до-верительная граница случайной погрешности опре-делений Ci, рассчитываемая методами математиче-ской статистики.

На рис. 4 приведены результаты расчета нагрузкиот тороса. При моделировании тороса объемнымиэлементами интенсивность давления чуть меньше, авысота приложения давления больше, чем при ана-литическом учете нагрузки.

RN

C1

( ) ,i ii

N

с2

1= +Δ∑

=



Рис. 2. Схема взаимодействия ледового образова-ния с колонной (1–3 – участки поля)

Таблица 1

Предел прочности льда, МПа

Участок поля

Длина, м Модуль

упругости Е, МПа

+ -

Относительное удлинение ±, %

1 2 2 0,1 -0,8

2 2 4 0,3 -3,0

3 8

5000

0,6 -6,0

±0,0035

Рис. 3. Способ передачи нагрузки от тороса при реа-лизации в конечно-элементной модели (цветом по-казана маркировка разных слоев)

Таблица 2 Номер слоя Ci, МПа i, МПа Ci + i, МПа (Ci + )2, МПа

1 1,5 0,3 1,8 3,24

2 3 0,5 3,5 12,25

3 3 0,5 3,5 12,25

4 2,5 0,5 3 9

5 2,5 0,5 3 9

6 1,5 0,3 1,8 3,24

7 1,5 0,3 1,8 3,24

8 1,5 0,3 1,8 3,24

6,93

Rc = 2,63

Рис. 4. Распределение изгибающих моментов MY вконструкции колонны при воздействии тороса: a – нагрузка моделируется давлением; б – нагрузка пе-редается через объемные элементы

Результаты работыАнализ показал, что даже простой учет ледового

образования в модели отражается на итоговом ре-зультате. Учет ледового образования в расчетахпрочности конструкции обеспечивает более адек-ватное моделирование процесса взаимодействияльда и сооружения. Однако данный метод требуетдополнительного обоснования объема, характери-стик и методов учета исходных данных.

Частный случай моделирования воздействия то-роса путем введения в расчет геометрии ледовогообразования и его характеристик по слоям позво-ляет уточнить распределение локального воздей-ствия льда на сооружение, избежав принимаемыхранее обобщений характеристик.

В статье не учитывалась играющая значительнуюроль физическая нелинейность процесса дефор-мирования льда, которая будет изучена в перспек-тиве. Результаты могут быть использованы длядальнейшего развития методов проектирования ирасчетных подходов к исследованию прочностиконструкций сооружений, подвергающихся воз-действию льда.

Выводы1. Учет нагрузки от ледовых образований путем

включения в модель геометрических параметров ихарактеристик льда является перспективным спосо-бом проектирования конструкций. Следует уделятьвнимание изучению методов непосредственного мо-делирования взаимодействия сооружения и ледово-го образования.

2. Для получения корректных результатов необхо-димо изучить и обосновать критерии ледовых обра-зований, учитываемых при моделировании.


1. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторожденийи строительство морских сооружений в Арктике / А.Б. Золоту-хин, О.Т. Гудместад, А.И. Ермаков [и др.]. – М.: ГУП Издательство«Нефть и газ», 2000. — 770 с.

2. ISO/CD 19906. Petroleum and Natural Gas Industries — Arctic Of-fshore Structures.

3. Российский Морской Регистр Судоходства. Правила классифи-кации, постройки и оборудования плавучих буровых установоки морских стационарных платформ. – СПб.: Российский Мор-ской Регистр Судоходства, 2015. — 480 с.

4. СП 38.13330.2012. Нагрузки и воздействия на гидротехниче-ские сооружения (волновые, ледовые и от судов). Актуализиро-ванная редакция СНиП 2.06.04-82*— M.: Минрегион России,2015. — 116 с.

References1. Zolotukhin A.B., Gudmestad O.T., Ermakov A.I., Yakobsen R.A.,Mishchenko I.T., Vovk V.S., Loset S., Shkhinek K.N., Osnovy razrabot-ki shel’fovykh neftegazovykh mestorozhdeniy i stroitel’stvo morskikh so-oruzheniy v Arktike (Fundamentals of offshore oil and gas fields andthe construction of offshore structures in the Arctic), Moscow: Neft’ igaz Publ., 2000, 770 p.

2. ISO/CD 19906, Petroleum and Natural Gas Industries — Arctic Of-fshore Structures.

3. Russian Maritime Register of Shipping: Pravila klassifikatsii, postroykii oborudovaniya plavuchikh burovykh ustanovok i morskikh statsionar-nykh platform (Classification rules, construction and equipment ofmobile offshore drilling units and fixed offshore platforms), St. Peter-burg: Publ. of Russian Maritime Register of Shipping, 2015, 480 p.

4. SP 38.13330.2012, Nagruzki i vozdeystviya na gidrotekhnicheskie so-oruzheniya (volnovye, ledovye i ot sudov) (Loads and effects on the wa-terworks (wave, ice and from ships)), Moscow: Publ. of MinregionRossii, 2015, 116 p.





Геоинформационная система поддержки полевых работ на арктическом шельфе

ВведениеОАО «НК «Роснефть» планирует освоение лицен-

зионных участков на арктическом шельфе РоссийскойФедерации. Начиная с 2012 г. по заказу ОАО «НК «Рос-нефть» в морях российской Арктики проводятся экс-педиционные исследования для информационногообеспечения работ по освоению лицензионных уча-стков и обоснования инвестиций. В ходе этих исследо-ваний изучаются метеорологические, гидрологическиеи ледовые условия участков арктического шельфа. Всеэкспедиции носят комплексный характер. Так, только врамках гидрометеорологических и ледовых исследова-ний, помимо установки и профилактики притоплен-ных автономных буйковых станций и установки авто-матических метеостанций (АМС), измерения физико-механических свойств льда, могут выполняться сле-дующие виды работ:

– попутные судовые метеорологические и ледовыенаблюдения;

– измерение морфометрических параметров ледя-ных образований оптическими / дистанционнымиметодами: аэрофотосъемка с вертолета и беспилот-ного летательного аппарата, съемка подводным те-левизионным комплексом, подводная гидролока-ционная съемка;

– радиолокационная съемка фронтальных частейледников;

– измерение параметров дрейфа айсбергов и ледя-ных полей;

– попутные наблюдения за морскими млекопи-тающими;

– изучение поведения белых медведей;– изучение динамических процессов в системе

лед – айсберг;

– попутные геохимические исследования.– сейсмические исследования.Таким образом, задача экспедиции состоит в одно-

временном проведении ряда исследований, при этомв большей части работ задействованы техническиесредства (судно, вертолет), функционирование ко-торых зависит от метеорологических условий и ле-довой обстановки в районе.

Проведение указанных работ имеет свою специфику,обусловленную привязкой объектов к координатам инеопределенностью при планировании работ, связан-ную с большим числом способов достижения целей ифакторов, влияющих на отчетную эффективность.

По результатам экспедиций 2012-2014 гг. выявленанедостаточная информативность ежесуточных от-четов как для подготовки регулярной отчетности,так и для планирования работ. В связи с этим воз-никла потребность в автоматизации сбора инфор-мации по проводимым работам и интеграции ее дляпредставления в геоинформационной системе(ГИС). Подобный подход позволит визуализироватьразнородную информацию о ходе проведения работи обеспечить «прозрачность» связей между пред-ставляемыми данными и показателями выполненияработ; первичный контроль непротиворечивостиданных; одинаковое понимание информации всемиучастниками экспедиции.

Существующие решенияВ «Стратегии развития Арктической зоны Россий-

ской Федерации и обеспечения национальной без-опасности на период до 2020 года» обозначены целиформирования единого информационного простран-ства в Арктической зоне Российской Федерации.

Т.Э. Мамедов, О.А. Вербицкая, к.ф.-м.н. (ООО «Арктический научный центр»), Д.С. Стражников (ООО ИК «СИБИНТЕК»),

П.А. Тарасов, к.ф.-м.н., В.А. Павлов, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 681.518:550.83 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: геоинформационные системы (ГИС), лед, метеорология, полевые работыKey words: GIS, ice, metocean survey




В силу значительной протяженности арктическойзоны в сочетании с низкой плотностью населения иинфраструктурных объектов большое значениеприобретает пространственное распределение ин-формации: данные о состоянии окружающей среды,здоровье населения [1] и хозяйственной деятельно-сти компаний в регионе.

В настоящее время существует несколько инфор-мационных систем и программно-аппаратных ре-шений для сбора и предоставления информации огидрометеорологической и ледовой обстановках, втом числе на арктическом шельфе РФ.

Единая система информации об обстановке в Ми-ровом океане (ЕСИМО) предназначена для сбора инакопления архивных данных метеостанций, уро-венных постов, результатов анализа термохалиннойструктуры воды в мировом океане с целью выпол-нения долгосрочного анализа и расчета режимныххарактеристик. К части ресурсов ЕСИМО предо-ставляется интерфейс доступа, дорабатываемый подконкретные задачи [2].

Для оперативного гидрометеорологического обес-печения (ГМО) мореплавания и деятельности ВМФв Северном Ледовитом океане и замерзающихморях Российской Федерации создана автоматизи-рованная ледово-информационная система дляАрктики «Север». В данной системе интегрируютсяобработанные снимки искусственных спутниковземли (ИСЗ), ледовые карты, прогнозы гидрометео-рологических и ледовых условий. Для приема ипредставления фактических и прогнозных ледовыхкарт в районе работ системе требуется установка ав-томатизированных рабочих мест (АРМ), совмещен-ных с приемной станцией связи насудне [3, 4].

В зависимости от специфики задачдля планирования отдельных типо-вых работ на шельфе на базе ГИС раз-рабатываются специализированныепрограммные комплексы, например,программный комплекс для подго-товки программы и бюджета морскойсейсморазведки SurvOPTTM [5].

К 2020-2025 гг. планируется созда-ние системы освещения обстановки вАрктике, включающей гражданский ивоенный сегменты [6]. При этом пла-нируются формирование единого ин-формационного пространства, мони-торинг всех видов обстановки воз-душной, надводной, подводной, сухо-путной [6]. В Норвегии с 2012 г. функ-

ционирует информационный портал BarentsWatch,аккумулирующий и предоставляющий информа-цию, поступающую от 27 государственных органи-заций по Северному и Норвежскому морям, а такжечасти акватории Баренцева моря [7].

Для геоинформационной поддержки специ-альных научных экспедиций применяется комби-нированный подход с интеграцией на отдельномресурсе картографических слоев, поступающих отсторонних сервисов (ИСЗ, ГМО и др.), и сведений,отражающих специфику проводимых работ споследующим предоставлением доступа пользова-телям через веб-интерфейс [8]. Для отработки про-цессов сбора, интеграции и предоставления инфор-мации были разработаны и апробированы элемен-ты прототипа информационной системы (далееСистемы), осуществляющей сбор, предваритель-ную обработку, интеграцию и визуализацию ин-формации о ходе работ.

Сбор информацииНа рис. 1 приведены общая архитектура Системы и

схема сбора информации. До проведения экспедициив нее загружаются план работ, распорядительные до-кументы, информация об инфраструктурных эле-ментах, разнообразные картографические материа-лы, данные предыдущих работ. В автоматическом ре-жиме поступают срочные сводки АМС, данные ра-диомаяков, установленных на айсбергах, ледяныхполях и ледниках, а также различная информация ссудна, ледовые карты и снимки ИСЗ свободного до-ступа. В режиме регулярных отчетов в Систему загру-жаются данные попутных наблюдений, сведения об

Рис. 1. Архитектура Системы и потоки данных

объемах работ, спутниковые снимки и ледовые картырайона работ. Периодически поступает детальная ин-формация о различных видах и объемах выполняе-мых работ (например, о профилактике АМС, сейсмо-станций), уточняющие документы и фотоматериалы.

Информация, интегрируемая в Системе, поступа-ет в разных форматах из различных источников. Дляанализа она увязывается на уровне карты. При этомчасть информации, включая данные сторонних си-стем (снимки ИСЗ видимого и радиолокационногодиапазонов, фактическая и прогностическая гидро-метеорологическая информация, ледовые карты идр.), подготавливается и загружается в Систему, дру-гая часть – собирается и отображается в режиме ре-ального времени, при необходимости также накап-ливается в Системе. Загрузка информации осу-ществляется следующим образом:

– радиомаяки: информация о дрейфах айсбергов,ледяных полей, перемещении меченых животныхсобирается через интерфейс сервиса, предоставляе-мого спутниковой системой ARGOS,отображается в режиме реальноговремени и сохраняется в Системе;

– данные наблюдений метеостанцийпоступают автоматически в видесрочных телеграмм, отображаются врежиме реального времени и сохра-няются в Системе;

– суточные отчеты о проведенииработ и результаты наблюдений заморскими млекопитающими посту-пают от судна в Систему на регуляр-ной основе;

– гидрометеорологическая инфор-мация, карты ледовой обстановки иснимки ИСЗ поступают в Систему помере заказа/получения или подготов-ки соответствующих материалов;

– треки полетов вертолетов, фото-графии событий и другая сопут-ствующая информация ежесуточнопередаются по мере выполненияработ и содержат информацию о при-вязке по времени и координатам.

Обработка, хранение и предоставление информации

Поступающие данные обрабаты-ваются с целью дальнейшей визуали-зации в прототипе Системы. Дляслоев, загруженных в Систему, до-ступны метаданные: описание, значе-

ния параметров, условные обозначения. Например,для маршрутов полетов вертолетов доступны опи-сание, временная информация, высота трека надуровнем моря, результаты попутных наблюдений помаршруту.

Общий интерфейс прототипа Системы представленна рис. 2. В левом окне по тематикам сгруппированыдоступные информационные слои, отображаемые восновном окне. В правом окне приводятся материалыо ходе работ, включая ежедневно выполняемые объе-мы, дневник событий, оперативную метеорологиче-скую и другую информацию. Там же доступны основ-ные распорядительные и отчетные документы экспе-диции, фотоматериалы. Для удобства просмотра ин-формация группируется по времени и тематике.

На рис. 3 приведен фрагмент карты работ экспеди-ции «Кара-зима 2015» вблизи АМС на м. Опасныйо. Северный архипелага Новая Земля с типичнымислоями данных, поступающих в Систему. На картевидны маршрут движения судна, расположение ле-



Рис. 2. Интерфейс прототипа Системы

Рис. 3. Фрагмент карты работ

довых станций, треки полетов вертолетов, дрейфаледяных полей и айсбергов по данным установлен-ных радиомаяков, показаны результаты наблюденийза морскими млекопитающими и белыми медведя-ми, а также плановые маршруты радиолокационнойсъемки ледников.

ЗаключениеИспытание рассмотренного прототипа Системы в

процессе сопровождения работ экспедиции «Кара-зима 2015» показало следующие его преимущества:

– наглядное представление хода экспедиции, поз-воляющее заказчику оперативно интерпретироватьи корректировать программу выполняемых работ;

– возможность доступа к Системе через веб-ин-терфейс с любого рабочего места, подключенного ксети Интернет, без использования специальногопрограммного обеспечения.

При таком подходе существенная часть информа-ции загружается в Систему и проходит проверку входе выполнения работ до подготовки отчета по за-вершению экспедиции и обработки результатов (дан-ные логистики, основная часть попутных наблюде-ний, результаты расстановки и треки радиомаяков,данные АМС). При этом расширяются возможностиоперативной корректировки хода выполняемыхработ, уменьшается вероятность возникновенияошибок, снижаются трудозатраты, повышаются ка-чество и ценность получаемой информации.

Представленный подход может быть использовандля информационного обеспечения и контроля раз-личных видов экспедиционной деятельности в неф-тегазовом секторе: все виды работ на шельфе (вклю-чая сейсморазведку, изыскания, обеспечение буре-ния), строительство и функционирование распреде-ленных и удаленных от инфраструктуры объектов,работа полевых партий и др.

Данный прототип с существенно расширеннымфункционалом должен войти в состав геоинформа-ционной системы ООО «Арктический научныйцентр».


1. Седова А.П. Способы повышения качества медицинского обес-печения населения арктических регионов на основе интеллекту-альных геоинформационных систем: Дисс. канд. географическихнаук. – Санкт-Петербург, 2012. – 149 с.

2. Технологии комплексного информационного обеспеченияморской деятельности в Российской Федерации ресурсамиЕСИМО. Методические рекомендации по подготовке специфи-каций комплексного информационного обеспечения морскойдеятельности в Российской Федерации ресурсами ЕСИМО. – Об-нинск, 2009. – 52 с.

3. Адаптируемый комплекс мониторинга и прогнозирования со-стояния атмосферы и гидросферы/ Е.У. Миронов, И.М. Ашик,С.В. Бресткин, В.Г. Смирнов // Проблемы Арктики и Антаркти-ки. – 2009. – №3(83). – С. 88-96,

4. Лобастов В.М. Электронная картографическая система «dKartNavigator». – Владивосток: МГУ им. адм. Г.И. Невельского, 2004. –80 с.

5. URL: http://www.survopt.com

6. URL: http://ria.ru/defense_safety/20150807/1169094511.html

7. URL: https://www.barentswatch.no/en/

8. URL: http://geoportal.narfu.ru/api/index.html

References1. Sedova A.P., Sposoby povysheniya kachestva meditsinskogo obespeche-niya naseleniya arkticheskikh regionov na osnove intellektual’nykh geo-informatsionnykh sistem (Ways to improve the quality of medical ma-intenance of the population of Arctic regions on the basis of intelli-gent geographic information systems): thesis of candidate of geograp-hical science, St. Peterburg, 2012.

2. Tekhnologii kompleksnogo informatsionnogo obespecheniya morskoydeyatel’nosti v Rossiyskoy Federatsii resursami ESIMO. Metodicheskie re-komendatsii po podgotovke spetsifikatsiy kompleksnogo informatsionno-go obespecheniya morskoy deyatel’nosti v Rossiyskoy Federatsii resursamiESIMO (Technologies of comprehensive information support of ma-ritime activity in the Russian Federation using Unified state system forinformation on World Ocean (ESIMO) resources. Guidelines for thepreparation of the specifications of complex information support ofmaritime activity in the Russian Federation using ESIMO resources),Obninsk, 2009, 52 p.

3. Mironov E.U., Ashik I.M., Brestkin S.V., Smirnov V.G., ProblemyArktiki i Antarktiki, 2009, no. 3(83), pp. 88-96,

4. Lobastov V.M., Elektronnaya kartograficheskaya sistema “dKart Navi-gator” (Electronic Chart System «dKart Navigator»), Vladivostok: Publ.of The Admiral Nevelskoy Maritime State University, 2004. – 80 s.

5. URL: http://www.survopt.com

6. URL: http://ria.ru/defense_safety/20150807/1169094511.html

7. URL: https://www.barentswatch.no/en/

8. URL: http://geoportal.narfu.ru/api/index.html





Арктические смазочные материалыи технологии их получения

ВведениеСтратегия развития арктической зоны РФ, приня-

тая в феврале 2013 г., предусматривает в первую оче-редь развитие единой арктической транспортной си-стемы и инфраструктуры: железнодорожной сети варктической зоне; сети автомобильных дорог; эффек-тивной системы авиационного обслуживания аркти-ческих районов, в том числе малой авиации; созданиетранспортно-логистических узлов обеспечения ма-гистральных и международных перевозок на базеаэропортов федерального значения.

В прогнозируемый период арктическая зона РФстанет местом опытных испытаний и внедренияновых видов транспорта и механизмов (строитель-но-дорожная техника, экскаваторы, бульдозеры, тру-боукладчики), летательных аппаратов, судов на воз-душной подушке. Это в свою очередь потребует ис-пользования новых материалов, в том числе смазоч-ных материалов различного назначения для экс-плуатации машин и техники в суровых природно-климатических условиях с диапазоном температурот -60 до 40 °С.

Целью настоящего исследования является анализсостояния производства смазочных материалов дляэкстремально низких температур в России и мире.

Назначение и области применения низкозастывающих (арктических) смазочных материалов

Несмотря на различия в условиях работы машин имеханизмов, ко всем смазочным материалам предъ-являются общие требования. Любое смазочноемасло должно иметь достаточную вязкость, обес-печивающую надежную эксплуатацию пар трения, ихорошие смазывающие свойства для уменьшения

скорости изнашивания трущихся деталей. Все сма-зочные материалы должны предохранять поверхно-сти от коррозии и обладать стабильностью к окисле-нию и старению, стойкостью к пенообразованию ибыть инертными к материалам уплотнений. Разно-образие механизмов обусловливает большой ассор-тимент смазочных материалов, различающихся потипам и назначению.

По назначению масла делятся на моторные, гид-равлические, трансмиссионные и др.

Моторные маслаМоторные масла применяют для смазывания двига-

телей внутреннего сгорания. В зависимости от назначе-ния их подразделяют на масла для дизельных, бензино-вых двигателей и универсальные моторные, которыеподходят для работы в двигателях обоих типов.

Все современные моторные масла состоят из базо-вых масел и присадок, улучшающих их свойства.Важнейшим условием обеспечения высокой надеж-ности двигателей является соответствие конструк-ции двигателя, условий его эксплуатации и свойствмасла. Современные моторные масла должны обла-дать следующими свойствами:

– высокой моющей, диспергирующей и стабили-зирующей способностью;

– высокой термической и термоокислительнойстабильностью;

– достаточными противоизносными характери-стиками;

– пологой вязкостно-температурной кривой;– высокой стабильностью при транспортировке и

хранении;– малой летучестью, низким расходом на угар

(экологичностью).

С.В. Заглядова, к.т.н., Т.Н. Шабалина, д.т.н., М.В. Китова, к.т.н., И.А. Маслов, к.х.н., Е.В. Кашин (ООО «РН-ЦИР»)

УДК 663.76 Коллектив авторов, 2015

Ключевые слова: низкозастывающие смазочные материалы, гидравлические, моторные, трансмиссионные масла, пластичныесмазки, изодепарафинизация, гидрогенизационные процессыKey words: low pour point lubricating oils, hydraulic oils, engine oil, transmission gear oil, hydrocatalytic processes, hydroisomerization

Адреса для связи: [email protected], [email protected], [email protected]



Технические характеристики низкозастываю-щих сортов моторных масел зарубежных и отече-ственных производителей представлены в табл. 1.Необходимо отметить, что в России не произво-дят моторные масла с температурой застыванияниже -50 °С.

Трансмиссионные маслаТрансмиссионные масла предназначены для приме-

нения в узлах трения агрегатов трансмиссий легковыхи грузовых автомобилей, автобусов, тракторов, тепло-возов, дорожно-строительных и других машин, атакже в различных зубчатых редукторах и червячныхпередачах промышленного оборудования.

В основном трансмиссионные масла имеют мине-ральную (нефтяную) основу. Однако в последнеевремя появляется все больше масел на синтетическойи полусинтетической основах. Считается, что мине-ральные базовые масла во многом превосходят синте-тические, так как обладают лучшей смазывающейспособностью. В то же время синтетические масламогут обеспечить более длительный интервал междузаменами масла. В основу трансмиссионных маселвводят различные присадки для придания им функ-циональных и специфических свойств (противоза-дирных, загущающих, противокоррозионных и др.)

Для обеспечения работоспособности механизмовтрансмиссионные масла должны выполнять следую-щие функции:

– предотвращать износ поверхностей трения засчет образования стойкой масляной пленки;

– снижать потери на трение в зубчатых зацепле-ниях;

– отводить тепло от поверхностей трения; – удалять продукты износа из зон трения; – защищать детали от коррозии; – снижать ударные нагрузки на шестерни, вибрации

и шум, уплотняя зазоры между поверхностями трения.К трансмиссионным маслам предъявляют самые

разнообразные, порой даже противоречивые экс-плуатационные требования. Масла должны обла-дать высокой вязкостью при рабочих температурах,но не становиться слишком густыми при низкихтемпературах окружающей среды, чтобы не препят-ствовать свободному вращению деталей механизма.К жидкостям, работающим в автоматических ко-робках передач, предъявляются более жесткие тре-бования к вязкости, антифрикционным, противо-износным и антиокислительным свойствам, чем кмаслам, применяемым в других агрегатах.

Ассортимент низкозастывающих трансмиссион-ных масел и их характеристики представлены в

Таблица 1

Температура, °С

Вязкость, мм2/c, при температуре, °С Производитель, марка

застывания вспышки

40 100

Индекс вязкости

(ИВ)

Плотность при

15°С, г/cм3

Общее щелочное

число, мгКОН/г

Динамическая вязкость, мПа с

Зарубежные производители

ВР, BP VISCO -66 236 73,6 12,9 177 - 10,9 -

ВР, BP VANELLUS -53 236 70,8-81 12,5 160 - 15 -

МOBIL, MOBIL 1 -54 236 84 14,9 180 0,857 - -

CASTROL, CASTROL FORMULA -60 - 72 12,5 172 0,842 10,1 5 800 (-35 °С)

CASTROL, CASTROL ELIXION -57 212 68 11,8 171 0,864 17,5 5 850 (-35 °C)

CASTROL, CASTROL ENDURON -51 238 81 13,1 162 0,864 18,9 <6 600(-30 °C)

Gulf, GULFPRIDE SLV -57 >220 52,6 11,7 175 - 11 5 400 (-35 ºC)

Neste Oils, NESTE CITY PRO -53 215 82 14,1 177 - - -

SHELL, SHELL HELIX ULTRA -51 221 78,5 13,6 - 0,851 - -

Total ELF, ELF EXCELLIUM <-48 >200 - 12,9 166 - 11 3 200(-30 °C)

Total ELF, TOTAL QUARTZ -50 227 63 11,6 172 0,849 - -

Total ELF, TOTAL RUBIA -53 220 69,9 12 158 0,860 - -

TEXACO, URSA PREMIUM -48 230 74,7 12 157 - 15,2 6 100(-30 °C)

Отечественные производители

ООО «Газпромнефть –Смазочные Материалы»,

G-Energy -46 229 76 13,1 171 0,850

ООО «Газпромнефть –Смазочные материалы

ООО «ТНК смазочные

», Sibi Motor

-44 221 14,2 0,857 (20 °С) 9,1 5 950 (-30 °С)

ТНК Magnum -45 215 13,10 164 0,854 7,8 6 000 (-30 °С)

TНK Revolux -45 217 14,96 169 0,8668 10,72 6 300 (-30 °С)

ЛУКОЙЛ Авангард

-46 227

10,7 152 0,872 7,9 4 050 (-25 °С)

температуре

материалы»,ООО «ТНК смазочные

материалы»,

ООО «ЛЛК-Интернешнл»

моторных масел

табл. 2. В России практически не вырабатываютсянизкозастывающие трансмиссионные масла с тем-пературой застывания ниже -50 °С.

Гидравлические маслаГидравлические масла предназначены для переда-

чи механической энергии от ее источника к местуиспользования с изменением значения или направ-ления приложенной силы. Они применяются в гид-ротормозных и амортизаторных устройствах раз-личных машин, гидроприводах, гидропередачах ициркуляционных масляных системах различныхагрегатов, машин и механизмов. Физико-химиче-ские и эксплуатационные свойства гидравлическихмасел улучшают введением в их состав присадок.

Вязкость гидравлического масла является однимиз важнейших эксплуатационных показателей. Вяз-кость зависит от температуры кипения маслянойфракции, молекулярной массы, химического соста-ва, строения углеводородов.

Гидроприводы постоянно совершенствуются имодернизируются, что ужесточает требования к гид-равлическим жидкостям, которые должны обладатьследующими характеристиками:

– высоким индексом вязкости; – термической и химической стабильностью;

– гидролитической стабильностью; – хорошей фильтруемостью;– деаэрирующими и деэмульгирующими свой-

ствами; – возможностью защиты элементов гидросистемы

от износа. Ассортимент и технические характеристики низ-

козастывающих сортов гидравлических смазочныхматериалов основных зарубежных и отечественныхпроизводителей представлены в табл. 3.

Сложные климатические условия предъявляютдополнительные требования к вязкостно-темпера-турным свойствам масел указанных групп. Смазоч-ные материалы для районов с холодным климатомдолжны обладать не только требуемой температу-рой застывания (ниже -50 °С), но и достаточной вяз-костью при отрицательных температурах.

В результате анализа ассортимента и техническиххарактеристик низкозастывающих сортов зарубеж-ных и российских смазочных материалов былиопределены технические требования, предъявляе-мые к их основным группам в условиях экстремаль-но низких температур (табл. 4).

Производители не выделяют арктические смазоч-ные материалы в отдельную группу, поэтому прианализе рынка низкозастывающих масел приходит-



Таблица 2


Вязкость, мм2/c, при температуре, °С Производитель, марка

застывания вспышки 40 100

ИВ Плотность при

15°С, г/cм3

Динамическая вязкость, мПа с


BP, BP ENERGEAR -54 202 102 15,1 156 868 -

BP, BP AUTRAN -51 202 33,5 7,2 187 860 -

MOBIL GEARLUBE -55 221 101-177 15-25 168 0,86 -

MOBILUBE 1 SHC -54 202 102 15,1 156 0,87 -

CASTROL TRANSMAX -60 228 38 7,5 169 0,836 -

CASTROL AMX -54 208 38 7,4 176 0,864 -

CASTROL TAF -53 222 76 14,3 201 0,864 -

CASTROL SYNTRANS, SMX -60 228 66 11,6 174 0,855 -

NESTE OIL, NESTE HYPOIDI -51 200 120 19,7 181 - 70000(-40 °C)

NESTE GEAR S -54 230 83 14,5 181 - 28500 (-40 °C)

NESTE ATF <-51 200 36 7,7 190 - 20000 (-40 °C)

SHELLSHELL, DONAX -48 210 50,9 8,53 - 861 -

TOTAL ELF, ELF TRANSELF -51 - 110 16,1 159 867 -

TOTAL ELF, ELF ELFMATIC -51 - 36 7,2 179 867 -

TOTAL ELF, TOTAL LHM PLUS -62 - 18 6,3 335 <=1200 -


ООО «Газпромнефть–Смазочные Материалы», G-Box

-45 210 28,9-35,1 5,9-7,4 156-176

0,848-0,872

Газпромнефть МГТ -60 231 37,2 7,1 156 0,845

ООО «ТНК смазочные материалы», Trans Gipoid Super

-45 212 16,04 170 0,882 (20 °С) 130000 (-40 °С)

Trans KP Super -44 210

14,76 150 0,880 (20 °С) 110000 (-40 °С)

ATF -46 202

7,4 167 0,868 (20 °С) >130000 (-40 °С)

ОАО «НК «Роснефть», Роснефть Kinetic -42 181 18,15 160 0,888 (20 °С)

MOBIL,

MOBIL,

CASTROL,

CASTROL,

CASTROL,

CASTROL,

NESTE OIL,

NESTE OIL,

ООО «Газпромнефть–Смазочные Материалы»,

ООО «ТНК смазочные материалы»,

ООО «ТНК смазочные материалы»,

температуретрансмиссионных масел

ся выделять эти материалы из общего числа смазоч-ных материалов, руководствуясь диапазоном рабо-чих температур.

Анализ производства и потребления арктических смазочных материалов

В 2012 г. в мире было произведено 41 тыс. т арктиче-ских смазочных материалов [1], из них в России – чутьбольше 20 %. При этом потребление арктическихмасел в РФ составляет более 40 % общего мировогообъема потребления смазочных материалов для рай-онов с холодным климатом. Таким образом, объемроссийского рынка можно оценить примерно в17 тыс. т/год, из которых на собственное производ-ство приходится 56 %. Низкозастывающие масла,пригодные для использования в районах с холоднымклиматом, производят как крупные, так и малые ком-пании. Все производители широко используют ком-поненты и присадки зарубежного производства.

В России три крупные компании выпускают низ-козастывающие смазочные материалы: ООО «ЛЛК-Интернешнл», ОАО «НК «Роснефть» и ООО «Газ-пром нефть». Ежегодный объем производства до-чернего общества ОАО «ЛУКОЙЛ» превышает

6 тыс. т, около 2,5 тыс. и 1 тыс. т приходятся соответ-ственно на ОАО «НК «Роснефть» и ООО «Газпромнефть» (рис. 1).

Российскими компаниями было произведенооколо 4 150 т моторного масла (42 % общего объемапроизводства), 4500 т (45 %) – гидравлического,1100 т (11 %) – трансмиссионного масла и 168 т(2 %) – пластичных смазок для районов с холоднымклиматом.



Таблица 3


Вязкость, мм /c, при температуре, °С Производитель, марка



15°С, г/cм3


BP, BP BARTRAN HV -51 160 15 3,8 152 0,874

МOBIL, MOBIL ATF SHC -51 210 33 7,4 200 0,839

СHEVRON, CHEVRON RYKON -54 150 15,8 4 159 0,885

NESTE OIL, NESTE HYDRAULI SUPER -57 341 20 7,2 114 -

NESTE OIL, NESTE HYDRAULI -53 148 18 4,2 180 -

NESTE OIL, NESTE MULTIHYDRAULI -54 189 22 5,3 160 -

SHELL LHM-S -50 103 16,5 6,1 0,822

TOTAL, TOTAL EQUIVISXV -50 144 30,6 8,6 280 -


ООО «Газпромнефть – Смазочные Материалы», Sibi Motor ВМГЗ

-46 182 11 (50 °С) - - 0,853 (20 °С)

ООО «Газпромнефть – Смазочные Материалы», Газпромнефть МГТ

-60 231 37,2 7,1 156 0,845

ООО «ТНК смазочные материалы», ТНК Гидравлик Зима

-51 179 18,2 - 166 0,859

ООО «ТНК смазочные материалы», ТНК Гидравлик Арктик

-63 127 38,2 - 353 0,892

ООО «ЛЛК-Интернешнл», Лукойл Гейзер ЛТ -(40- 54) 170 210 15,5-90,5 - 130-160

-

ООО «ЛЛК-Интернешнл», Лукойл ВМГЗ -68 135 10,5 (50 °С) 276 -

-


SHELL,

гидравлических масел

Таблица 4 Температура,

°С Вязкость, мм2/c, при

температуре, °С Тип масла Область применения



15°С, г/cм3

Общее щелочное число, мгКОН/г

Моторные В двигателях внутреннего

сгорания ≤ -50 200-230 20-90 5 -16 160-180 0,843-0,860 9,7-13,0

Трансмиссионные В червячных, зубчатых

передачах и др. ≤ -50 180-220 33-80 7-14 160-200 0,850-0,868 -

Гидравлические В гидравлических

системах ≤ -50 135-200 10-22 - 130-160 0,854-0,863 -


Рис. 1. Структура отечественного рынка арктиче-ских масел

Основными мировыми производителями аркти-ческих смазочных материалов и пластичных смазокявляются Exxon Mobil, Shell, Total, BP [1] (табл. 5).

Импорт арктических масел в Россию в 2012 г. соста-вил 7018 т, из них 2994 т (43 %) пришлось на компа-нию Exxon Mobil, на компании BP, Shell Lubricants,Svenska Statoil, Total Lubrifiants – соответственно1992 (28 %), 771 (11 %), 272 (4 %) и 186 т (3 %). Объемпоставок прочих производителей составил 800 т, или11 %. При этом на моторные, гидравлические и транс-миссионные масла приходится соответственно 55,1;43,7 и 1,2 % импорта. Общее распределение россий-ского рынка арктических смазочных материалов вразрезе зарубежных и отечественных производителейпредставлено на рис. 2.

Таким образом, в настоящее время общий объемпотребления арктических масел составляет около16-17 тыс. т/г, а при положительной динамике, об-условленной расширением минерально-сырьевойбазы в пределах континентального шельфа и при-брежной зоне Российской Арктики, может достиг-нуть к 2020 г. 35-40 тыс. т/год. При этом производ-ство низкозастывающих основ может составитьоколо 25-28 тыс. т/год.

В связи с этим перед российским производителямии потребителями низкозастывающих смазочных ма-териалов стоит комплексная задача стратегическогозначения, требующая частичного, а затем полного за-мещения импортных компонентов в составе выпус-каемых низкозастывающих смазочных материалов;разработки отечественных конкурентоспособных

смазочных материалов для эксплуатации машин итехники в арктических условиях; испытания и разре-шения использования низкозастывающих смазоч-ных материалов у производителей техники.

Технологии производства арктических смазочных материалов

Определяющим показателем при разработке сма-зочных материалов для экстремальных природныхусловий (температуры от -60 °С) независимо от ихтипа и назначения являются вязкостно-температур-ные свойства: низкие температура застывания ивязкость при отрицательных температурах, обес-печивающие пуск двигателя на холоде.

Вязкостно-температурные свойства базовыхмасел (основ) определяет содержание нормальныхпарафинов, а также нафтеновых и ароматическихуглеводородов с неразветвленными длинноцепочеч-ными алкильными заместителями. Для снижениятемпературы застывания и улучшения низкотемпе-ратурных свойств необходимо уменьшить содержа-ние этих компонентов в масляном сырье до макси-мально возможного уровня [2].

Особенности технологии получения основнизкозастывающих масел

Для достижения температуры застывания -60 °С иниже, обеспечения минимальной вязкости при от-рицательных температурах требуется применениетехнологий, эффективность которых зависит от ка-чества перерабатываемого нефтяного сырья. Поэто-му технология получения низкозастывающих маселдолжна включать следующие стадии:

– выделение фракции требуемого состава методомректификации под вакуумом;

– очистку от асфальтосмолистых, сернистых, аро-матических соединений;

– удаление парафиновых углеводородов;– доочистку депарафинизированных низкозасты-

вающих основ от примесей.В промышленности для удаления из арктических

масел углеводородов с высокой температурой за-стывания используют депарафинизацию селектив-ными растворителями, каталитическую депарафи-низацию, гидроизомеризацию или изодепарафи-низацию.

Низкотемпературная депарафинизацияПри низкотемпературной депарафинизации уда-

ление твердых углеродов (длинноцепных парафиновнормального строения) из масляного сырья про-исходит под действием низких температур и разно-



Таблица 5

Объем производства арктических смазочных масел, тыс. т Компания

моторного гидравлического трансмиссионного Итого

SHELL 2500 1800 300 4600

EXXON 6500 5000 900 12400

BP 3000 4300 400 7700

TOTAL 1700 1200 150 3050

Прочие 1500 1400 100 3000

Итого 15200 13700 1850 30750

Рис. 2. Структура мирового рынка арктических масел

сти растворимости углеводородов различной струк-туры в растворителях. На практике для сольвентнойдепарафинизации применяют либо смеси полярныхи неполярных растворителей (метилэтилкетон:толу-ол, ацетон:толуол), взятых в различных массовыхсоотношениях (от 30 до 60 % кетона и от 70 до 40 %толуола), либо бифункциональные растворители,совмещающие функции полярных и неполярныхрастворителей, такие как метилизобутилкетон илиметилизопропилкетон.

Кратность содержания растворителя по отноше-нию к сырью зависит от вязкости депарафинируе-мого рафината: с повышением вязкости масляныхфракций расход растворителя увеличивается. Обыч-но эта кратность составляет (2-3):1 для дистиллят-ного сырья и (3,0-4,5):1 для остаточного сырья.

От количества взятого растворителя зависят такиепоказатели, как скорость отделения жидкой части оттвердой, выход депарафинированного масла, темпе-ратура застывания целевого продукта и содержаниемасла в гаче или петролатуме. Обычно выход депа-рафинированного масла составляет от 55 до 80 % взависимости от температуры застывания получае-мого масла.

Низкотемпературная депарафинизация с исполь-зованием селективных растворителей имеет следую-щие преимущества:

– позволяет получать нефтяные парафины, спросна которые неуклонно растет;

– гач, получаемый в результате процесса депара-финизации, является сырьем для производства вы-сокоиндексных масел III группы по API;

– ряд масел специального назначения, получаемыхтрадиционным способом, по качеству превосходятмасла, вырабатываемые гидрокаталитической депа-рафинизацией.

Данный процесс обладает рядом существенныхнедостатков [2]:

– высокие энергетические затраты, обусловленныенеобходимостью регенерации большого количестварастворителя;

– высокие эксплуатационные затраты на созданиехолода;

– ограниченность использования сырья различно-го состава, низкое качество получаемых масел.

Каталитическая депарафинизацияВ последние годы получила развитие гидрокатали-

тическая депарафинизация. Этот процесс представ-ляет собой селективный гидрокрекинг парафино-вых и слаборазветвленных углеводородов, имеющихвысокую температуру застывания.

Каталитическая депарафинизация в отличие от низ-котемпературной является экономичным, экологиче-ски безопасным и гибким процессом. В ходе ее про-исходит превращение н-парафинов в низкокипящиеуглеводороды с меньшей молекулярной массой.

Компания British Petroleum в 1972 г. разработаласпособ получения низкозастывающих основ в атмо-сфере водорода на платиносодержащем катализато-ре, нанесенном на морденит. Однако данный про-цесс не получил широкого промышленного внедре-ния ввиду ограничения по применению только длялегкого масляного сырья [3].

Широкое распространение процесса каталитиче-ской депарафинизации при переработке нефтяногосырья различной вязкости стало возможным толькопосле появления цеолитсодержащих катализаторов,разработанных компанией Mobile Oil Corporation(Mobile Lube Dewaxing – MLDW), отличающихся вы-сокой селективностью по отношению к нормаль-ным парафинам [4]. Практически одновременно сMobile Oil Corporation аналогичный процесс разра-ботала компания Chevron.

При каталитической депарафинизации осуществ-ляется двухстадийная переработка масляногосырья. На первой стадии – каталитической депара-финизации на цеолитсодержащих катализаторах –снижается температура застывания за счет селек-тивного крекинга нормальных парафинов. На вто-рой стадии – гидрофинишинга – уменьшается со-держание в целевом продукте азот– и серосодержа-щих соединений, а также происходит частичное гид-рирование ненасыщенных углеводородов, что спо-собствует улучшению индекса вязкости, цвета и ста-бильности целевого продукта.

Первоначально отечественные производители ка-тализаторов для этого процесса применяли молеку-лярные сита. Аналогичный отечественный процесскаталитической депарафинизации разработанОАО «ВНИИ НП» с использованием полифункцио-нальных металлцеолитных катализаторов: СГК-1, 2,3, 5; БФК-18, БФК-30.

Основными недостатками процесса каталитиче-ской депарафинизации являются невысокий выходдепарафинированного масла, что обусловлено се-лективным крекингом нормальных парафинов долегких углеводородов, не входящих в состав целево-го продукта, а также снижение индекса вязкости де-парафинированных продуктов на 7-8 единиц, чтопотребовало дальнейшего совершенствования ката-литических систем и привело к созданию процессаизодепарафинизации.



Гидроизомеризация и изодепарафинизацияРеакции изомеризации в присутствии водорода

на бифункциональных катализаторах называютгидроизомеризацией. К бифункциональным ката-лизаторам относят катализаторы с функцией гид-рирования-дегидрирования. Механизм реакцийгидроизомеризации н-алканов в общем виде пред-ставлен на рис. 3.

Процессы изодепарафинизации (Isodewaxing(компания Chevron) [5] и Mobil Selective Dewaxing(компании MSDW, Mobil) [6]), основанные на се-лективной изомеризации длинноцепочечных пара-финовых углеводородов нормального строения,приводят к изменению свойств целевого продуктаза счет изменения структуры компонентов при од-новременном сохранении этих компонентов в мас-ляном сырье и, как следствие, увеличению выходадепарафинированного масла.

В данных процессах используются платиносодер-жащие катализаторы, нанесенные на цеолиты спе-цифической структуры. Как и в случае с каталитиче-ской депарафинизацией, получение низкозастываю-щих масел при гидроизомеризации осуществляетсяв две стадии: гидроизомеризации (улучшение низ-котемпературных показателей за счетизменения структуры длинноцепо-чечных парафинов) и гидрофини-шинга (улучшение цвета, стабильно-сти, ИВ за счет гидрирования ненасы-щенных углеводородов).

Процессы Isodewaxing (компанияChevron) и MSDW (компания Exxon-Mobil) были разработаны для получе-ния высококачественных базовыхмасел из нефтяного сырья и близки поаппаратурному оформлению. Процес-сы осуществляются при температуре300-430 (370-398) °С, избыточном дав-лении водорода 2-10 МПа, объемнойскорости по сырью 0,5-2 ч-1, кратно-сти циркуляции водородсодержащегогаза 1500-1800 м3/м3 сырья.

Основным компонентом катализа-торов гидрогенизационных процес-сов являются кристаллические алю-мосиликаты – цеолиты семействаZSM (процессы компании ExxonMo-bil) и кремнийалюмофосфаты SAPO(процессы компании Chevron), в ка-честве активного компонента исполь-зуются металлы VI и VIII групп (в томчисле благородные металлы). Выбор

носителей обусловлен наличием в их структуре мно-гочисленных сильных кислотных центров, на разви-той и доступной поверхности которых возможновысокодисперсное распределение металлов, а такжемолекулярно-ситовыми свойствами.

Научные публикации, касающиеся химии и ката-лиза на цеолитах [7], а также многочисленные патен-ты [8 – 12], свидетельствующие об эффективностикатализаторов на основе цеолитов и металлов VI иVIII групп в реакциях изомеризации и селективногогидрокрекинга, способствовали широкому разви-тию процесса изодепарафинизации. На рис. 4 пред-ставлена принципиальная технологическая схемапроцесса Isodewaxing.

Процесс изодепарафинизации позволяет значи-тельно улучшить низкотемпературные свойствапродукта путем изомеризации н-парафинов, при-сутствующих в сырье. Процесс гидрофинишинганеобходим для снижения содержания остаточныхароматических и олефиновых углеводородов, атакже для улучшения цвета и стабильности продук-та. Кроме того, увеличение доли изопарафинов в по-лучаемом продукте улучшает такие показателимасла, как летучесть, окислительная стабильность



Рис. 3. Классический бифункциональный механизм гидроизомериза-ции н-алканов

Рис. 4. Схема процесса Isodewaxing (компания Chevron)

и др. Важнейшей характеристикой сырья являетсясодержание серы и азота, так как в катализаторывходят благородные металлы.

Использование процесса изодепарафинизациипозволяет увеличить выход и получить масла с болеевысокими индексами вязкости, чем в процессах ка-талитической депарафинизации Базовые масла, по-лучаемые изодепарафинизацией, отличаются улуч-шенными вязкостными свойствами при низкойтемпературе. Это обусловлено уникальными свой-ствами используемого катализатора, который селек-тивно отделяет линейные парафины от разветвлен-ных, а не удаляет все парафиновые углеводороды свысокой температурой плавления.

ЗаключениеУтвержденная в 2013 г. «Стратегия развития арк-

тической зоны Российской Федерации и обеспече-ния национальной безопасности до 2020 года» пред-полагает освоение шельфа и новых месторожденийнефти, газа и других природных ископаемых в рай-онах с холодным климатом. В связи с тем, что значи-тельное количество техники предполагается экс-плуатировать в широком диапазоне температур (от-60 до 40 °С), разработка отечественной технологиипроизводства арктических смазочных материаловявляется актуальной задачей.

К числу важнейших технических характеристиксмазочных материалов для работы в условиях хо-лодного климата относятся кинематическая и дина-мическая вязкость при положительных и отрица-тельных температурах, температура застывания итемпература вспышки, индекс вязкости. Для про-изводства смазочных материалов, отвечающих этимтребованиям, необходимо использовать сочетаниеразличных гидрокаталитических процессов, такихкак гидрокрекинг, гидрооблагораживание, гидро-очистка, гидроизомеризация, каталитическая депа-рафинизация и др.


1. Маркетинговое исследование рынка смазочных материаловдля Крайнего Севера и Арктики в России и мире. – Megaresearch,июль 2013. – С. 45.

2. Lynch T.R. Process chemistry of lubricant base stocks. – Canada,Mississauga: CRC Press, 2008. – 369 p.

3. Пат. США №3668113, 06.06.1972.

4. Пат. США №4229282, 21.10.1980.

5. Wilson M.W., Mueller T.A., Kraft G.W. Commercialization of Isode-waxing-A New Technology for Dewaxing to Manufacture High Quali-ty Lube Base Stocks // FL-94-112, NPRA, November 1994.

6. Catalytic hydroprocessing a good alternative to solvent processing/T.E. Helton, T.F. Degnan, D.N. Mazzone [et al.] //Oil and Gas Journal.-1998. – №29.– P. 58-67 р.

7. Химия цеолитов и катализ на цеолитах./ Пер. с английского подред. Х.М. Миначева. – М.: Мир, 1980. – 422 с.

8. Радченко Е.Д., Нефедов Б.К., Алиев Р.Р. Промышленные катали-заторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. – М.:Химия, 1987. – 223 с.

9. Пат. США №4642176, 10.02.87

10. Пат. США №4975177, 04.12.90.

11. Пат. США №4986894, 22.01.91.

12. Пат. США №56433440, 01.07.97.

References1. Marketingovoe issledovanie rynka smazochnykh materialov dlya Kray-nego Severa i Arktiki v Rossii i mire (Market research of lubricants forthe Far North and Arctic regions in Russia and abroad), Megaresearch,July 2013, p. 45.

2. Lynch T.R., Process chemistry of lubricant base stocks, Canada, Missis-sauga: CRC Press, 2008, 369 p.

3. US Patent no. 3668113, 06.06.1972.

4. US Patent no. 4229282, 21.10.1980.

5. Wilson M.W., Mueller T.A., Kraft G.W., Commercialization of isode-waxing-a new technology for dewaxing to manufacture high quality lubebase stocks, FL-94-112, NPRA, November 1994.

6. Helton T.E., Degnan T.F., Mazzone D.N. et al., Catalytic hydroproces-sing a good alternative to solvent processing, Oil and Gas Journal, 1998,no. 29, pp. 58-67 r.

7. Khimiya tseolitov i kataliz na tseolitakh (Chemistry of Zeolites andCatalysis on zeolites): Tr. to Russ. by Academician Minchaev Kh.M.,Moscow, Mir Publ., 1980, 442 p.

8. Radchenko E.D., Nefedov B.K., Aliev R.R., Promyshlennye kataliza-tory gidrogenizatsionnykh protsessov neftepererabotki (Commercial ca-talysts of hydrogenation processes in oil refining), Moscow: KhimiyaPubl., 1987, 223 p.

9. US Patent no. 4642176, 10.02.87.

10. US Patent no. 4975177, 04.12.90.

11. US Patent no. 4986894, 22.01.91.

12. US Patent no. 56433440, 01.07.97.





Перспективы производства белых масел с использованиемгидрокаталитических процессов

ВведениеВедущие отечественные нефтеперерабатывающие

компании проводят широкомасштабную модерниза-цию своих производственных мощностей, котораяпредусматривает строительство и ввод в эксплуатациюустановок гидрокрекинга. На них, кроме высококаче-ственных топлив, будет вырабатываться значительноеколичество остатка, представляющего собой достаточ-но квалифицированное сырье для получения масел.

Ввод в эксплуатацию новых мощностей открываетширокие возможности не только для улучшения каче-ства базовых масел, но и создания на их основе техно-логий получения наиболее дефицитных, не вырабаты-ваемых в России, а закупаемых у зарубежных про-изводителей масел.

К числу таких продуктов относятся белые масла,представляющие собой прозрачные глубокоочищен-ные дистиллятные фракции углеводородов с оченьмалым или полным отсутствием токсических поли-циклических ароматических соединений, тяжелых ме-таллов, серо- и азотсодержащих соединений. Белыемасла обладают повышенной стабильностью и ис-ключительной химической инертностью, поэтомуприменяются в областях, где возможно соприкосно-вение масла с пищей или кожей человека и чистота ис-пользуемых продуктов имеет большое значение.

Области применения белых маселАнализ технических требований, предъявляемых к

белым маслам, показал, что они делятся на два класса:технические; медицинские и пищевые.

Технические белые масла используются:– в производстве пластмасс и эластомеров в каче-

стве пластификаторов и мягчителей;

– для смазки пресс-форм;– в качестве носителя катализаторных комплексов;– как диспергатор красителей и пигментов;– в текстильной промышленности – в качестве ави-

важных жидкостей при производстве синтетическихволокон [1].

Медицинские и пищевые масла применяются:– в косметической промышленности в составе кре-

мов, паст, лаков для волос, лосьонов, мыл;– в медицине и фармацевтике при изготовлении ле-

карственных препаратов;– в пищевой промышленности для смазывания ме-

ханизмов, машин и форм для производства продук-тов и упаковки;

– в сельском хозяйстве для ветеринарных препара-тов; при приготовлении кормов и кормовых добавок;в качестве растворителя или диспергатора; в виде ос-новного компонента масляного адъюванта для приго-товления эмульсионных вакцин против ящура, сапа,сибирской язвы.

Технические требования, предъявляемые к белым маслам

Технические требования к белым маслам различногоназначения регламентируются государственными фар-макопеями и директивами, представленными ниже.

1. Государственная фармакопея РФ.2. U.S. Pharmacopeia (USP) – фармакопея и нацио-

нальный формуляр США.3. U.S.Food and Drug Administration (US FDA) –

Управление по санитарному надзору за качеством пи-щевых продуктов и медикаментов США.

4. U.S. Department of Agriculture (USDA) – требова-ния Министерства сельского хозяйства США.

С.В. Заглядова, к.т.н., Т.Н. Шабалина, д.т.н., М.В. Китова, к.т.н., И.А. Маслов, к.х.н., И.В. Пиголева (ООО «РН-ЦИР»)


Ключевые слова: белые масла, минеральные масла, деароматизация, глубокое гидрирование, гидрокаталитические процессыKey words: white oils, mineral oils, dearomatization, deep hydrogenation, hydrocatalytic processes




5. European Pharmacopoeia – Европейская фарма-копея.

6. EU Directive – директивы Евросоюза.7. Deutschen Arzneibuch (DAB) – фармакопея Герма-

нии.8. UK The Mineral Hydrocarbon in Food Regulations

(UK MHFR) – Великобритания.9. International Nomenclature of Cosmetic Ingredients

(INCI) – Международная номенклатура косметиче-ских ингредиентов.

Основным показателем чистоты белых масел вовсех государственных фармакопеях является отсут-ствие коксующих соединений, к которым относятсяполициклические ароматические углеводороды, оле-фины и ароматические соединения азота и серы.

Углеводородный состав является немаловажной ха-рактеристикой белых масел. Желательными компо-нентами белых масел являются нафтеновые углеводо-роды, их массовое содержание может превышать70 %. Парафиновые углеводороды присутствуют ввиде нормального и изо-строения, причем их содер-жание варьируется в зависимости от области приме-нения белых масел. Особое внимание уделяется содер-жанию ароматических углеводородов ввиду их высо-

кой токсичности. Для технических белых масел содер-жание ароматических углеводородов не должно пре-вышать 7 %, для медицинских – 0,1 %. К некоторымтипам масел предъявляют более жесткие требованияк содержанию ароматических углеводородов [2]. По-этому при исследовании возможности получениябелых масел из нефтяного сырья необходимо рас-сматривать процессы, обеспечивающие получениеглубоко деароматизированных продуктов.

Уровень чистоты и область применения белыхмасел определяются такими аналитическими метода-ми, как УФ-поглощение (ASTM D 2269), косвенно от-ражающее содержание полициклических ароматиче-ских углеводородов, и испытание на коксующие со-единения (ASTM D 565). Другим важнейшим показа-телем качества белых масел является цвет, определяе-мый на колориметре Сейболта (ASTM D 156). Для тех-нических белых масел этот показатель должен бытьболее +20; для медицинских – не менее +30 (практиче-ски бесцветный продукт).

Требования к белым маслам также определяютсяобластями применения и назначением. Основные по-казатели качества белых масел различного назначенияпредставлены в табл. 1.

Таблица 1

Белое масло

Показатели Стандарт

Рабочие жидкости

для обработки металлов

Масляный адъювант

космети-ческое

медицин- ское

Растворитель инициатора

полимериза- ции

Кинематическая вязкость, примм2/с, температуре, °С:

20 ГОСТ 33/ ASTM D 445 < 3,0-7,5

6,0-8,5 11,0-22,0 - - -

50 ГОСТ 33/ ASTM D 445 - - 16,5 -23,0 26,0-38,5 10,0-13,5

Температура застывания, °С, не выше

ГОСТ 20287/ ASTM D 97 -20 ÷-10 -15 - 0 -8 -8 -40

Температура вспышки, °С, не ниже:

закрытый тигль

ГОСТ 6356/ ASTM D 93 - - - 185 155

открытый тигль ГОСТ 4333/ ASTM D 92 80-120 110-120 180 - -

Цвет, ед. прибора ЦНТ, не более ГОСТ 20284 ≤ 1,0 - - - Не нормируется

Цвет, ед. прибора КНС, не более

ГОСТ 2667/ ASTM D 156 - - 6 6 Не нормируется

Массовая доля ароматических углеводородов, %, не более

ГОСТ 27808 5,5 0,5- 2,0 0 0 ≤ 1,0

Кислотное число, мг КОН/г жидкости, не более

ГОСТ 5985/ ASTM D664 0,03-0,05 ≤ 0,1 0,01 - 0,01

Массовое содержание сернистых соединений, %, не более

ГОСТ 3164; ГОСТ 13380/ ASTM D 4294

0,001-0,03 0,0002-0,001 0,04 Отсутствуют Отсутствуют

Рынок белых маселМировой рынок белых масел представлен в основ-

ном такими крупными производителями, как ExxonMobil, Chevron, Shell, Agip, Texaco, Total, Statoil, Han-sen&Rosental Group, Seojin Chemical, Sonneborn. Миро-вой объем производства белых масел составляетоколо 600000 т/год, на долю отечественного производ-ства приходится не более 1,5 %. Российские произво-дители – это малые предприятия, выпускающие белыемасла по устаревшим технологиям и небольшим ас-сортиментом.

Российский рынок белых масел отличается от миро-вого по областям применения. Так, если мировойрынок делится между химической, медицинской и пи-щевой промышленностью, то потребление белыхмасел в России сосредоточено в косметической про-мышленности, что обусловлено импортной ориента-цией многих отраслей российской экономики за по-следние 20 лет.

Распределение рынка белых масел, т(%), по обла-стям применения в мире следующее.

Добавки к пластмассам, эластомерам..................................................240 000(40)Медицина, фармацевтика, косметология................................................180 000(30)Производство продуктов питания ...........................................................72 000(12)Смазка узлов и механизмов........................60 000(10)Волокна, текстиль............................................48 000(8)Распределение рынка белых масел, т(%), по обла-

стям применения в России представлено ниже.Сырье для производства косметической продукции.........................8 523,0(46)Медицина.......................................................2 957,2(16)Нефтехимия, обработка поверхностей и др. ......................................3 199,1(17)Добавки к пластмассам и эластомерам .................................................1 407,0(8)

Пищевая промышленность ......................1 792,3(10)Прочее 710,2(3)Несмотря на то, что отечественный рынок про-

изводства и потребления белых масел, как было от-мечено выше, составляет небольшую часть мирового,рост объемов их потребления, наблюдаемый в послед-ние годы, должен отразиться и на увеличении про-изводства данного вида продукции. За последние двагода в стране наблюдается ежегодный рост объемовпроизводства белых масел на 5–8 % (см. рисунок, а)при росте потребления ежегодно на 10–15 % (см. ри-сунок, б). Прогнозируемый объем потребления белыхмасел в России к 2020 г. может составить около35–36 тыс. т, что обусловлено ростом числа иннова-ционных проектов в области создания новых про-изводств в нефтехимической промышленности, син-тезе и переработке полимеров, резинотехнике, шин-ной и пищевой промышленности. При низкой инно-вационной активности отечественных производите-лей растущая потребность в белых маслах будет обес-печена импортными поставками [3].

Технологии получения белых маселАнализ современного состояния производства

белых масел в России и за рубежом показал, что рос-сийские производители используют устаревшийметод кислотно-контактной очистки, включающийследующие стадии: кислотную очистку сульфиди-рующим агентом; экстракцию сульфокислот вод-ным раствором этилового спирта; контактнуюочистку масла отбеливающей глиной; фильтрацию[1,2]. Данный метод требует продолжительного вре-мени – от 10 до 15 сут в зависимости от числа стадийкислотной очистки и качества получаемого масла. Кнедостаткам технологии относятся низкий выходцелевого продукта, длительность процесса, большоеколичество экологически опасных отходов, значи-тельные расходы на их утилизацию, зависимость от



Динамика объемов производства (а) и потребления (б) белых масел в России с прогнозом до 2020 г.

химического состава сырья. Из 8 тыс. т/год выраба-тываемых белых масел только 3–4 тыс. т соответ-ствуют требованиям ГОСТ 3164-78 или специфика-циям фармакопеи РФ[3].

Основные зарубежные технологии производствабелых масел включают набор гидрокаталитическихпроцессов, таких как гидрокрекинг, гидроочистка,гидродоочистка (гидрофинишинг), гидрирование, ка-талитическая депарафинизация, изодепарафиниза-ция, число которых варьируется в зависимости от ка-чества сырья и требований к продукту. Преимуще-ство получения белых масел с использованием наборагидрокаталитических процессов обусловлено высо-ким выходом целевого продукта, отсутствием эколо-гически опасных отходов, высоким качеством конеч-ного продукта, гибкостью процесса.

Выбор оптимального варианта сочетания гидрока-талитических процессов определяется главным обра-зом качеством исходного сырья и требованием к ос-новному продукту, поэтому такая технология получе-ния белых масел может состоять из двух и болеепоследовательных гидрокаталитических процессов.

Анализ патентной литературы показал многообра-зие вариантов получения белых масел с использова-нием гидрокаталитических процессов, выбор кото-рых зависит прежде всего от сырья и технологическихвозможностей предприятия. В патенте компании At-lantic Richfield Company [4] приводится двухстадий-ная схема гидрирования нефтяных дистиллятов сцелью получения белых масел. На первой стадии ис-пользуется сероустойчивый катализатор гидрирова-ния, в состав которого входят носитель, металл под-группы VIB (Cr, Co, W) с массовым содержанием10–30 % и один металл подгруппы железа (Fe,Co,Ni) смассовым содержанием 4–10 % в сульфидной или ок-сидной форме. Условия проведения первой стадиигидрирования: температура 315–430 °С; давление10–34 МПа; объемная скорость подачи сырья 0,25–1 ч-1; соотношение водород и сырье180:890 м3/м3. В состав катализатора второй стадиигидрирования входят носитель (оксид алюминия) ипалладий с массовым содержанием 0,1–3 %. Условияпроведения второй стадии гидрирования: температу-ра 450–650 °С; давление 10–34 МПа; объемная ско-рость подачи сырья 0,25–1 ч-1; соотношение водород исырье 270:900 м3/м3. Выход продукта гидрированиясоставляет более 90 %. Преимуществом данного про-цесса является высокая селективность за счет исполь-зования высокоактивного катализатора второй ста-дии. В качестве сырья могут использоваться нефтя-ные дистилляты вязкостью от 7 до 1400 мм2/с притемпературе 40 °С.

Компанией Atlantic Richfield Company также разра-ботан четырехстадийный гидрокаталитический спо-соб получения белых масел высокого качества дляпищевой промышленности из нефтяных дистилля-тов с высоким выходом целевого продукта [5]. Спо-соб включает стадию гидрокрекинга в присутствиикатализатора, содержащего металл группы VIII (под-группы железа), металл группы VIB и носитель(оксид алюминия, оксид бора, оксид кремния), притемпературе 385–440 °С, давлении 17–20 МПа, объ-емной скорости подачи сырья 0,3–1 ч-1, соотноше-нии водород и сырье 350:530 м3/м3. Продукт гидро-крекинга поступает на две последовательные стадиигидрирования в присутствии сероустойчивого ката-лизатора, содержащего металл группы VIII (под-группы железа), металл группы VIB и носитель(оксид алюминия), при температуре 280–340 °С(300–370 °С), давлении 14–20 МПа, объемной скоро-сти подачи сырья 0,2–1,5 ч-1 (0,2–0,8 ч-1), соотноше-нии водород и сырье 360:530 м3/м3 (180:450 м3/м3).Третья стадия гидрирования полученного продуктаосуществляется в присутствии селективного катали-затора, содержащего благородный металл группы VIII,при температуре 260–300 °С, давлении 14–20 МПа,объемной скорости подачи сырья 0,1–0,6 ч-1, соотно-шении водород и сырье 180:450 м3/м3. Главным недо-статком данной технологии являются многостадий-ность и продолжительность процесса.

Трехстадийный гидрокаталитический процесс про-изводства белых масел без использования предвари-тельной стадии экстракции растворителями и очи-стки кислотами приводится в патенте [6]. Первая ста-дия гидрирования выполняется для снижения массо-вого содержания ароматических углеводородов всырье до 7–10 % в присутствии никель-молибденово-го катализатора при температуре 340–370 °С и парци-альном давлении водорода 10–12 МПа. Вторая стадиягидрирования позволяет снизить массовое содержа-ние ароматических углеводородов до 1 % за счет про-ведения процесса в присутствии никель-молибдено-вого катализатора при температуре 320–370 °С и пар-циальном давлении водорода 18–20 МПа. Третья ста-дия проводится в присутствии платинового катализа-тора и в самых жестких условиях (парциальное давле-ние водорода составляет 17–20 МПа, температураравна 230–290 °С) с получением на выходе белыхмасел, пригодных для пищевой промышленности.

В патенте компании Exxon Mobil [7] представлентрехстадийный способ получения высококачествен-ных белых масел для пищевой промышленности изнефтяных дистиллятов. Первая стадия заключается впроведении гидроочистки рафината селективной



очистки в присутствии сероустойчивого катализатораи водородсодержащего газа с получением на выходебазовых масел высокого качества. На второй стадиипри температуре 40–500 °С, давлении 0,7–20 МПа c ис-пользованием катализатора гидрирования/десульфи-рования получают продукты с низким содержаниемароматических углеводородов и практически безсеры. Катализатор стадии гидрирования содержит ме-талл группы VIII (платину, палладий), промотирован-ный металлом (Re, Cu, Ag, Au, Sn, Mn), и неорганиче-ский носитель (цеолиты, оксиды алюминия, кремния,магния, бора). На третьей стадии продукт подвергает-ся гидрированию в присутствии никелевого катализа-тора с получением на выходе белых пищевых масел.

Компанией Chevron Inc. запатентован способ полу-чения белых масел для технических и медицинскихнужд из высокопарафинистого сырья с использовани-ем высокоактивных катализаторов гидроизодепара-финизации [8]. Способ получения технических белыхмасел включает стадию гидроизодепарафинизациипарафинистого сырья, выкипающего при температуревыше 490 °С и содержащего н-парафиновые углеводо-роды в массовом количестве более 40 %, с использова-нием селективного и высокоактивного катализатора, всостав которого входят молекулярные сита, гидрирую-щий компонент (благородный металл) и оксидный но-ситель. Массовый выход полученных белых масел, вы-кипающих при температуре 343 °С и выше, составляетболее 25 %. Полученные белые масла имеют темпера-туру застывания ниже 0 °С и цвет по Сейболту +20 иболее. Производство медицинских белых масел, кроместадии гидроизодепарафинизации и фракционирова-ния, включает стадию гидрофинишинга. Полученныебелые масла имеют кинематическую вязкость1,5–36 мм2/с при температуре 100 °С. Массовое содер-жание нафтенов не менее 18 %, температура застыва-ния ниже 0 °С, цвет по Сейболту +30.

В патенте [9] приводится способ приготовлениябелых масел медицинского назначения. Технологиявключает стадию гидроочистки углеводородногосырья с целью снижения содержания ароматическихуглеводородов, серо- и азотсодержащих соединений.Катализатор стадии гидроочистки включает металлыгруппы VI, VIII, IX или X в сульфидной форме и не-органический оксидный носитель (оксид алюминия,оксид кремния, их смеси). Процесс гидроочистки про-водится при температуре 149–538 °С, давлении0,446–34,58 МПа и объемной скорости подачи сырья0,1–10 ч-1. После фракционирования продукт направ-ляется на вторую стадию гидроочистки при тех же па-раметрах процесса. По одному из вариантов гидро-очищенный продукт может подвергаться гидрокре-

кингу на катализаторах, включающих металл группыVI или VIII-X в сульфидной или оксидной форме и но-ситель на основе оксидов алюминия, кремния, маг-ния, циркония и других металлов или их смеси. Про-цесс гидрокрекинга проводится при температуре204–510 °С, давлении 0,79–34,58 МПа, объемной ско-рости подачи сырья 0,1–10 ч-1. Далее продукт подвер-гается изодепарафинизации с применением катали-затора, содержащего цеолит типа ZSM-23, ZSM-35,ZSM-48, ZSM-57 или алюмофосфаты (SAPO-11,SAPO-41). Процесс каталитической изодепарафини-зации проводится при температуре 250–350 °С, давле-нии 0,79–20,79 МПа, объемной скорости подачисырья 0,1–10 ч-1. Изодепарафинизат подвергается гид-родоочистке/гидрофинишингу в две ступени на ката-лизаторах, в состав которых входят металлы группыVIII и носитель MCM-41 (группы M41S). Условия про-ведения процесса гидродоочистки/гидрофинишинга:температура 180–280 °С; 1,34–17,24 МПа; объемнаяскорость подачи сырья 0,5–1,5 ч-1. Продуктом первойстадии гидродоочистки/гидрофинишинга являютсябелые масла технического назначения, а продуктамивторой стадии – медицинского.

Способ получения нафтеновых технологическихмасел, используемых в качестве пластификатора илиразбавителя полимеров, а также в качестве исходногоматериала для технических или медицинских белыхмасел описан в патенте [10]. Способ заключается в гид-рировании технологического масла с массовым содер-жанием полициклических ароматических соединенийне менее 3 % и с масовым содержанием в нафтеновыхуглеводородах атомов углерода CN не более 25 % в при-сутствии водорода с применением катализатора, в со-став которого могут входить Ni, Co, Mo, Cr, V, Ni-Co, Cr-V, оксид металла, сульфид металла или их смеси, притемпературе от 200 до 400 °C и давлении от 8 до 25 МПа.Средняя продолжительность гидрирования составляет6 – 60 мин. Получаемое нафтеновое технологическоемасло содержит нафтеновые углеводороды в количе-стве от 30 до 60 % и имеет анилиновую точку от 30 до115 °C (DIN ISO 2977).

Условия проведения различных стадий гидрирова-ния, а также компонентный состав катализаторовкаждой стадии представлены в табл. 2.

Белые масла имеют высокую промышленную цен-ность, однако технологии их получения достаточно до-рогостоящие, так как включают несколько стадий с ис-пользованием катализаторов на основе благородныхметаллов. Таким образом, в гидрокаталитических тех-нологиях получения белых масел ключевую роль иг-рают современные высокоэффективные катализаторыи/или каталитические системы, способные снизить за-



траты за счет оптимизации числа стадий процесса итехнологических параметров.

ЗаключениеРешение проблемы импортозамещения белых

масел в России возможно только при создании со-временного гидрокаталитического производства,которое позволит вырабатывать высококачествен-ные белые масла, конкурентоспособные с масламизарубежных производителей. При этом для сокра-щения затрат на создание гидрокаталитическогопроизводства белых масел целесообразно пред-усмотреть его размещение со вновь строящимисяили модернизируемыми производствами базовыхмасел, на которых внедряются современные гидро-каталитические процессы.


1. Самедова Ф.И. Технология получения белых масел из азербай-джанских нефтей. – Баку: Элм, 1996. - 124 с.2. Потанина В.А., Марчева Е.Н., Богданов Ш.К. Качество и техноло-гия производства белых масел//ЦНИИ информации-технико-эко-номических исследований нефтеперерабатывающей и нефтехими-ческой промышленности (тематический обзор. Переработканефти). – 1981. – С. 42.3. Маркетинговое исследование рынка белых масел в России имире//Megaresearch. – 2013. – С. 30.4. Pat. US 4251347. White mineral oil made by two stage hydrogenation;assignee: Atlantic Richfield Company, Philadelphia, Pa; field 15.08.79;date of patent: 17.2.81.5. Pat. US 4325804. Process for producing lubricating oils and white oils;assignee: Atlantic Richfield Company, Philadelphia, Pa; date of patent:20.04.82.6. Pat. EP 0 447 092 A1. Method of producing food grade quality white mi-neral oil; assignee: Atlantic Richfield Company; date of patent: 18.09.91.7. Pat. US 6187176 B1. Process for the production of medicinal white oil;assignee: Exxon Research and Engineering Company; date of patent:13.02.2001.8. Pat. US 7214307 B2. White oil from waxy feed using highly selective

and active wax hydroisomerization catalyst; assignee: Chevron U.S.A.Inc; date of patent: 08.05.2007.9. Pat. US 2009/0166251 A1. All catalytic medicinal white oil production:assignee: Exxon Mobil Research & Engineering Company. – Date ofpatent: 02.07.09.10. Пат. RU 2 473 668 C2. Способ получения нафтеновых технологи-ческих масел путем гидрирования: Клаус Далеке КГ (DE); опубл.27.01.13.

References1. Samedova F.I.,. Tekhnologiya polucheniya belykh masel iz azerbaydzhan-skikh neftey (Technology for producing the white oils from Azerbaijanoils), Baku: Elm Publ., 1996, 124 p.2. Potanina V.A., Marcheva E.N., Bogdanov Sh.K., Kachestvo itekhnologiya proizvodstva belykh masel (The quality and technology ofproduction of white oils), Thematic review “Pererabotka nefti” (Oil re-fining), Publ. of TsNII informatsii-tekhniko-ekonomicheskikh issle-dovaniy neftepererabatyvayushchey i neftekhimicheskoy promyshlen-nosti, 1981, 42 p.3. Marketingovoe issledovanie rynka belykh masel v Rossii i mire (Market re-search of white oils in Russia and abroad), Megaresearch, July, 2013, no. 2,P. 30.4. Patent no. 4251347 US, White mineral oil made by two stage hydrogena-tion, assignee: Atlantic Richfield Company, Philadelphia, Pa; field15.08.1979; date of patent: 17.2.1981.5. Patent no. 4325804 US, Process for producing lubricating oils and whiteoils, assignee: Atlantic Richfield Company, Philadelphia, Pa; date ofpatent: 20.04.1982.6. Patent no. EP 0 447 092 A1, Method of producing food grade qualitywhite mineral oil, assignee: Atlantic Richfield Company; date of patent:18.09.1991.7. Patent no. 6187176 US B1, Process for the production of medicinal whiteoil, assignee: Exxon Research and Engineering Company; date of patent:13.02.2001.8. Patent no. 7214307 US B2,White oil from waxy feed using highly selec-tive and active wax hydroisomerization catalyst, assignee: Chevron U.S.A.Inc; date of patent: 08.05.2007.9. Pat. US 2009/0166251 A1, All catalytic medicinal white oil production:assignee: Exxon Mobil Research & Engineering Company; date of patent:02.07.2009.9. Patent no. 2473668 RU C2, Method of producing naphthenic process oilby hydrogenation, Inventor: KhANSEN Nil's.


НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕТаблица 2

Процесс Активные элементы, промоторы Носитель Температура, °С Давление, МПа

Гидроочистка/ гидрокрекинг

Металлы групп VI, VIII, IX или Х (Co, Mo, Ni, W, Ru) /

Металлы группы VIII (подгруппы Fe),

Металлы группы VIВ

Оксиды алюминия, кремния и их смеси

150-540/ 250-441

0,4-35/ 3-21

Гидрирование

Pt, Pd, Ir (могут содержать щелочные металлы Na, R, Li /

Металлы группы VIВ (Cr, Co, W), металлы группы VIII

(подгруппы Fe)

Цеолиты, оксиды алюминия, кремния, магния, бора

125-400/ 316-427

0,3-21/ 10-34

Гидроизомеризация Металлы группы VIII (Pt, Pd)

Цеолиты (ZSM-5, 12, 22, 23, 35, 48, 57, феррьерит,

EU-1, NU-87) алюмофосфаты (SAPO-11, 41)

200-475 0,1-21

Глубокое гидрирование

Металлы группы VIII (Pt. Pd), группы VIII

(подгруппы Fe), металлы группы VIB

Оксиды алюминия, кремния, бора

175-650 7-34



Влияние условий синтеза Фишера – Тропша в присутствии катализатора РН-ЦИР-270 на основные показатели процесса и состав синтетических углеводородов

ВведениеСинтез Фишера – Тропша является актуальным

процессом переработки разнообразного углеродсо-держащего сырья с целью получения углеводород-ных продуктов [1, 2]. Катализатор, используемый впроцессе Фишера-Тропша, оказывает определяю-щее влияние на групповой и фракционный соста-вы получаемых синтетических углеводородов. Длятранспортирования жидкие углеводороды болееудобны, чем твердые. По классической технологиижидкие углеводороды образуются при вторичной

переработке получаемых в процессе синтеза твер-дых парафинов [3]. С экономической точки зренияболее выгодно получать жидкие углеводороды водну стадию. В лаборатории газохимии ООО «РН-ЦИР» разработан бифункциональный катализаторРН-ЦИР-270 [4] (рис. 1), позволяющий получать изСО и Н2 синтетические жидкие углеводороды(СЖУ) с высокой производительностью – более100 кг/(м3⋅ч). В состав этого катализатора входитбазовый катализатор Фишера – Тропша, на актив-ных центрах которого образуются длинноцепочеч-

Д.А. Григорьев, к.т.н., О.Н. Протасов, А.В. Сандин, М.Н. Михайлов, к.х.н. (ООО «РН-ЦИР»)


Ключевые слова: синтез Фишера – Тропша, соотношение Н2/СО, катализатор РН-ЦИР-270, синтетические углеводородыKey words: Fischer-Tropsch synthesis, H2/CO ratio, RN-CYR-270 catalyst, synthetic hydrocarbons


Риc. 1. Структура (а) и фото (б) катализатора РН-ЦИР-270



ные алканы, и цеолит, на кислотных центрах кото-рого происходят их гидрокрекинг и изомеризация[4]. Для повышения стабильности и активностицеолитного компонента в его катионные позициибыли введены ионы железа Fe3+ [5].

Определение зависимостей состава СЖУ, получен-ных в присутствии катализатора РН-ЦИР-270, отдавления в реакторе р и соотношения Н2/СО в син-тез-газе позволит регулировать состав синтетиче-ской нефти, обеспечивая возможность ее переработ-ки в компоненты моторных топлив и продуктынефтехимии.

Экспериментальная частьОбразцы катализатора РН-ЦИР-270 были приго-

товлены в соответствии с патентом [4].Для проведения каталитических экспериментов гра-

нулы катализаторов измельчали до фракции0,1–0,2 мм. Перед синтезом катализаторы восстанав-ливали в токе водорода (объемная скорость – 3000 ч-1)при температуре 400 °С в течение 1 ч.

Синтез жидких углеводородов из СО и Н2 прово-дили на микрокаталитической установке (рис. 2) вприсутствии восстановленных катализаторов (за-грузка 2,5 см3) в проточном трубчатом реакторе Рдиаметром 1/2¢¢, снабженном карманом для термо-пары. Для нагрева реактора использовали электри-ческую печь, смонтированную непосредственно нанем. Управление нагревом осуществлялось прибо-ром «Термодат». Водород (при предварительномвосстановлении катализатора) или синтез-газ(с мольным соотношением СО:Н2 = 1:2) из соответ-ствующих баллонов через редукторы Рд2 (для водо-рода) и Рд1 (для синтез-газа), вентили В2 (для водо-рода) и В1 (для синтез-газа) подавали в реактор собъемной скоростью 1000 ч-1. Скорость расхода газазадавали четырехканальным регулятором расходагазов Bronkhorst Ф. Жидкие продукты синтеза скап-ливались в конденсаторе К. Непрореагировавшиегазы и газообразные продукты реакции (углеводо-роды С1–С4) через вентили В5 и редукторы давленияв реакторе Рд3 отправляли на сброс, откуда в ходесинтеза отбирали газовые пробы для хроматографи-ческого анализа. Эффективность работы катализа-тора в синтезе углеводородов оценивали по выходужидкого углеводородного продукта и селективностив отношении образования углеводородов С5+. Дав-ление синтеза варьировали от 0,5 до 3,0 МПа приН2/СО = 2. Соотношение Н2/СО в синтез-газе изме-няли от 0,98 до 2,02.

Исходную смесь и газообразные продукты синтезаанализировали методом газоадсорбционной хрома-тографии; детектором являлся катарометр, газом-носителем – гелий. Колонки: первая – молекулярныесита CaA (3 м × 3 мм), вторая – HayeSep. Первую ко-лонку применяли для анализа CO и N2 (изотермиче-ский режим, 80 °С), вторую – для анализа СО2, СН4 иуглеводородов С2–С4 (температурно-программиро-ванный режим, 80–200 °С, 8 °С/мин). Состав жидкихпродуктов синтеза определяли методом газовойхроматографии, детектор – пламенно-ионизацион-ный, газ-носитель – гелий. Для анализа использова-ли капиллярную колонку (50 м) с неподвижнойфазой DB-Petro 0,5 (температурно-программиро-ванный режим, 50–250 °С, 3 °С/мин).

Рис. 2. Принципиальная схема установки для проведе-ния синтеза углеводородов из СО и Н2: вентили: В1 –подачи синтез-газа в реактор; В2 – подачиводорода в реактор; В3 – байпасной линии; В4 –выходаиз реакторов синтеза Фишера – Тропша; В5 – выхода га-зового потока; В6 – слива жидких продуктов синтеза;Р – реактор синтеза Фишера – Тропша с неподвижнымслоем катализатора; Ф – расходомер подачи газов;К – приемник-сепаратор для жидких продуктов синтеза;редукторы давления: Рд1 –синтез-газа на входе в реак-тор; Рд2 – водорода на входе в установку; Рд3 – в реак-торе синтеза Фишера – Тропша; манометры: М1 –давле-ния синтез-газа в баллоне; М2 – давления водорода всети; М3 – давления синтез-газа на входе в реактор;М4 – давления в реакторе синтеза Фишера – Тропша

Полученные результаты и их обсуждениеВ табл. 1 и на рис. 3 представлены основные пока-

затели синтеза Фишера – Тропша при объемной ско-рости синтез-газа 1000 ч-1, соотношении H2/CO=2,температуре, позволяющей достигать максималь-ной производительности по жидким углеводородам,и давлении 0,5–3 МПа.

Повышение давления процесса от 0,5 до 3 МПапозволяет снизить оптимальную температуру син-теза, при которой достигается максимальный выходуглеводородов С5+, с 255 до 240 °С при достиженииодинаковой степени превращения синтез-газа(73–75 %). Более высокая температура процесса придавлении 0,5–1 МПа способствует протеканию по-бочных реакций водяного газа и гидрирования СОдо метана, что приводит к повышению селективно-сти SСО2

и SCH4. Высокое значение SCH4

= 17 % придавлении 3 МПа связано с увеличением парциально-го давления водорода. Селективность в отношенииобразования жидких углеводородов SС5+ имеет мак-симум (77–79 %) при давлении 1,5–2,5 МПа. Наи-меньшее значение SC5+ = 67 % характерно для давле-ния 0,5 МПа. Увеличение давления от 0,5 до 3 МПаповышает селективность в отношении образованиявысокомолекулярных углеводородов С19+ от 2 до7 %. Селективность SC5-C10

находится в пределах46–48 % при давлении 0,5–2 МПа и снижается до 44и 40 % при давлении соответственно 2,5 и 3 МПа.Селективность в отношении образования дизель-ной фракции составляет 24–29 % при давлении1–3 МПа и минимальна (19 %) при давлении 0,5МПа. В пересчете на фракционный состав СЖУ по-вышение давления от 0,5 до 3 МПа снижает массо-вое содержание бензиновой фракции с 69 до 55 % иувеличивает массовую долю высокомолекулярныхуглеводородов от 3 до 10 %.

Групповой состав СЖУ, полученных в присутствиикатализатора РН-ЦИР-270 (см. табл. 1), характеризу-ется понижением массового содержания олефинов с30 до 21 % и повышением доли н-алканов при возрас-

тании давления от 0,5 до 3 МПа. Содержание изоалка-нов максимально при давлении 0,5 МПа – 32 %, а придавлении 1–3 МПа находится в диапазоне 20–23 %.Массовое содержание олефинов в бензиновой фрак-ции имеет максимум при давлении 1,5 МПа, тогда какпри росте давления от 0,5 до 3 МПа массовое содер-жание н-алканов повышается от 36 до 58 %, а изо-алканов – снижается с 25 до 13 %.

Для катализаторов состава, схожего с составом ка-тализатора РН-ЦИР-270, был предложен механизмкрекинга и изомеризации алканов, который пред-полагает, что каталитические центры крекинга приповышении температуры становятся активными вреакции изомеризации [6]. Это позволяет объ-яснить максимальное содержание изоалканов в со-ставе СЖУ, полученных при давлении 0,5 МПа всвязи с максимальной температурой синтеза(255 °С), характерной для данных условий работыкатализатора.

Результаты экспериментов по исследованию влия-ния соотношения Н2/СО в синтез-газе на составСЖУ, полученных в присутствии катализатора РН-ЦИР-270, представлены на рис. 4 и в табл. 2.



Таблица 1

Массовое содержание, %

олефинов н-алканов изоалканнов олефинов н-алканов изоалканов р, МПа Т, °С КСО, % PC5+, кг/(м3 ч)

в СЖУ в бензиновой фракции

0,5 255 75 98 30 38 32 39 36 25

1,0 250 74 110 28 50 22 40 41 19

1,5 245 73 114 29 48 23 41 41 18

2,0 245 74 117 24 54 22 36 48 16

2,5 245 75 115 23 57 20 33 53 14

3,0 240 75 115 21 59 20 29 58 13

Рис. 3. Зависимость селективности в отношении об-разования углеродсодержащих продуктов из СО иН2 от давления процесса в присутствии катализато-ра РН-ЦИР-270

Примечание. p – давление, Т – температура, КСО – степень превращения синтез-газа, РС5+ – производительность по жидкимуглеводородам.

Повышение соотношения Н2/СО в синтез-газе от0,98 до 2,02 снижает оптимальную температурусинтеза с 290 до 245 °С, селективность в отношенииобразования диоксида углерода с 19 до 2 % и легкихуглеводородов С2–С4 – с 14 до 5 %, а также увеличи-вает селективность в отношении образования жид-ких углеводородов С5+ от 55 до 79 %. Это связанокак с ростом парциального давления водорода, таки с уменьшением оптимальной температуры про-цесса, что снижает вероятность протекания побоч-ной реакции водяного газа и вторичных превраще-ний образовавшихся высокомолекулярных углево-дородов (в первую очередь крекинга). Реакции во-дяного газа также способствует более высокое пар-циальное давление СО при меньшем соотношенииH2/CO. Селективность в отношении образованияметана практически неизменна в диапазоне12–14 %. Максимальная производительность ката-лизатора РН-ЦИР-270 независимо от состава син-тез-газа при объемной скорости 1000 ч-1

Р = 113–122 кг/(м3·ч).Фракционный состав СЖУ, полученных в присут-

ствии катализатора РН-ЦИР-270, характеризуетсяуменьшением массового содержания бензиновойфракции с 72 до 58 %, повышением содержания ди-зельной фракции от 27 до 37 % и высокомолеку-лярной фракции С19+ от 1 до 5 % при увеличениисоотношения Н2/СО от 0,98 до 2,02. С повышениемсоотношения Н2/СО от 0,98 до 2,02 массовое содер-жание олефинов в составе СЖУ и бензиновойфракции уменьшается в связи с ростом парциаль-ного давления водорода, происходят увеличениедоли н-алканов и уменьшение содержания изопа-рафинов.

По результатам проведенных экспериментовустановлено, что превышение температуры 255 °Спозволяет увеличить содержание изопарафинов вгрупповом составе вследствие особенностей меха-низма вторичных превращений на активных цент-рах катализатора РН-ЦИР-270. В процессе синтезапри более высокой температуре происходит рео-кисление металлических кластеров, что повышаетспособность катализатора к изомеризации. При

большем парциальном давлении водорода класте-ры восстанавливаются до исходного состояния(Fe/Co)n

δ+, что снижает изомеризующую способ-ность катализатора.

Эффективное преобразование синтез-газа в жид-кие углеводороды предполагает степень превраще-ния сырья более 70 % в сочетании с высокой селек-тивностью по углеводородам SС5+ > 70 %. Диапазонусловий процесса Фишера – Тропша в присутствиикатализатора РН-ЦИР-270, позволяющих осуществ-лять синтез углеводородов с требуемой производи-тельностью (более 100 кг/(м3·ч) и эффективностьюследующий: давления 1–3 МПа, соотношениеH2/CO = 1,42–2,02, температура 240–260 °С. СЖУ, по-лученные при этих условиях, содержат фракцииС5–С10 массовой долей 55–64 %, фракции С11–С18массовой долей 31–37 %. Групповой состав характе-ризуется содержанием олефинов 21–30 %, н-пара-финов 37–59 %, изопарафинов 20–33 %.

По сравнению с промышленной технологией SMDS(Shell Middle Distillate Synthesis) [7] компании Shell, вкоторой производительность 140 г С5+/(м3·ч) дости-гают при организации рецикла, технология с исполь-зованием катализатора РН-ЦИР-270 позволяет в ши-роком диапазоне условий синтеза обеспечивать более110 кг С5+/(м3·ч) за один проход. Состав синтетиче-ской нефти, получаемой в присутствии катализатора



Рис. 4. Зависимость селективности в отношенииобразования углеродсодержащих продуктов от со-отношения Н2/СО в присутствии катализатора РН-ЦИР-270

Таблица 2

H2/CO Т, °С КСО, %

0,98 290 71 113 39 21 40 50 21 29

1,27 275 70 122 34 31 35 44 29 27

1,42 260 70 118 30 37 33 42 33 25

2,02 245 74 117 24 54 22 36 48 16

Массовое содержание, %

олефинов н-алканов изоалканнов олефинов н-алканов изоалканов PC5+, кг/(м3 ч)

в СЖУ в бензиновой фракции

РН-ЦИР-270, является уникальным, поскольку со-держит высокую долю бензиновой и дизельнойфракций и не требует дополнительных стадий гид-рокрекинга и гидроизомерзации, применяемыхдля получения продуктовых фракций по техноло-гии SMDS.

Выход бензиновой, дизельной и высокомолеку-лярной фракций синтетических углеводородов с1 м3 переработанного синтез-газа в зависимостиот условий синтеза Фишера – Тропша представленв табл. 3.

При повышении соотношения Н2/СО от 0,98 до2,02 и соответствующем понижении температурыоптимального режима синтеза с 290 до 245 °Свыход бензиновой фракции понижается с 80 до68 г/м3 синтез-газа, а дизельной и высокомолеку-лярной фракций повышается соответственно от31 до 43 и от 2 до 7 г/м3 синтез-газа. Зависимостивыхода бензиновой и дизельной фракций от дав-ления имеют максимумы – 70 и 43 г/м3 синтез-газапри давлении соответственно 1–1,5 и 2 МПа. По-вышение давления от 0,5 до 3 МПа увеличиваетвыход высокомолекулярной фракции от 3 до11 г/м3 синтез-газа.

Дизельная фракция синтетической нефти обыч-но имеет высокое цетановое число [8] и после гид-рооблагораживания может быть использована вкачестве компонента дизельного топлива [9]. Бен-зиновая фракция в связи с высоким содержаниемн-парафинов обладает плохими антидетонацион-ными свойствами [10], улучшение которых требу-ет повышения доли изопарафинов. Высокое содер-жание олефинов в синтетической бензиновойфракции [11] позволяет использовать ее в качествесырья в нефтехимических процессах и получатьдополнительное количество дизельной фракции[12] или ценные продукты нефтехимии [13, 14].

Наиболее заметное снижение доли н-парафинови увеличение доли изопарафинов как в составеСЖУ, так и в бензиновой фракции происходит приуменьшении соотношения Н2/СО в сырье. Повы-шение содержания олефинов в составе СЖУ связа-но со снижением парциального давления водородакак в результате уменьшения общего давленияпроцесса, так и соотношения Н2/СО. Содержаниебензиновой фракции возрастает при снижениидавления процесса и содержания водорода в сырье.Содержание дизельной фракции остается практи-чески неизменным (см. табл. 1 и 2).

Таким образом, комбинируя условия синтеза Фи-шера – Тропша (давление процесса, соотношение

H2/CO, температуру), можно регулировать группо-вой и фракционный составы СЖУ, приближая их ктребуемым составам сырья для дальнейшей пере-работки с получением компонентов моторныхтоплив и продуктов нефтехимии.

Выводы1. Применение технологии синтеза Фишера –

Тропша для получения синтетической нефти с вы-соким содержанием бензиновой и дизельной фрак-ций в широком диапазоне условий при реализацииоднопроходного варианта с использованием катали-затора РН-ЦИР-270 более эффективно по сравне-нию с известными мировыми аналогами.

2. Повышение давления процесса от 0,5 до 3 МПапозволяет снизить оптимальную температуру син-теза с 255 до 240 °С, содержание олефинов и бензи-новой фракции в составе СЖУ, увеличить долю вы-сокомолекулярных углеводородов С19+.

3. Повышение соотношения Н2/СО в синтез-газе от0,98 до 2,02 снижает оптимальную температуру синте-за с 290 до 245 °С, содержание бензиновой фракции,олефинов и изопарафинов в составе СЖУ, увеличива-ет селективность в отношении образования жидкихуглеводородов С5+ от 55 до 79 %, долю н-алканов и ди-зельной фракции в их составе.

4. Превышение температуры 255 °С позволяетувеличить содержание изопарафинов в групповомсоставе вследствие особенностей механизма вто-ричных превращений на активных центрах катали-затора РН-ЦИР-270.

5. Определен диапазон условий процесса Фишера –Тропша в присутствии катализатора РН-ЦИР-270,позволяющих осуществлять синтез углеводородов свысокой производительностью и эффективностью:давление 1–3 МПа, соотношение H2/CO = 1,42–2,02,температура 240–260 °С.

6. Проведен краткий анализ направлений перера-ботки фракций СЖУ в зависимости от их группово-



Таблица 3

Выход фракций жидких углеводородов, г/м3 синтез-газа

р, МПа Т, °С H2/CO бензиновой

(С5-С10) дизельной

(С11-С18)

высокомо-лекулярной

(С18+)

2,0 290 0,98 80 31 2

2,0 275 1,27 81 35 5

2,0 260 1,42 75 36 7

0,5 255 2,02 67 28 3

1,0 250 2,02 70 36 4

1,5 245 2,02 70 39 4

2,0 245 2,02 68 43 6

2,5 245 2,02 66 42 7

3,0 240 2,02 64 40 11

го состава и показано, что условия синтеза Фишера –Тропша позволяют регулировать состав углеводоро-дов синтетической нефти, обеспечивая возмож-ность ее переработки в компоненты моторных топ-лив и продукты нефтехимии.


1. Khodakov A.Y., Chu W., Fongarland P. Advances in the developmentof novel cobalt Fischer-Tropsch catalysts for synthesis of long-chainhydrocarbons and clean fuels // Chem. Rev. 2007. –V. 107. –P. 1692–1744.2. Fischer-Tropsch synthesis with Fe-based catalyst focusing on alterna-tive aviation fuel/K. Kumabe, T. Sato, K. Matsumoto [et all.] // Fuel. –2010. – V. 89. – P. 2088–2095.3. Van Wechem V.M.H., Senden M.M.G. Conversion of natural gas totransportation fuels via the Shell Middle Distillate Synthesis Process(SMDS) // Stud. Surf. Sci. Catal. – 1994. –V. 81. – P. 43–71.4. Пат. № 2493913 РФ С1. Способ получения кобальтового катали-затора синтеза жидких углеводородов по методу Фишера – Тропша//О.Н. Протасов, Мамонов Н.А., Григорьев Д.А., Михайлов М.Н., Ал-химов С.А.; заявитель и патентообладатель ООО «Объединенныйцентр исследований и разработок». – №2012136251/04, заявл.24.08.2012, опубл. 27.09.2013. Бюл. №27. – 30 с.5. Bessell S. Investigation of bifunctional zeolite supported cobalt Fisc-her-Tropsch catalysts // Appl. Catal. A. –1995. – V. 126. – P. 235–244.6. Алхимов С.А., Григорьев Д.А., Михайлов М.Н. Разработка гиб-ридных катализаторов для синтеза топливных фракций из син-тез-газа // Катализ в промышленности. – 2013. – № 4. – С 31-41.7. Алхимов С.А., Григорьев Д.А., Михайлов М.Н. Влияние природыпереходного металла на свойства гибридного металл-цеолитно-го катализатора в синтезе углеводородов из СО и Н2 // Изв. РАН.Сер. Химия. – 2013. – № 5. – С. 1176–1182.8. Hoek A., Kersten L.B.J.M. The Shell Middle Distillate Synthesis pro-cess: technology, products and perspective // Stud. Surf. Sci. Catal. –2004. – V. 147. – P. 25–30.9. Fischer-Tropsch Diesel Fuel Preparation and Testing/P.F. Schubert,R.Freerks, H.L. Tomlison, B. Russell // Prepr. Pap. - Am. Chem. Soc.Div. Petrol. Chem. – 2000. – V. 45. – № 3. – P. 592.10. Knottenbelt C. Mossgas «gas-to-liquids» diesel fuels - an environ-mentally friendly option // Catal. Today. – 2002. –V. 71. – P. 437.11. US Naval Technical Mission in Europe, The Synthesis of Hydrocar-bons and Chemicals from CO and H2//Technical Report 248–45, Sep-tember 1945.12. De Klerk A. Fischer–Tropsch refining: technology selection tomatch molecules // Green Chem. – 2008. – V. 10. – P. 1249.13. De Klerk A. Refining of Fischer-Tropsch syncrude: lessons from thepast. // Prepr. Pap.-Am. Chem. Soc., Div. Petrol.Chem. – 2008. – V. 53. –P. 105.

14. Tudor R., Ashley M. Enhacement of industrial hydroformylationprocess by the adoption of rhodium-based catalyst: Part II // PlatinumMetals Rev. – 2007. – V. 51. – P. 164.15. Van Leeuwen P.W.N.M., Clement N.D., Tschan M. J.-L. New processfor the selective production of 1-octene // Coord. Chem. Rev. – 2011. –V. 255. – P. 1499.

References1. Khodakov A.Y., Chu W., Fongarland P., Advances in the developmentof novel cobalt Fischer-Tropsch catalysts for synthesis of long-chain hy-drocarbons and clean fuels, Chem. Rev., 2007, V. 107, pp. 1692–1744.2. Kumabe K., Sato T., Matsumoto K. et al., Fischer-Tropsch synthesiswith Fe-based catalyst focusing on alternative aviation fuel, Fuel, 2010,V. 89, pp. 2088–2095.3. Van Wechem V.M.H., Senden M.M.G., Conversion of natural gas totransportation fuels via the Shell Middle Distillate Synthesis Process(SMDS), Stud. Surf. Sci. Catal., 1994, V. 81, pp. 43–71.4. Patent no. 2493913 RF S1, Method of producing cobalt catalyst for Fis-cher - Tropsch synthesis of liquid hydrocarbons, Inventors: ProtasovO.N., Mamonov N.A., Grigor'ev D.A., Mikhaylov M.N., Alkhimov S.A.LIQUID HYDROCARBONS5. Bessell S., Investigation of bifunctional zeolite supported cobalt Fisch-er-Tropsch catalysts, Appl. Catal. A., 1995, V. 126, pp. 235–244.6. Alkhimov S.A., Grigor'ev D.A., Mikhaylov M.N., Kataliz v promysh-lennosti = Catalysis in Industry, 2013, no. 4, pp. 31-41.7. Alkhimov S.A., Grigor'ev D.A., Mikhaylov M.N., Izvestiya Akademiinauk. Seriya khimicheskaya = Russian Chemical Bulletin, 2013, no. 5,pp. 1176–1182.8. Hoek A., Kersten L.B.J.M., The Shell Middle Distillate Synthesisprocess: technology, products and perspective, Stud. Surf. Sci. Catal.,2004, V. 147, pp. 25–30.9. Schubert P.F., Freerks R., Tomlison H.L., Russell B., Fischer-TropschDiesel Fuel Preparation and Testing, Prepr. Pap. - Am. Chem. Soc. Div.Petrol. Chem., 2000, V. 45, no. 3, pp. 592.10. Knottenbelt C., Mossgas “gas-to-liquids” diesel fuels - an environ-mentally friendly option, Catal. Today, 2002, V. 71, p. 437.11. US Naval Technical Mission in Europe, The Synthesis of Hydrocar-bons and Chemicals from CO and H2, Technical Report 248–45, Sep-tember 1945.12. De Klerk A., Fischer–Tropsch refining: technology selection tomatch molecules, Green Chem., 2008, V. 10, p. 1249.13. De Klerk A., Refining of Fischer-Tropsch syncrude: lessons from thepast, Prepr. Pap.-Am. Chem. Soc., Div. Petrol.Chem., 2008, V. 53, p. 105.14. Tudor R., Ashley M., Enhacement of industrial hydroformylationprocess by the adoption of rhodium-based catalyst: Part II, PlatinumMetals Rev., 2007, V. 51, p. 164.15. Van Leeuwen P.W.N.M., Clement N.D., Tschan M. J.-L., New processfor the selective production of 1-octene, Coord. Chem. Rev., 2011, V. 255,p. 1499.





Концепция построения системы цифровогоуправления энергосистемами месторождений

ВведениеСоздание и эксплуатация энергосистем месторож-

дений являются в настоящее время одной из наибо-лее сложных инженерных задач. В отличие от «боль-шой энергетики», в которой задачи надежного иустойчивого энергоснабжения решаются успешно,энергосистемы месторождений часто работают изо-лированно, при этом генерируемые мощности ис-числяются десятками и сотнями мегаватт. Отключе-ние любого генерирующего агрегата или линиисвязи влияет существеннее на работу системы, чеманалогичные аварии в «большой энергетике».

Темпы освоения месторождений, например, Усть-Тегусского, требуют наращивания мощностей гене-рации для обеспечения энергией нефтедобывающе-го оборудования. Планы по улучшению обустрой-ства месторождений могут значительно изменятьсяв зависимости от конкретных условий, поэтомучасто на месторождениях в одной сети работают га-зопоршневые и газотурбинные установки разныхпроизводителей, мощностей, с разными типами ге-нераторов, что требует согласованного управлениявсеми типами оборудования.

Использование готовых («под ключ») решений вконтейнерном исполнении наилучшим образом со-ответствует стратегии совершенствования разра-ботки месторождений, но приводит к тому, чточерез некоторое время сложно описать архитектуруих энергосистемы: появляется большое число взаи-мовлияющих разнородных генераторов и энерго-

принимающих установок. В результате при возник-новении аварийных событий затруднительно оце-нить взаимодействие всех агрегатов и найти источ-ник аварии.

Современные генерирующие и потребляющиеэнергоустановки оснащены «умными» микропроцес-сорными системами управления и силовой электро-никой. Совместная работа этих систем может приво-дить к несогласованным действиям, колебаниям и не-гативно влиять на устойчивость энергосистем.

Для обеспечения бесперебойного энергоснабженияместорождений особенно важно найти новый подходк решению задач управления энергосистемами, кото-рый предоставит нефтедобывающим компаниямнабор инструментов для быстрого решения боль-шинства возникающих проблем без глубокого погру-жения в специфику управления энергосистемами.

Существующие проблемы энергоснабжения кластеров нефтедобычи

В настоящее время разрабатывается проект стан-дарта «Технические требования к источникам рас-пределенной генерации разного типа при их присо-единении к ЕЭС России и планированию режимових работы в составе ЕЭС и нормативным механиз-мам их реализации». В них будут учтены проблемы,возникающие на объектах распределенной генера-ции, большая часть которых рассматривалась на се-минарах российского национального комитетаCIGRE, в частности, в докладе П. Илюшина [1]. Так,

Д.А. Новицкий, к.ф.-м.н. (ЗАО «Институт энергетических систем»), О.В. Персов (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 622.276.012:621.311 Д.А. Новицкий, О.В. Персов, 2015

Ключевые слова: цифровое проектирование, управление активами, надежность энергоснабжения, энергосистемаKey words: model-driven design, asset management, power system, reliability




при работе в автономных системах затруднено обес-печение динамической устойчивости для большин-ства газотурбинных (ГТЭС) и газопоршневых(ГПЭС) электростанций, что связано как с невернойнастройкой автоматики, так и с физическими осо-бенностями малой генерации – небольшими ве-личинами постоянных инерции. В малых энергоси-стемах практически любая аварийная ситуации яв-ляется тяжелым возмущением.

Стабильность работы системы можно обеспечитьза счет согласованной работы защит, однако про-изводители оборудования стараются сберечь еголюбой ценой, отключая при малейшей опасности ине пытаясь защитить систему. Часть производите-лей генераторов для ГПЭС не допускает работысвоих установок в качестве аварийных (резервных)источников электроснабжения, т.е. при потере связис сетью. Настройки защит генераторов, выполнен-ные заводом-изготовителем, приводят к частым от-ключениям генераторов при многофазных корот-ких замыканиях в сети и не позволяют выделять ге-нератор или малые станции целиком для обеспече-ния сбалансированной нагрузки. В некоторых гене-раторах не предусмотрена возможность работы припереходе в режим автономного электроснабженияпотребителя (при срабатывании делительной авто-матики или авариях в сети) по причинам, связан-ным с регулированием частоты вращения.

Как отмечено в работе [2], основным критериемвыбора газотурбинных установок (ГТУ) для авто-номных электростанций предприятий нефтегазодо-бывающих комплексов является надежное электро-снабжение потребителей в нормальных установив-шихся режимах с резервированием и сохранениемэлектроснабжения ответственных потребителей впослеаварийных режимах. Работу в нормальных ре-жимах все производители понимают практическиодинаково, а послеаварийные режимы, особенно пе-реходные процессы, – по-разному. Характерный при-мер – возникновение крутильных колебаний на Ван-корском месторождении. Подобная ситуация в ми-ровой практике была зафиксирована около 10 раз поразным причинам, но всегда в изолированных систе-мах. Для выявления причин использовалось деталь-ное моделирование процессов как физических, так ивызываемых работой систем управления [3].

При присоединении к единой энергосистеме воз-никают новые проблемы. Генераторы отключаютсядействием защиты от понижения напряжения прикоротких замыканиях в сети 220 кВ даже на расстоя-нии от питающей подстанции, а также при любых ко-ротких замыканиях в сети 6 кВ, питающейся от этой

подстанции, что приводит к полному отключениювсех потребителей. Подключение к сети 220 кВ реши-ло часть проблем с надежностью работы ВанкорскойГТЭС, но обострило проблему устойчивой совмест-ной работы ГТЭС с большой энергосистемой.

Анализ проблем энергоснабжения Анализ перечисленных проблем показал, что их

источником в основном является взаимная несогла-сованность работы систем автоматического управ-ления при возникновении аварийных ситуаций. Этанесогласованность характерна практически для всехобъектов распределенной генерации.

В настоящее время сбор и обработка информации отекущих параметрах энергосистемы плохо формали-зованы: исполнители получают множество pdf-фай-лов, содержащих информацию в основном в видеграфических изображений (карты-схемы, фотогра-фии шильдиков и др.). Помимо трудоемкости обра-ботки данной информации, существует проблема со-поставления ее с текущей ситуацией: работает ли внастоящее время это оборудование, происходили лиизменения с момента подготовки данных изображе-ний, планируются ли изменения ко вводу разрабаты-ваемой исполнителем системы в эксплуатацию.

В таких условиях производители настраивают си-стемы управления своего оборудования простей-шим способом, например, для устойчивой работына «шины бесконечной мощности», и стремятся прималейших возмущениях оборудование отключить.Результаты такой настройки являются причиной пе-речисленных проблем.

В качестве решения предлагается практика посто-янно действующей поддержки жизненного циклаэлектроэнергетических систем, основанная на ихцифровых моделях. Это решение должно обеспе-чить единое пространство для тестирования и на-стройки автоматики энергообъектов эксплуатирую-щим персоналом, представителями вендоров, интег-раторами и быть доступным для обсуждения на-учными сообществами.

Концепция решенияЦель нового подхода – усовершенствование про-

цесса обеспечения устойчивого энергоснабжениякластеров нефтедобычи за счет формирования еди-ного подхода к развитию и эксплуатации электро-энергетических систем месторождений. Задачи дан-ной практики в целом схожи с задачами планирова-ния в «большой энергетике»: планирование разви-тия энергосистем, поддержка проектирования элек-троэнергетических систем и отдельных объектов,

планирование ремонтов, наладка совместной рабо-ты систем управления в нормальных и аварийныхрежимах, разработка противоаварийных мероприя-тий, управление электроэнергетическими активами.

В «большой энергетике» эти задачи решают специа-листы специализированных центров управления, чтонеприменимо в условиях нефтепромыслов, где элек-троэнергетика не является основным видом деятель-ности. Вместо этого предлагается использовать моде-лецентричный подход, при котором знания об обору-довании и задачах управления им сосредотачиваютсяв цифровой модели энергосистемы.

Функции модели как хранилища знаний включаютидентификацию объектов и систем управления;проверку и хранение информации, предоставлен-ной проектировщиками сети, производителямиоборудования, наладчиками систем управления;воспроизведение аварийных ситуаций; анализ пред-лагаемых мероприятий. Перечисленные функциипозволяют рассматривать данное хранилище как ос-нову для информационной системы управления ак-тивами. Конфигурации модели, соответствующиепредшествующим периодам, дают возможностьопределить историю эксплуатации данного актива:проводимые ремонты, аварийные события. Разныеверсии модели, описывающие планы развития энер-госистемы, позволят составить план закупки илисписания и утилизации оборудования.

Помимо самой модели, к практике управленияконфигурацией относятся организационные реше-ния, описывающие порядок работы с ней, использо-вание ее в различных процессах. Так, необходиморазработать регламент актуализации модели, кото-рый позволит поддерживать ее в состоянии, отве-чающем последним изменениям схемы и режимамработы оборудования. Необходимо верифициро-вать модель при любых изменениях в составе обору-дования или параметрах его работы (по событию), атакже периодически проводить проверку модели насоответствие режимам нагрузок по расписанию, на-пример, раз в квартал.

Кроме того, необходимо организационно обеспе-чить наполнение модели актуальной информациейо системах управления, несогласованность работыкоторых была определена в качестве основной про-блемы. Должен быть введен в практику механизм,принуждающий производителей оборудования краскрытию алгоритмов управления. В качестве тако-го механизма в ОАО «ФСК ЕЭС» используется атте-стация оборудования, предназначенного к эксплуа-

тации в ЕНЭС. В Европе требование предоставлениямодели оборудования оператору сети для настройкирелейных защит и противоаварийной автоматикисодержится в регламентирующем документе Net-work Code [4]. Выполнение таких работ без моделиоборудования, во-первых, чрезвычайно трудоемко,во-вторых, не гарантирует постоянной устойчивойработы присоединенного генератора.

Наличие модели должно обеспечить формирова-ние технических требований к развитию и управ-лению энергосистемами месторождений с провер-кой их выполнимости и оценкой эффективностиреализации.

Динамическая модель энергосистемы месторож-дения является центральным элементом новойпрактики. Для того чтобы данную модель могли ис-пользовать заинтересованные лица, необходимы еедоработка при изменении состава оборудования,идентификация по результатам измерений, конфи-гурирование для воспроизведения прошедших со-бытий (например, для разбора аварий) и возмож-ных вариантов развития энергосистемы. Взаимо-действие различных заинтересованных лиц с моде-лью приведено на рис. 1.

Модель и пользователи образуют систему, пред-ставляющую интерес для проектировщиков энерго-системы, поставщиков оборудования, службы глав-ного энергетика месторождений. Для данного кругалиц система предоставляет единые данные в согла-сованных форматах, входной контроль качества ре-шений, оценку совместимости и работоспособностирешений, возможность планирования различных



Рис. 1. Организационная схема моделецентричнойинженерии

вариантов развития. Кроме того, система позволяетинтерпретировать результаты научных исследова-ний. Как уже отмечалось, в изолированных энерго-системах часто возникают ситуации, не характерныедля «большой энергетики», для разрешения кото-рых может не оказаться опробованных подходов. Втаких случаях необходимо привлекать исследова-тельские коллективы, которые смогут предложитьсвои решения для общей модели.

Технология создания моделиПредлагаемая модель содержит три основных

представления: информационное, функциональноеи коммуникационное. Работа над ее созданиемдолжна быть привязана к локальным целям, дости-жение каждой из которых позволит получить цен-ный результат – одно из представлений модели.

Этап 1. Анализ исходных данных, создание моделиэнергосистемы

Создание информационной модели энергосисте-мы должно сформировать представление о парамет-рах энергосистемы.

Подготовка модели потребует перевести инфор-мацию в цифровой вид, а также позволит соотнестизначения параметров в модели со временем их акту-альности. В качестве исходных данных должны бытьпроанализированы проектные документы, описа-ния аварийных ситуаций, эксплуатационная доку-ментация. Для разработки информационной моде-ли энергосистемы, содержащей параметры генери-рующего, сетевого и потребляющего оборудованиябудет использована общая информационная мо-дель, описанная стандартом МЭК 61970-301 [5].

Результат этапа – оцифровка информации о систе-ме, привязка ее изменений к шкале времени, вы-явление недостоверных данных.

Этап 2. Разработка требований и сбор данных отпроизводителей оборудования

Цели этапа – налаживание постоянного процессаобновления информации о структуре и параметрахсистем управления, получение функциональной мо-дели переходных процессов в системе.

В рамках данного этапа нужно сравнить имею-щиеся описания с результатами идентификации мо-делей, полученными на предыдущем этапе. Испра-вить и согласовать с производителями изменения вмодели. Разработать требования к моделям системуправления, предоставляемым производителями.Ввести порядок приемки оборудования в эксплуата-цию только при условии предоставления модели, со-ответствующей установленным требованиям.

Для создания функциональной модели, воспроиз-водящей переходные процессы в системе, должениспользоваться программный симулятор, позво-ляющий импортировать информационную модельэнергосистемы, полученную на первом этапе, в фор-мате CIM/XML 14 версии, широко применяемой внастоящее время для этих целей в ENTSO-E.

Результаты этапа – оцифровка слоя управленияэнергосистемой, создание модели, в которой сгласо-ваны интересы производителей, интеграторов и на-стройщиков оборудования.

Этап 3. Разработка стенда для испытаний в циклеуправления

Цель этапа – создание стенда проверки оборудова-ния на информационную совместимость.

В рамках данного этапа необходимо наладить ин-формационный обмен созданной модели энергоси-стемы с оборудованием, работающим по стандарт-ным протоколам МЭК обмена данными в электро-энергетике.

С организационной точки зрения необходимопредусмотреть процедуру предоставления произво-дителями своих систем для подключения к стенду.

Результат этапа – работающий стенд, воспроизво-дящий переходные процессы на месторожденияхпод управлением систем, предлагаемых к внедре-нию. На рис. 2 представлена структурная схема та-



Рис. 2. Структурная схема стенда

кого стенда, позволяющая проверять работу под-ключаемых систем управления.

Для моделирования электромеханических пере-ходных процессов могут использоваться программ-ные симуляторы со временем синхронизации100 мс. С целью моделирования электромагнитныхпроцессов в режиме реального времени (50 мкс)применяются более сложные и дорогие решения, ко-торые могут впоследствии дополнить стенд.

Заключение Практика моделецентричной инженерии основа-

на на приведении и поддержании в соответствииреальной энергосистемы с ее электронным обра-зом. Помимо исключения неопределенности, об-условленной использованием «бумажной» доку-ментации, наличие цифрового образа обеспечиваетвыявление истинных причин аварий за счет болееподробного разбора аварийных случаев, независи-мую оценку работоспособности и эффективностипредлагаемых решений, оценку совместимости пла-нируемого к поставке оборудования с существую-щей энергосистемой.

Переход к «цифровой» организации процессов наоснове динамической модели позволит перейти напринципиально новый уровень качества проекти-рования, создания и эксплуатации энергосистем сраспределенной генерацией электроэнергии, харак-терных для месторождений. Предложенная концеп-ция после прохождения апробации может быть рас-ширена для управления не только энергосистемамиместорождений, но и основными технологическимипроцессами российских нефтяных компаний.


1. Илюшин П.В., Кучеров Ю.Н. Подходы к оценке возможностиобеспечения надежного электроснабжения потребителей за счетстроительства объектов распределенной генерации //ЭЛЕК-ТРО. – 2014. – №5. – С. 2-7.

2. Беляев А.Н. Повышение динамической устойчивости автоном-ных энергосистем нефтегазодобывающих комплексов на основеэлектрического торможения // Научно-технические ведомостиСПбГПУ. – 2008. - №4(63). – С. 163-169.

3. Беляев А.Н. Снижение скручивающих моментов в системе га-зотурбинного привода генераторов автономной электростанции//Известия РАН. Энергетика. – 2010. - № 2. – С. 124-132.

4. ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid ConnectionApplicable to all Generators, published by ENTSO-E AISBI, BrusselsMarch 2013, Belgium.

5. IEC 61970 Energy management system application program inter-face (EMS-API) - Part 301: Common Information Model (CIM) Base,IEC, Edition 1.0, November 2003.

References1. Ilyushin P.V., Kucherov Yu.N., ELEKTRO, 2014, no. 5, pp. 2-7.

2. Belyaev A.N., Nauchno-tekhnicheskie vedomosti SPbGPU = St. Pe-tersburg State Polytechnical University Journal, 2008, no. 4(63),pp. 163-169.

3. Belyaev A.N., Izvestiya RAN. Energetika, 2010, no. 2, pp. 124-132.

4. ENTSO-E Network code for requirements for grid connection appli-cable to all generators, published by ENTSO-E AISBI, Brussels March2013, Belgium.

5. IEC 61970 Energy management system application program interface(EMS-API) - Part 301: Common Information Model (CIM) Base, IEC,Edition 1.0, November 2003.



УДК 502.36:622.276 Коллектив авторов, 2015



Развитие сенсорных технологий и техникимониторинга взрывоопасности углеводородо-воздушных смесей1

ВведениеОдним из наиболее серьезных техногенных рисков,

возникающих как при добыче горючих полезных ис-копаемых (нефть, газ, уголь, сланцы и др.), так и при ихиспользовании в промышленности и быту, являетсяриск образования взрывоопасной концентрации го-рючих газов и паров в атмосфере эксплуатируемыхобъектов. Последствия взрывов носят очень тяжелыйхарактер, приводят к многочисленным человеческимжертвам и серьезным разрушениям.

Неотъемлемой частью современной аппаратурымониторинга взрывоопасности среды является сен-сор, при помощи которого можно определять кон-центрацию горючих газов. Для этого используют тер-мокаталитические (термохимические), полупровод-никовые, оптические (инфракрасные) и электрохими-ческие датчики. Термокаталитические сенсоры полу-чили наибольшее распространение, поскольку имеютсравнительно простую конструкцию, высокий пер-вичный уровень выходного сигнала и относительнонизкую цену.

Преимущества и недостатки термокаталитических сенсоров

В настоящее время серийно выпускают лишь объ-емные (3D) термокаталитические сенсоры пеллистор-ного типа. Пеллистор включает платиновую спираль(она же термометр сопротивления) в оболочке из по-ристого керамического материала. На его поверхностьнанесен катализатор – частицы благородных металлов,

как правило, палладия и платины. Принцип действиятермокаталитических сенсоров основан на беспламен-ном окислении горючих компонентов газовой смесина поверхности катализатора. При этом выделяетсязначительное количество теплоты, происходит разо-грев спирали, находящейся внутри пеллистора, и из-меняется ее сопротивление. Изменение сопротивле-ния приводит к возникновению аналитического сиг-нала в таких сенсорах. При поддержании постоянныхусловий тепломассообмена аналитический сигнал, из-меряемый обычно в мостовой схеме для компенсацииизменения температуры и влажности окружающейсреды, пропорционален концентрации горючего ве-щества в анализируемой атмосфере. В связи с этимтермокаталитические сенсоры могут эффективно ис-пользоваться для измерения содержания горючихгазов в воздухе в необходимом диапазоне концентра-ций. Для метана – основного компонента природногогаза – диапазон измеряемых объемных концентрацийобычно составляет 0–4,4 %, так как верхняя границадиапазона является нижним концентрационным пре-делом распространения пламени (НКПР) [1].

Термокаталитические сенсоры незаменимы дляконтроля взрывоопасности шахтной атмосферы, гденаличие в воздухе большого количества пыли затруд-няет использование оптических приборов. Термока-талитический принцип широко применяется дляконтроля бытовых объектов, на которых неселектив-ность полупроводниковых датчиков приводит к ча-стым ложным срабатываниям, а оптические сенсоры

И.В. Росляков, И.В. Колесник, к.х.н., К.С. Напольский, к.х.н.(МГУ имени М.В. Ломоносова),

А.П. Карелин, С.М. Миронов (ООО «НТЦ ИГД»), В.С. Столяров, к.ф.-м.н. (Московский физико-технический институт),

В.Н. Суртаев, О.А. Саяпин, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

Ключевые слова: термокаталитический газовый сенсор, горючий газ, анодный оксид алюминия, планарная технология, микронагревательKey words: thermocatalytic gas sensor, flammable gas, anodic alumina, planar technology, micro-hotplate


1Работа выполнена в рамках целевого инновационного проекта № 131 ОАО «НК «Роснефть».



слишком дороги и прецизионны. Большую роль тер-мокаталитические сенсоры могут играть также в мо-ниторинге аварийных, опасных для здоровья работ-ников утечек легких углеводородов и других взрыво-опасных газов и паров, в том числе токсичных. Пре-имуществами термокаталитических сенсоров яв-ляются низкая себестоимость, высокая чувствитель-ность, избирательность только к горючим газам ипарам, что особенно важно для определения взрыво-опасности атмосферы при наличии в ней несколькихгорючих компонентов.

Наряду с преимуществами термокаталитическиесенсоры имеют ряд недостатков, одним из которых яв-ляется достаточно большая потребляемая мощностьсерийно выпускаемых объемных (3D) сенсоров пелли-сторного типа. Хотя потребляемая мощность некото-рых серийно выпускаемых сенсоров не превышает150–200 мВт, по мере развития газоаналитической тех-ники с использованием достижений в области микро-электроники и нанотехнологий появляется потенци-альный спрос на термокаталитические датчики мощ-ностью, исчисляемой единицами милливатт. Компакт-ные сенсоры с низким энергопотреблением необходи-мы в первую очередь для автономных беспроводныхустройств, с помощью которых осуществляется по-стоянный мониторинг атмосферы потенциальноопасных объектов.

Технологические проблемы изготовления каталити-ческих сенсоров заключаются в следующем. Техноло-гия выпускаемых в настоящее время датчиков пелли-сторного типа базируется в основном на операциях,выполняемых вручную. При этом не обеспечиваетсяидентичность массогабаритных параметров рабочих исравнительных чувствительных элементов, что в своюочередь вызывает необходимость ручного подбора парэлементов с близкими характеристиками и снижает ка-чество измерений. Сложность автоматизации процессаизготовления термокаталитических датчи-ков объемного типа и необходимость вы-полнения некоторых операций вручнуюнеоправданно завышают стоимость сенсо-ров, которая даже при серийном производ-стве превышает 15–20 долл. США.

Одним из перспективных путей разви-тия сенсоров с термокаталитическимпринципом действия является переход кпланарным технологиям изготовления сприменением методов и техническихсредств, используемых в микроэлектрони-ке [2]. Это позволяет получить идентич-ные по характеристикам чувствительныеэлементы одновременно в больших объе-

мах, на порядок увеличивая производительность вы-пуска сенсоров и в несколько раз снижая их стоимость.

Экспериментальная частьВ работе предложена планарная конструкция чув-

ствительного элемента термокаталитического сенсорагорючих газов и паров (рис. 1, а). Чувствительный эле-мент выполняет функцию первичного преобразовате-ля концентрации горючих компонентов в анализируе-мой атмосфере в аналитический сигнал и является не-отъемлемой частью любого сенсора. Планарные тер-мокаталитические сенсоры с очень малыми размера-ми активной зоны и, как следствие, низким энергопо-треблением незаменимы при конструировании сен-сорных сетей с автономными источниками питания ибеспроводной передачей информации (см. рис. 1, б).Системы безопасности на базе сенсорных сетей имеютследующие преимущества по сравнению с традицион-ными проводными решениями: 1) повышение уровнябезопасности за счет использования множества точекконтроля; 2) возможность создания сети с неограни-ченным числом точек контроля; 3) сокращение затратна монтаж и обслуживание системы; 4) возможностьрасположения датчиков в труднодоступных местах.

Первым этапом формирования планарного чув-ствительного элемента является получение пористойоксидной пленки на поверхности алюминия методоманодного окисления в кислом растворе электролита.Затем на ее поверхности с помощью фотолитографиии магнетронного напыления был получен массив пла-нарных микронагревателей, каждый из которых вы-полнен в форме меандра. В дальнейшем оксидную ос-нову структурировали с помощью химической фото-литографии, оставшийся алюминий селективно рас-творяли. Далее чувствительные элементы были разва-рены на токоподводящие колодки с помощью уста-новки клиновой микросварки.

Рис. 1. Схемы планарного чувствительного элемента термокатали-тического сенсора (а) и сенсорной сети с передачей информации порадиоканалу, основанной на планарных термокаталитических сен-сорах (б)



Внедрение наночастиц катализатора в каналы пори-стой основы проводили путем пропитки пор воднымраствором, содержащим PdCl2 и H2PtCl6, и последую-щего кратковременного нагрева за счет пропусканияэлектрического тока через меандр.

Результаты и их обсуждениеНа фотографии массива планарных чувствительных

элементов (рис. 2, а) отчетливо видно, что даже в лабо-раторных условиях с помощью фотолитографическо-го подхода удается получить набор из нескольких де-сятков идентичных элементов. При доведении техно-логии до промышленного масштаба число элементов,формируемых в одном цикле, может превышать 1000.

Важным элементом изготовленного прототипапланарного термокаталитического сенсора являетсяпористая основа, выполненная из анодного оксидаалюминия. Этот материал перспективен для исполь-зования при создании микроэлектромеханическихсистем благодаря набору уникальных свойств, такихкак открытая пористость, контролируемость полу-чения пленок с заданными диаметром пор и толщи-ной, малая шероховатость поверхности, высокая ме-ханическая стабильность, вибро- и ударостойкость,постоянство физико-механических свойств в широ-ком температурном интервале, малая теплопровод-ность [3]. Пленка анодного оксида алюминия вы-полняет одновременно несколько функций: являет-ся подложкой планарного чувствительного элементаи носителем для Pd-Pt катализатора.

Микронагреватели-термометры сопротивления,обеспечивающие нагрев до рабочих температур ра-бочего и сравнительного чувствительных элементов идифференциальное измерение выходного сигнала вмостовой измерительной схеме, располагаются на по-верхности пористой пленки анодного оксида алюми-ния, на консолях, выступающих из общей конфигура-ции подложки (см. рис. 2, б). Такая геометрия позво-

ляет уменьшить теплоперенос от нагретой части сен-сора, а также препятствует растеканию прекурсора ка-тализатора при его нанесении. Латеральный размермикронагревателей не превышает 150×150 мкм2.

Зависимость чувствительности планарных сенсо-ров от напряжения питания U приведена на рис. 3.Из него отчетливо видно, что при напряжении 1,5 Вначинается процесс окисления метана, о чем свиде-тельствует появление разности потенциалов в изме-рительной диагонали исходно сбалансированноймостовой схемы. При U ∼ 2,5 В удельная чувстви-тельность перестает расти, что свидетельствует о пе-реходе из кинетического в диффузионный режимгорения метана на поверхности катализатора. Удель-ная чувствительность серии испытанных сенсоровпревышает 10 мВ/% об. CH4. Данное значение сопо-ставимо с соответствующей величиной для суще-ствующих объемных аналогов.

Мощность, потребляемая микронагревателем, зави-сит от напряжения питания. При характерных напря-жениях питания (около 2,5 В на пару рабочего исравнительного элементов) она составляет менее60 мВт, что в несколько раз меньше, чем для суще-ствующих объемных аналогов (150–530 мВт для сенсо-ров ДТК-1 (ООО «НТЦ ИГД», Россия), TGS6810 (FigaroEngineering Inc., Япония), NAP-100AC (Nemoto & CoLtd., Япония) и 4p-75M CiTipel (City Technology Ltd., Ве-ликобритания)). Дальнейшее снижение энергопотреб-ления планарных термокаталитических элементов воз-можно за счет применения импульсных режимов пита-ния и динамических методов измерения, непротиво-речащих требованиям к быстродействию за счетмалых размеров активной зоны сенсора.

Несмотря на большое число преимуществ термока-талитического метода детектирования горючих газов,он обладает недостатками. Главный из них – постепен-ное снижение чувствительности, вызванное уменьше-нием активности катализатора. Данный недостаток

присущ всем типам термокаталитическихсенсоров как пеллисторного (3D), так ипланарного (2D) типа. Поэтому разработ-ка методики получения наночастиц ката-лизатора окисления горючих газов, позво-ляющей синтезировать активные катали-тические поверхности для планарных тер-мокаталитических сенсоров со стабиль-ным выходным сигналом, является важ-ным этапом проводимых исследований.

Наночастицы благородных металлов, вчастности палладия и платины, наиболеечасто используются в качестве катализа-торов в термокаталитических сенсорах.

Рис. 2. Фотография массива планарных чувствительных элементовтермокаталитических сенсоров (а) и изображение растровой элек-тронной микроскопии активной зоны сенсора (б)



Для таких катализаторов характерно снижение ак-тивности на начальном этапе работы, что в свою оче-редь уменьшает чувствительность сенсора. Двумя ос-новными причинами снижения каталитической ак-тивности наноструктурированных материалов яв-ляются изменения: 1) морфологии (например, агрега-ция, сопровождающаяся укрупнением частиц иуменьшением их удельной площади поверхности);2) фазового состава (при этом часто достаточно из-менения лишь состава поверхности наночастиц из-заокисления кислородом воздуха или отравления ката-литическими ядами) [4].

Первый сценарий снижения каталитической актив-ности обычно играет доминирующую роль на началь-ном этапе эксплуатации. Так, согласно проведеннымавторами исследованиям поверхностей чувствитель-ных элементов промышленно выпускаемых сенсоровобъемного типа методом растровой электронной мик-роскопии (см. таблицу), средний размер частиц Pd–Ptкатализатора увеличивается более чем в 2 раза (от 12до 25 нм) в течение 1 года эксплуатации.

Вторым важным фактором, влияющим на актив-ность катализатора, а следовательно, и на чувствитель-ность сенсора, являются его химический и фазовыйсоставы. Согласно последним исследованиям актив-ность катализатора (Pd, Pt)/Al2O3 в значительной мереопределяется мольным соотношением Pd и Pt [5]. Приэтом палладий в составе таких катализаторов можетнаходиться как в металлическом состоянии, так и в ок-сидной форме, а платина – только в виде металла. Ак-тивация молекул кислорода для последующей катали-тической реакции происходит на поверхности оксид-ной фазы, в то время как активация молекул горючихгазов – на поверхности металла. В связи с этим соотно-шение металлической и оксидной фаз, которое опреде-

ляется мольным отношением Pd:Pt, имеет критиче-ское значение для работы катализатора.

Согласно данным локального рентгеноспектрально-го микроанализа непосредственно после нанесениячастиц катализатора и проведения старения чувстви-тельных элементов мольное соотношение Pd:Pt вцелом соответствовало мольному соотношению, зало-женному при изготовлении. Однако после длительно-го старения в течение 1 года это соотношение превы-сило 4. Причиной изменения соотношения может слу-жить образование летучих соединений Pd и Pt. Лету-честью могут обладать как оксиды [6, 7], так и хлорсо-держащие соединения [7], образующиеся при непол-ном разложении прекурсоров Pd и Pt, используемыхпри получении каталитически активных частиц. При-сутствие хлора в составе катализатора подтверждаетсяданными рентгеноспектрального микроанализа.

Таким образом, снижение активности катализатора, аследовательно, и чувствительности сенсора, связано сособенностями процессов, происходящих на поверх-ности чувствительного элемента: спеканием частиц ка-тализатора и изменением состава каталитически ак-тивных фаз. Проведенные авторами исследования сви-детельствуют о том, что в системе Pd-Pt наибольшейстабильностью выходного сигнала обладают катализа-торы с мольным соотношением Pd:Pt=3:1. Избежатьроста частиц катализатора и добиться более высокойстабильности характеристик чувствительных элемен-тов можно путем модифицирования состава катализа-тора. Среди добавок, повышающих активность и ста-бильность катализаторов окисления метана, наиболееперспективны церий, никель, серебро [4]. Металлыплатиновой группы (родий, иридий и рутений) такжемогут рассматриваться в качестве перспективных до-бавок, препятствующих спеканию частиц катализато-ра, поскольку, кроме высокой активности в реакцииокисления метана, они обладают более высокими тем-пературами плавления, и их оксиды более устойчивыпри высоких температурах [7]. Снижение характери-стик нивелируется высоким первичным выходнымсигналом, а также перекрывается другими преимуще-ствами термокаталитического подхода к детектирова-

Рис. 3. Зависимость чувствительности планарноготермокаталитического сенсора от напряжения пита-ния мостовой измерительной схемы U

Этап испытания

Средний диаметр частиц катализатора,

нм

Мольное соотношение

Pd:Pt*

Среднее содержание Cl,

% (атомные)

После изготовления

12 3,4 1

После старения в

течение 14 дней

15 2,8 1

После 1 года 25 4,5 0,1

* При изготовлении чувствительных элементов было заданомольное соотношение Pd:Pt=3:1.



нию взрывоопасных углеводородо-воздушных смесей:сравнительно низким энергопотреблением и просто-той изготовления чувствительных элементов.

Следует также отметить, что повышение стабильно-сти чувствительности планарных термокаталитиче-ских сенсоров возможно за счет управления диффу-зионными потоками в реакционной камере сенсора иоптимизации теплофизических характеристик чув-ствительного элемента.

Оптимизация методики получения тонких пленоканодного оксида алюминия проведена при содействииРоссийского научного фонда (грант № 14-13-00809).В ходе исследований применялось оборудованиеЦентра коллективного пользования МГУ имениМ.В. Ломоносова «Технологии получения новых нано-структурированных материалов и их комплексное ис-следование». Формирование металлических тонкопле-ночных покрытий выполнено на установке магнетро-нного распыления, разработанной при финансовойподдержке РФФИ (грант № 14-02-31798_мол_а).

Выводы1. Намеченные пути развития термокаталитических

сенсорных технологий базируются на отказе от изго-товления чувствительных элементов пеллисторноготипа вручную и переходе на поточные планарные тех-нологии.

2. Планарные термокаталитические сенсоры, изго-товленные на подложках из анодного оксида алюми-ния с применением методов фотолитографии и магне-тронного напыления, могут использоваться для мони-торинга взрывоопасности углеводородо-воздушныхсмесей.

3. Наибольшей стабильностью сигнала обладаютэлементы, содержащие Pd–Pt катализатор с мольнымсоотношением металлов 3:1.

4. Разрабатываемые планарные термокаталитиче-ские сенсоры с чрезвычайно низким энергопотребле-нием незаменимы при конструировании сенсорныхсетей с автономными источниками питания и беспро-водной передачей информации, позволяющих повы-сить уровень безопасности на крупных производ-ственных объектах, сократить издержки на монтаж иобслуживание систем газового анализа.

Авторы выражают благодарность А.П. Сметанни-кову за плодотворное обсуждение перспектив ипутей коммерческого внедрения представленнойразработки. Отдельная благодарность выражается

Е.Ф. Карпову и Е.Е. Карпову (ООО «НТЦ ИГД») иА.Г. Селезневу (ОАО «НК «Роснефть») за ценные со-веты и конструктивные предложения, а такжеО.В. Скрябиной (Институт физики твердого телаРАН) за помощь в экспериментальной работе.


1. Карпов Е.Ф., Басовский Б.И. Контроль проветривания и дегазациив угольных шахтах. Справочное пособие. – М.: Недра, 1994. – 335 с.2. Sensors Based on Technology “Nano-on-Micro” for Wireless Instru-ments Preventing Ecological and Industrial Catastrophes/А. Vasiliev,R. Pavelko, S. Gogish-Klushin [et all.]//Sensors for Environment, Healthand Security, NATO Science for Peace and Security Series C: Environmen-tal Security. –Springer. – 2009. – V. 1. – P. 205–227.3. Термические свойства мембран анодного оксида алюминия/И.В.Росляков, К.С. Напольский, П.В. Евдокимов [и др.]//Наносисте-мы: физика, химия, математика. – 2013. – Т. 4(1). – С. 120–129.4. Gelin P., Primet M. Complete oxidation of methane at low temperatu-re over noble metal based catalysts: a review//Applied Catalysis B: Envi-ronmental. –2002. – V. 39. – P. 1–37.5. Methane combustion activity of Pd–PdOx–Pt/Al2O3 catalyst: The roleof platinum promoter/N.M. Kinnunen, J.T. Hirvi, M. Suvanto, T.A. Pakka-nen//Journal of Molecular Catalysis A: Chemical. – 2012. – V. 356. –P. 20–28.6. Металловедение платиновых металлов/Е.М. Савицкий, В.П. По-лякова, Н.Б. Горина, Н.Р. Рошан. – М.: Металлургия, 1975. – 424 с.7. Ливингстон С. Химия рутения, родия, палладия, осмия, иридия,платины. – М.: Мир, 1978. – 366 с.

References1. Karpov E.F., Basovskiy B.I., Kontrol' provetrivaniya i degazatsii v ugol'nykhshakhtakh. Spravochnoe posobie (Control of ventilation and degassing incoal mines. Reference Guide), Moscow: Nedra Publ., 1994, 335 p.2. Vasiliev A., Pavelko R., Gogish-Klushin S. et al, Sensors based on technol-ogy “Nano-on-Micro” for wireless instruments preventing ecological and in-dustrial catastrophes, Sensors for Environment, Health and Security,NATO Science for Peace and Security Series C: Environmental Security,Springer, 2009, V. 1, pp. 205–227.Roslyakov I.V., Napolskii K.S., Evdokimov P.V. et al., Thermal properties ofanodic alumina membranes, Nanosistemy: fizika, khimiya, matematika =Nanosystems: Physics, Chemistry, Mathematics, 2013, V. 4(1),pp. 120–129.4. Gelin P., Primet M., Complete oxidation of methane at low temperatureover noble metal based catalysts: a review, Applied Catalysis B: Environ-mental, 2002, V. 39, pp. 1–37.5. Kinnunen N.M., Hirvi J.T., Suvanto M., Pakkanen T.A., Methane com-bustion activity of Pd–PdOx–Pt/Al2O3 catalyst: The role of platinum pro-moter, Journal of Molecular Catalysis A: Chemical, 2012, V. 356, pp. 20–28.6. Savitskiy E.M., Polyakova V.P., Gorina N.B., Roshan N.R. Metallovede-nie platinovykh metallov (Metallurgical science of platinum metals),Moscow: Metallurgiya Publ., 1975, 424 p.7. Livingstone S.E., The Chemistry of Ruthenium, Rhodium, Palladium,Osmium, Iridium and Platinum, Pergamon Press, 1973.


The effect of Fischer – Tropsch synthesis conditions on the mainprocess parameters and synthetic hydrocarbons composition in presence of RN-CYR-270 catalystD.A. Grigoryev, O.N. Protasov, A.V. Sandin, M.N. Mikhailov (UnitedResearch and Development Centre LLC, RF, Moscow)The effect of Fischer – Tropsch synthesis conditions on carbon monoxideconversion, selectivities for hydrocarbons and yield of synthetic liquidhydrocarbons in the presence of RN-CYR-270 catalyst was studied. Group andfractional composition of synthetic hydrocarbons was investigated by gaschromatography. The range of pressures and H2/CO ratios for effectiveconversion of synthesis gas to liquid hydrocarbons was defined. It was shownthat Fischer – Tropsch synthesis conditions determine the hydrocarboncomposition of synthetic oil making it possible to produce motor fuels andpetrochemicals.

A comprehensive approach to a waterflood optimisationD.N. Guseva (TNNC LLC, RF, Tyumen) One of the key tasks in brownfield management is an optimization ofwaterflooding. The article reviews the approaches to waterflooding systemoptimization on the example of the T1 reservoir of one of the Orenburg regionoil fields. The essence of the approach involves a joint analysis ofcompensation maps and streamline model. Based on the results of the analysis,targeted recommendations are given, which are focused on the balancing ofreservoir pressure maintenance system, and, subsequently, the improvement ofthe recovery efficiency.

Arctic lubricants and technology of their productionS.V. Zaglyadova, T.N. Shabalina, M.V. Kitova, I.A. Maslov, E.V. Kashin (United Research and Development Centre LLC, RF,Moscow)This article reviews general description of arctic oils market, potential volumeof sale of different arctic oils, manufacturers, application fields. Main domesticand foreign manufacturers and tendency of arctic oil market are presented.Technologies of low pour point base oils production are discussed.

Prospects of white oil production by hydrocatalytic processesS.V. Zaglyadova, T.N. Shabalina, M.V. Kitova, I.A. Maslov,I.V. Pigoleva (United Research and Development Centre LLC, RF,Moscow)This article provides the analysis of white oil production and consumption inRussia and in the world. The variety of white oils in purpose and application,the main chemical reactions and conditions of hydrocatalytic processes aredescribed.

Productivity forecast of reservoir beds of Vendian Precambriancarbonate deposits of Eastern Siberia based on the data ofnuclear magnetic loggingV.A. Kolesov, D.V. Nazarov, A.D. Kharchenko (RN-KrasnoyarskNIPIneft LLC, RF, Krasnoyarsk), B.A. Darmaev (Verkhnechonskneftegaz PJSC, RF, Irkutsk)The article presents an algorithm of drilling mud filtrate volume calculation,traceable using the data of nuclear magnetic logging in the interval of Vendianand Low Cambrian sediments located within the territory of Irkutsk regionlicensed areas. It is described the test methodology. The authors review theresult of correlation analysis of drilling mud filtrate volume and productivity

Влияние условий синтеза Фишера – Тропша в присутствиикатализатора РН-ЦИР-270 на основные показателипроцесса и состав синтетических углеводородовД.А. Григорьев, О.Н. Протасов, А.В. Сандин, М.Н. Михайлов(ООО «РН-ЦИР»)Проведено изучение влияния условий синтеза Фишера – Тропша наконверсию моноксида углерода, селективность в отношении образова-ния различных углеродсодержащих продуктов и производительность вотношении образования жидких синтетических углеводородов в при-сутствии катализатора РН-ЦИР-270. Методом газовой хроматографииизучены групповой и фракционный составы полученных углеводород-ных продуктов. Определен диапазон давлений и соотношений Н2/СО,позволяющих эффективно преобразовывать синтез-газ в жидкие угле-водороды. Показано, что условия синтеза Фишера – Тропша позволяютрегулировать содержание различных фракций и групп углеводородов всинтетической нефти, обеспечивая возможность ее переработки в ком-поненты моторных топлив и продукты нефтехимии.

Комплексный подход к оптимизации системы заводненияД.Н. Гусева (ООО «ТННЦ»)Рассмотрены подходы к оптимизации системы заводнения на примерепласта Т1 одного из месторождений Оренбургской области. Суть подхо-да заключается в совместном анализе карт компенсации и моделилиний тока. По результатам анализа готовятся адресные рекомендации,направленные на обеспечение сбалансированности системы поддержа-ния пластового давления, повышение эффективности процесса из-влечения нефти.

Арктические смазочные материалы и технологии ихполученияС.В. Заглядова, Т.Н. Шабалина, М.В. Китова, И.А. Маслов, Е.В. Кашин (ООО «РН-ЦИР»)Дана общая характеристика рынка арктических смазочных материалов.Проведен анализ рынка по производителям, отраслям применения ипотребителям продукции. Отражены профили отечественных и зару-бежных производителей. Обозначены перспективы развития рынкасмазочных материалов, предназначенных для эксплуатации в районах схолодным климатом. Рассмотрены типичные потребители арктическихсмазочных материалов, а также технологии, применяемые для получе-ния низкозастывающих основ арктических смазочных материалов.

Перспективы производства белых масел с использованиемгидрокаталитических процессовС.В. Заглядова, Т.Н. Шабалина, М.В. Китова, И.А. Маслов, И.В. Пиголева (ООО «РН-ЦИР»)Приведен анализ состояния производства и потребления белых масел вРоссии и мире. Определен ассортимент белых масел по назначению иприменению. Представлены основные реакции и условия проведениягидрокаталитических процессов.

Прогноз продуктивности пластов-коллекторов венд-кембрийских карбонатных отложений ВосточнойСибири по данным ядерно-магнитного каротажаВ.А. Колесов, Д.В. Назаров, А.Д. Харченко (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»), Б.А. Дармаев (ПАО «ВЧНГ»)Приведен алгоритм расчета объема фильтрата бурового раствора, реги-стрируемого по данным ядерно-магнитного каротажа в интервале от-ложений венда и нижнего кембрия, расположенных на территории ли-цензионных участков в Иркутской области. Описана методика испыта-ний объектов. Рассмотрен результат сопоставления объема фильтрата

Рефераты Выпуск 41 (октябрь-декабрь 2015 г.)


бурового раствора с продуктивностью изучаемых объектов и проницае-мостью, определенной по результатам интерпретации кривой восста-новления давления.

Определение оптимальной продолжительности цикланестационарного заводнения на синтетической моделиГ.Я. Курбанова (ООО «ТННЦ»)К особенностям терригенных девонских отложений Первомайского рай-она Оренбургской области, влияющим на эффективность системы раз-работки, относятся большая глубина залегания пластов, наличие боль-шого числа разломов, обширных зон замещения, низкая вязкостьнефти, высокий газовый фактор. При существующей системе разработ-ки достижение утвержденного коэффициента извлечения нефти (КИН)не представляется возможным. В качестве замены неэффективной по-стоянной закачки предложено циклическое заводнение для восстановле-ния давления и отсрочки прорыва нагнетаемой воды к добывающимскважинам. Определены параметры цикла, при которых достигаетсянаибольший КИН, и показан негативный экономический и технологиче-ский эффекты от закачки больших объемов воды.

Проблемы моделирования нагрузки от ледовыхобразований в расчетах прочности морских сооруженийБ.Р. Лившиц, А.П. Сметанников (ООО «Арктический научный центр»)Рассмотрены способы учета нагрузки от ледовых образований в конеч-но-элементных моделях при исследовании прочности морских сооруже-ний. Проведено сравнение результатов расчета моментов от поля ровно-го льда и тороса. Моделирование тороса выполнено с учетом измененияхарактеристик льда по слоям.

Геоинформационная система поддержки полевых работ на арктическом шельфе Т.Э. Мамедов, О.А. Вербицкая, (ООО «Арктический научный центр»), Д.С. Стражников (ООО ИК «СИБИНТЕК»), П.А. Тарасов, В.А. Павлов (ОАО «НК «Роснефть»)Рассмотрены вопросы организации геоинформационной системы для под-держки проведения работ на арктическом шельфе. Работа прототипа дан-ной системы проиллюстрирована на примере информационной поддержкикомплексных исследовательских экспедиций, организуемых по заказу ОАО«НК «Роснефть» и направленных на изучение арктического шельфа Россий-ской Федерации. Представленный подход может быть использован для ин-формационного обеспечения и контроля различных видов деятельности внефтегазовом секторе, включая все виды работ на шельфе.

Повышение эффективности потокоотклоняющих технологийдля увеличения нефтеотдачи коллекторов с техногеннойтрещиноватостьюА.С. Нечаев, С.А. Козлов (АО «Самаранефтегаз»), И.А. Маринин, А.В. Ворошилов (ООО «Альтаир»)Отмечены недостатки существующих подходов при проектированиипотокоотклоняющих технологий в слоисто-неоднородных коллекторах.На основании результатов гидродинамических, промысловых и трассер-ных исследований доказано наличие техногенной трещиноватости в по-ровых терригенных коллекторах. Предложены новые подходы при про-ектировании потокоотклоняющих технологий. Разработана новая тех-нология, позволяющая достичь высокой технико-экономической эф-фективности. Охарактеризованы основные преимущества разработан-ной технологии. Даны рекомендации по ее применению.

Концепция построения системы цифрового управленияэнергосистемами месторожденийД.А. Новицкий (ЗАО «Институт энергетических систем»), О.В. Персов (ОАО «НК «Роснефть»)Представлен подход к построению информационной системы, позволяю-щей разработать стратегию развития и эксплуатации энергосистем место-рождений на основании их цифровых моделей. Предложена последова-тельность действий, направленных на переход от «бумажного» к цифрово-му представлению энергосистем. Данная деятельность охватывает различ-ные аспекты работы с энергосистемой: от управления активами до иссле-дования вопросов устойчивости.

of considered deposits, and permeability defined by the results of pressurerecovery curve interpretation.

Optimum cycle time determination of unsteady water floodingon synthetic model G.Yа. Kurbanova (TNNC LLC, RF, Tyumen)The paper describes issues related to the problem of pressure recovery interrigenous Devonian objects. An analysis of reservoir development showedthat the reservoir pressure dropped down to saturation pressure level, andcurrent recovery factor reachs only 0.2 against approved value of 0,355; newwells stop flowing after few months of operation, their conversion to artificiallift leads to early water breakthrough and loss of wells. This study proposes toapply cyclic flooding to restore pressure and delay water breakthrough inproduction wells.

Problems of modeling the load of ice formations in the calculation of the strength of offshore structuresB.R. Livshyts, A.P. Smetannikov (Arctic Research Center LLC, RF, Moscow)The article deals with methods of accounting for the load of ice formations ina finite element model in the study of the strength of structures. A comparisonof the calculation results of the moments on the field and level ice hummockis carried out. Hummock model takes into account the changes in thecharacteristics of the ice layers.

Geographic information system software to support Arcticoffshore field surveyT.E. Mamedov, O.A. Verbitskaya (Arctic Research Center LLC, RF, Moscow), D.S. Strazhnikov (SIBINTEK LLC, RF, Moscow),P.A. Tarasov, V.A. Pavlov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)The report describes a geographic information system software to support theoffshore field operations in the Arctic shelf. Information support ofcomprehensive expeditions initiated by Rosneft OJSC to study the Arctic shelfof the Russian Federation is given as an example to illustrate the operation ofthis system prototype. The presented approach can be used for informationsupport and monitoring of various oil and gas activities, including all types ofoffshore operations.

Increase in efficiency of flow diverging EOR procedures intechnogenic fractured reservoirsA.S. Nechaev, S.A. Kozlov (Samaraneftegas JSC, RF, Samara), I.A. Marinin, Voroshilov A.V. (Altair LLC, RF, Tomsk)The authors illustrate the drawbacks in the existing approaches to thedesigning of flow diverging procedures in layered heterogeneous reservoirs.Basing on the results of hydrodynamic, field and tracer studies we prove thepresence of technogenic cleavage in porous terrigenous reservoirs. The authorsproposed the new approaches to the designing of flow diverging proceduresand developed the new procedure that allows achieving high technical andeconomic efficiency. The paper provides the basic advantages of the developedprocedure and gives the recommendations for its practical application.

Approach to model driven oilfield power systems design D.A. Novitskiy (Institute of Power Systems, RF, Moscow), O.V. Persov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)An approach to the model-based management of oilfield power systems ispresented. The authors propose a sequence of actions aimed at the transitionfrom the "paper" design to a digital representation of power systems. Thisactivity covers various aspects of the work with the power system - from assetmanagement to reliability study issues.

92

Применение акустического каротажа и скважинныхимиджеров для количественной оценки трещиноватостиА.А. Осипенко (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»)Представлен способ оценки доли трещинной пустотности в общей по-ристости с помощью комплекса стандартных и специальных методовгеофизических исследований скважин (АКШ, акустический и электри-ческий сканеры). В качестве основного индикатора трещиноватости ис-пользована кривая амплитуды когерентности поперечной волны какнаиболее чувствительной к структурным неоднородностям пород. В на-стоящее время работа проведена в двух скважинах Юрубчено-Тохом-ской зоны нефтегазонакопления и носит экспериментальный характер.

Удаление тяжелых углеводородов из нефтяного газа с использованием капиллярной конденсации на микропористых мембранахД.И. Петухов, А.В. Лукашин, А.А. Елисеев (МГУ имени М.В. Ломоносова), Е.С. Пятков, В.Н. Суртаев (ОАО «НК «Роснефть»)Рассмотрена возможность реализации принципиально нового техноло-гического подхода к разделению смесей углеводородов - использованиепористых мембран в режиме капиллярной конденсации. На примересмеси, имитирующей нефтяной газ, показано, что механизм капилляр-ной конденсации при незначительном охлаждении мембраны позволяет извлекать до 80 % конденсирующихся углеводородов (пропани более тяжелые алканы), исключая захолаживание основного объемагаза, что значительно уменьшает температуру точки росы и может бытьиспользовано для малозатратной подготовки природного и нефтяногогаза для трубопроводной транспортировки.

Развитие сенсорных технологий и техники мониторингавзрывоопасности углеводородо-воздушных смесейИ.В. Росляков, И.В. Колесник, К.С. Напольский (МГУ имени М.В. Ломоносова), А.П. Карелин, С.М. Миронов (ООО «НТЦ ИГД»), В.С. Столяров (Московский Физико-технический Институт),В.Н. Суртаев, О.А. Саяпин (ОАО «НК «Роснефть»)Предложена планарная конструкция чувствительных элементов термо-каталитических сенсоров горючих газов и паров. Рассмотрены преиму-щества применения методов и технических средств, используемых вмикроэлектронике, для получения газовых датчиков. Планарные тер-мокаталитические сенсоры с чрезвычайно низким энергопотреблениемнезаменимы при конструировании сенсорных сетей с автономными ис-точниками питания и беспроводной передачей информации, позволяю-щих повысить уровень безопасности и сократить издержки на монтажи обслуживание оборудования.

Комплексный подход к изучению геологического строенияи особенности моделирования континентальных отложенийтюменской свитыП.Д. Савченко, Е.М. Викторова, А.А. Мироненко, А.В. Давыдов,Д.Д. Сулейманов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)Рассмотрена методика комплексного анализа геологических данныхпри наличии маломощных коллекторов аллювиально-дельтового гене-зиса, которые невозможно идентифицировать с помощью 3D сейсмиче-ской сьемки. Работа выполнена на примере пласта среднеюрского воз-раста тюменской свиты, характеризующейся латеральной и вертикаль-ной неоднородностью распространения коллекторов. В ходе анализаполучена детальная фациальная модель пласта Ю2. Проведен анализ ка-чества моделей путем сопоставления с новыми скважинными данными.Приведен экономический эффект от построения детальной фациаль-ной модели. Описаны перспективы комплексного подхода к изучениювходных геологических данных.

The use of acoustic logging and borehole imagers to quantifyfractureA.A. Osipenko (KrasnoyarskNIPIneft LLC, RF, Krasnoyarsk)The tectonic and paleo hypergene fractures can significantly influence on theoil and gas reservoirs storage and filtration capacity. This paper presents amethod of estimating the proportion of fractured cavity in total porosity usingstandard and special logging techniques such as long-spaced acoustic logging,acoustic and electric scanners. Transverse waves coherence amplitude curve, asthe most sensitive to rock discontinuities, was used to indicate fractures. Theproposed method is still on the probation stage and the preliminary results ofits implementation on the two wells case study of Yurubcheno-Tokhomskoefield are shown.

Removing of heavy hydrocarbons from associated petroleumgas using capillary condensation on microporous membranesD.I. Petukhov, A.V. Lukashin, А.А. Eliseev(Lomonosov Moscow State University, RF, Moscow), E.S. Pyatkov, V.N. Surtaev (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)In this article the possibility of utilization of new technological approach –usage of porous membranes in the capillary condensation regime forhydrocarbons separation was studied. For the hydrocarbons mixture withcomposition equal to composition of associated petroleum gas the totalextraction of heavy hydrocarbons (propane and butane) equal to 80 % wasachieved with slight cooling of membrane without cooling of total gas volume.This approach allows to drastically decrease hydrocarbons dew point and canbe used for inexpensive treatment natural and associated petroleum gas forpipeline transport.

Development of sensing technologies and equipment formonitoring of explosive hydrocarbon-air mixturesI.V. Roslyakov, I.V. Kolesnik, K.S. Napolskii (Lomonosov Moscow State University, RF, Moscow), A.P. Karelin, S.M. Mironov (STC IGD LLC, RF, Lyubertsy), V.S. Stolyarov (Moscow Institute of Physics and Technology (State University), RF, Dolgoprudny), V.N. Surtaev, O.A. Sayapin (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)In this paper we suggest a planar design of the sensing elements ofthermocatalytic sensors for detection of flammable/explosive gases andvapors. We discuss the advantages of the application of preparation methods,which are used in microelectronics, for fabrication of gas sensors. Planarthermocatalytic sensors with extremely low power consumption areindispensible for development of sensors networks with battery power supplyand wireless data transmission. In comparison with cable-based solutions,wireless sensors network allows to increase safety level and to reduce expenseson installation and utilization of gas analyzers.

Complex mehods of geological data analysis and features of fluvial deposits modelling of J2 formation P.D. Savchenko, E.M. Viktorova, A.A. Mironenko, A.V. Davydov, D.D. Suleymanov (RN-UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa)The complex method of geological data analysis is shown. Such method isrelevant for productive reservoirs of fluvial-deltaic depositional environmentwith low net thickness that cannot be identified by seismic survey. Theresearch work is implemented on the example of middle Jurassic (J2) Tyumenformation that is characterized by lateral and vertical heterogeneity of net paydistribution. As a result of comprehensive analysis of geological data thedetailed facies model of J2 formation was derived. On the stage of modelsaturation the original approach of balance regions delineating was used inhydrodynamic simulator. The economic effect from such model was resultedon the optimizing of well spacing and founding of perspective zones for newdrilling. The abovementioned workflow started from the geological dataanalysis to geomodel construction was recommended for oilfields having thesame geological features with the absence of high quality seismic survey.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 4’2015


Выбор наиболее вероятной модели для оценки добычи газав условиях неопределенностей геологической информацииД.О. Скворцов, А.Ю. Юшков, С.В. Бучинский (ООО «ТННЦ»)Представлена методика выбора наиболее вероятной модели для оценкиперспектив добычи газа в условиях исходной геологической неопреде-ленности. Приведен пример использования методики на морском ме-сторождении. Описаны основные этапы выбора и результат прогнозадобычи газа на основе выбранных моделей.

Процедура оценки достоверности образцов флюидагазоконденсатных скважин на основе иерархии критериевпредставительности пробС.К. Сохошко, М. Марегатти (Тюменский гос. нефтегазовый университет)На примере месторождения Рио-Карибе, где невозможен отбор новыхпроб или использование образцов соседних схожих месторождений, рас-смотрен способ выполнения максимально точного прогноза экономиче-ского потенциала разработки залежей при высоком уровне неопределен-ности и риска. Проанализированы PVT-свойства четырех образцов, ото-бранных при выполнении геолого-разведочных работ. Предложена про-цедура проверки репрезентативности образцов флюидов и математиче-ской достоверности лабораторных анализов. Установлена иерархия кри-териев важности репрезентативных выборок в зависимости от погреш-ности замеров параметров флюидов во время отбора проб и условий ла-бораторных исследований.

Использование статистических данных для контроляструктурных построений и эффективных толщинмаломощных пластовЭ.К. Хмарин (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)Предложен механизм применения статистических данных для прогнозаэффективных толщин пластов малой толщины, а также контроля струк-турной модели. Работа выполнена на основе данных по Гремихинскомуместорождению. Последовательно описан алгоритм оценки данных, пе-рехода к построению зависимостей и непосредственно интерпретации.

Условия образования жильного кальцита в карбонатныхпородах в кровле абалакской и георгиевской свит в центральной части Западно-Сибирского бассейна А.Ю. Юрченко, Н.С. Балушкина, Г.А. Калмыков, Т.А. Шарданова,А.Ю. Бычков (МГУ имени М.В. Ломоносова), В.Ю. Прокофьев (Институт геологии рудных месторождений,петрографии, минералогии и геохимии РАН)Представлены результаты исследования карбонатных пород в кровлеабалакской и георгиевской свит из пяти скважин в центральной частиЗападно-Сибирского бассейна. Проведен анализ изотопных отношенийуглерода и кислорода, а также флюидных включений в кальците с цельюопределения природы жильного кальцита и вмещающих известняков.Рассчитана температура кристаллизации кальцита (от 130 до 202 °С).В комплексе с данными петрографического и минералогического иссле-дований, полученные результаты указывают на осаждение жильногокальцита из гидротермальных растворов, мигрировавших из нижележа-щих отложений по трещинам и ослабленным зонам в породах. Таким об-разом, коллектор формировался в карбонатных породах в зонах разви-тия трещиноватости и наличия проводящих разломов, по которыммогли перемещаться гидротермальные растворы.

The choice of most probable model for the gas productionevaluation in the conditions of geological data uncertaintyD.O. Skvortsov , A.Yu. Yushkov, S.V. Buchinskiy (TNNC LLC, RF, Tyumen)Paper describes the method of the most probable model choosing for the gasproduction evaluation in the conditions of geological data uncertainty. Alsoshows the results of the method application on the example of marinedeposits. Paper describes the main stages of the selection process and theresult of gas production prediction based on the selected models.

Assessment procedure for reliability of fluid samples of gas condensate wells based on criterial hierarchies of representative samplesS.K. Sohoshko, M. Maregatti (Tyumen State Oil and Gas University,RF, Tyumen)Under conditions of the Venezuelan offshore gas condensate Rio Caribe field,which has limited information on extensive areas, where it is not possible torecollect new samples or the use of representative and reliable ones of adjacentfields which have similar characteristics, it becomes necessary to give as possible amore accurate estimate of the economic potential of the deposits, the developmentof which involves a high level of uncertainty and risk; so the analysis of the data ofthe PVT properties of the four samples that were collected during the exploratoryactivities becomes essential. A validation procedure of the representativeness of thefluids samples and mathematical consistency of laboratory experiments isproposed. To this end a ranking of importance criteria of the samplesrepresentativeness versus the error of measurements of fluid parameters during thesampling and conditions of the laboratory tests is proposed.

Use of statistics for control of structural imaging and net pay of low-power zonesE.K. Khmarin (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)The article suggests the use of statistics to forecast the low-power netthickness, as well as for structure model control. The practical study is basedon Gremikhinskoe field data. The author consistently describes themechanism of data evaluation, crossplot development, and interpretation.

Genesis of vein calcite within limestones at the top of Abalakand Georgiev formations in the central Western SiberiaA.Yu. Yurchenko, N.S. Balushkina, G.A. Kalmykov, T.A. ShardanovaA.Yu. Bychkov (Lomonosov Moscow State University, RF, Moscow),V.Yu. Prokofiev (Institute of Geology of Ore Deposits, Petrography,Mineralogy and Geochemistry, RAS, RF, Moscow)Results of study of carbonate rocks at the top of Abalak and Georgievformations in the central Western Siberia are introduced. The rocks arepresented by micritic limestones, often cavernous, fractured by differentlydirected calcite veins. Large crystals of quartz, pyrite and barite are presentwithin veins. Due to presence of caverns and fractures the rocks are goodreservoirs. Stable carbon and oxygen isotopes investigations and analysis offluids inclusions within vein calcite and matrix have been carried out. As aresult crystallization temperature of vein calcite was determined over therange 130-202 °С. Together with petrographic data, obtained results indicatethat vein calcite precipitated from hydrothermal fluids that migrated fromunderlying strata along cracks and weakened zones. Reservoirs withincarbonate rocks are formed in the areas of high fracturing and presence ofopened fault where hydrothermal fluids can move upwards.


КОНФЕРЕНЦИИ, СЕМИНАРЫVIII Кустовая научно-техническая конференция молодых специалистов по блоку «Наука» ......................................................2−4Молодые специалисты – расширение горизонтов...............................................................................................................................1−3Эффективные технологии в области разведки и добычи углеводородов .......................................................................................4−3

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКААнохина М.С., Вирский Д.А. Риски и вероятностная оценка ресурсов перспективных структур юго-восточной части шельфа Печорского моря.................................................................................2−28Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г., Юканова Е.А., Валова Л.В., Ганичев Д.И. Возможности специальных методов геофизических исследований скважин для оценки потенциала баженовской свиты по Салымской группе месторождений................................................................................................................................................2−18Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г., Юканова Е.А., Калмыков Г.А., Валова Л.В., Ганичев Д.И. Алгоритмы определения подсчетных параметров отложений баженовской свиты по Салымской группе месторождений ...................................................................................................................................................2−9Деревскова Н.А., Кравченко Т.И., Попович Т.А., Дряблов С.В. Геохимическая характеристика и генерационный потенциал рассеянного органического вещества пильской свиты Северного Сахалина..........................................................2−24Захаров О.В. Использование технологий высокопроизводительных вычислений для геолого-гидродинамического моделирования в режиме реального времени ......................................................................1−14Иванюк В.В., Лебедев М.В., Шаповалов М.Ю. Опыт интерпретации сейсмических данных Верхнечонского месторождения как основа постоянно действующей модели ............................................................3−14Колесов В.А., Назаров Д.В., Харченко А.Д., Дармаев Б.А. Прогноз продуктивности пластов-коллекторов венд-кембрийских карбонатных отложений Восточной Сибири по данным ядерно-магнитного каротажа........................4−12Лебедев М.В. Зоны нефтегазонакопления в основных продуктивных горизонтах терригенного венда на северо-востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.......................................................1−20Мальшаков А.В., Ошняков И.О. Основы петрофизической модели Русского месторождения..............................................3−39Осипенко А.А. Применение акустического каротажа и скважинных имиджеров для количественной оценки трещиноватости ......................................................................................................................................4−4Савченко П.Д., Викторова Е.М., Мироненко А.А., Давыдов А.В., Сулейманов Д.Д. Комплексный подход к изучению геологического строения и особенности моделирования континентальных отложений тюменской свиты...............................................................................................................................4−17Сафонов В.Г., Зервандо К.Ю. Развитие геолого-разведочного проекта в Уватском районе на юге Западной Сибири .......................................................................................................................................................................3−10Хмарин Э.К. Использование статистических данных для контроля структурных построений и эффективных толщин маломощных пластов .............................................................................................................4−8Чумичева А.А., Окс Л.С. Особенности построения петрофизических моделей, применяемых при интерпретации результатов геофизических исследований скважин меловых отложений Восточного Ставрополья..................................................................................................................................2−33Щетинина Н.В., Гильманов Я.И., Анурьев Д.А., Бусуек Е.С. История развития петрофизической модели верхнечонского горизонта ....................................................................................................................................................................3−30Щетинина Н.В., Ященко С.А., Хабаров А.В. Создание пилотного петрофизического проекта и использование современных подходов в ООО «Тюменский нефтяной научный центр»......................................................3−25Юрченко А.Ю., Балушкина Н.С., Калмыков Г.А., Шарданова Т.А., Бычков А.Ю., Прокофьев В.Ю. Условия образования жильного кальцита в карбонатных породах в кровле абалакской и георгиевской свит в центральной части Западно-Сибирского бассейна........................................................................................................................4−22Янкова Н.В., Копысова И.А. Особенности сейсмогеологической модели сложнопостроенной залежи Русского месторождения .......................................................................................................................................................................3−20

ИНФОРМАЦИЯБорачук В.В., Марков Ю.Н. Применение современных мультимедийных технологий проецирования в продвижении корпоративной рекламы на автозаправочных комплексах.............................................................................................1−27

Алфавитный перечень статей, опубликованных в Научно-техническомвестнике ОАО «НК «Роснефть» в 2015 году


БУРЕНИЕ СКВАЖИНБлизнюков В.Ю., Повалихин А.С., Успенский Б.Г. О реализации эффективных технологий строительства скважин на основе опорно-технологического бурения...................................................................2−38Буренков А.И., Гудимов А.С., Луньков Г.В. Заканчивание горизонтальной скважины системой с гравийной набивкой на Русском месторождении ........................................................................................................2−44Воронин А.А. Прогнозирование поглощений бурового раствора путем поинтервальной опрессовки ствола скважины................................................................................................................................................................1−28

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙГалимов Р.Н., Хамитов И.Г., Шакшин В.П., Гилаев Г.Г., Манасян А.Э., Амиров А.А. Развитие методов прогнозирования уровней добычи при региональном интегрированном проектировании разработки нефтяных месторождений ...............................................................................................................................................2−52Гилаев Г.Г., Пупченко И.Н., Нечаев А.С., Козлов С.А., Елесин В.А., Маринин И.А. Проектирование схемы физико-химического воздействия на Озеркинском месторождении ОАО «Самаранефтегаз»................................................1−32Гильмиев Д.Р., Коваленко А.П. Численные исследования технологической эффективности трехрядной системы разработки с применением гидроразрыва пласта ........................................................1−40Гребенщиков С.А., Комагоров В.П., Фофанов О.Б., Савельев А.О., Алексеев А.А.Система адаптивного управления разработкой «интеллектуального» месторождения на основе постоянно действующей геолого-технологической модели ...........................................................................................................2−60Гусева Д.Н. Комплексный подход к оптимизации системы заводнения ......................................................................................4−45Иванцов Н.Н., Гильдерман А.А., Гордеев А.О., Гайдуков Л.А. Перспективы вовлечения в разработку тонких подгазовых оторочек высоковязкой нефти .................................................................................................3−64Кармазин М.С., Юшков А.Ю., Бучинский С.В. Оптимизация добычи газа на морских месторождениях на основе интегрированной модели.....................................................................................................................3−50Киселев А.Н., Бучинский С.В., Юшков А.Ю., Белов И.И., Нигматуллин Ф.Н., Муртазин Р.М., Исламов Р.Р., Суртаев В.Н., Лознюк О.А. Опытно-промышленная разработка туронской газовой залежи Харампурского месторождения ...........................................................................................................................................................3−46Кувакина М.С. Интеллектуальные системы заканчивания скважин для увеличения эффективности выработки контактных запасов..............................................................................................................................1−36Курбанова Г.Я. Определение оптимальной продолжительности цикла нестационарного заводнения на синтетической модели .................................................................................................................................................4−32Нечаев А.С., Козлов С.А., Маринин И.А., Ворошилов А.В. Повышение эффективности потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи коллекторов с техногенной трещиноватостью...............................................................4−40Песоцкий С.А., Перовский Д.А. Анализ неопределенностей и оценка рисков по технологическим показателям разработки перспективных залежей и площадей ................................................................3−53Петухов Д.И., Лукашин А.В., Елисеев А.А., Пятков Е.С., Суртаев В.Н. Удаление тяжелых углеводородов из нефтяного газа с использованием капиллярной конденсации на микропористых мембранах..........................................4−27Поляков А.А., Силантьев В.В., Зверев И.О., Згоба И.М. Методические основы освоения низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири.......................................................................................................2−56Скворцов Д.О., Юшков А.Ю., Бучинский С.В. Выбор наиболее вероятной моделидля оценки добычи газа в условиях неопределенностей геологической информации..............................................................4−36Шиляев А.П., Закиркин В.А. Опыт разбуривания Усть-Тегусского месторождения в условиях высокой неопределенности геологического строения.................................................................................................3−60

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫГилаев Г.Г., Гладунов О.В., Исмагилов А.Ф., Гришагин А.В., Гуров А.Н., Каверин А.А. Оптимизация состава сооружений как элемент управления затратами при обустройстве нефтяных месторождений .............................................3−78Мамонова Е.Ю., Косолапов О.А., Леванов В.М. Организация дистанционного обучения медицинского персонала здравпунктов стандартам экстренной медицинской помощи на догоспитальном этапе.........................................................3−73

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИВолков М.Г., Михайлов В.Г., Чермянин П.И. Применение имитационного моделирования для прогнозирования срока эксплуатации электроцентробежного насоса при интенсивном эрозионном износе ....................................................2−82Желонин П.В., Мухаметшин Д.М., Арчиков А.Б., Звонарев А.Н., Краевский Н.Н., Гусаков В.Н. Обоснование алгоритма выбора технологий глушения скважин..................................................................................................2−76Михайлов В.Г., Волков М.Г., Жонин А.В. Разработка алгоритмов повышения эффективности добычи нефтиэлектроцентробежными насосами в условиях ограничения потребляемой электроэнергии ..................................................3−81Сохошко С.К., Марегатти М. Процедура оценки достоверности образцов флюида газоконденсатных скважин на основе иерархии критериев представительности проб ............................................................4−48Топольников А.С., Киселев С.Е. Учет добычи нефти по пластам при одновременно-раздельной эксплуатации................2−72Якимов С.Б. О возможностях оптимизации классов износоустойчивости электроцентробежных насосов на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» .............................................................................3−85Якимов С.Б., Клусов А.А., Хузин Л.И., Ветохин Е.Г., Кононов А.Ю. О возможностях применения погружной телеметрии при эксплуатации скважинных штанговых насосов......................................................2−65


ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФАЗахаров И.В. Перспективы развития системы подводной добычи нефти и газа при освоении арктического континентального шельфа .................................................................................................................1−44Лившиц Б.Р., Сметанников А.П. Проблемы моделирования нагрузки от ледовых образований в расчетах прочности морских сооружений..............................................................................................................4−52

ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫДоломатов М.Ю., Кисмерешкин С.В., Телин А.Г., Борисов Г.К., Сафуанова Р.М., Докичев В.А. Механизм резонансной дестабилизации водоуглеводородных эмульсий в низкочастотном электромагнитном поле .........................................................................................................................................................................2−87Залалдинова А.М., Колесник И.Ю., Бикбулатов Р.В., Абрамов А.В., Винокуров А.Н. Планирование расширения инфраструктуры нефтяных месторождений на основе уточненного прогноза качества подготовки жидкости ...................................................................................................................1−52Касимов А.Т., Захаров С.И., Сухарев Н.Ю. Разработка системы формирования классов трубопроводов ...........................1−49Скуратова К.В. Оптимизация расчета объемов разработки траншеи при переходе промысловых трубопроводов через водные преграды ....................................................................................................................1−58Тарасов П.А., Павлов В.А., Кравченко А.Е., Мамедов Т.Э., Лившиц Б.Р., Зильбер В.С. Подходы к оценке затрат на вывоз нефти танкерами ледового класса с месторождений арктического шельфа ................3−93

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕГригорьев Д.А., Протасов О.Н., Сандин А.В., Михайлов М.Н. Влияние условий синтеза Фишера – Тропша в присутствии катализатора РН-ЦИР-270 на основные показатели процесса и состав синтетических углеводородов .....4−74Заглядова С.В., Шабалина Т.Н., Китова М.В., Маслов И.А., Кашин Е.В. Арктические смазочные материалы и технологии их получения ..........................................................................................................................4−60Заглядова С.В., Шабалина Т.Н., Китова М.В., Маслов И.А., Пиголева И.В. Перспективы производства белых масел с использованием гидрокаталитических процессов ........................................................................4−68Крымкин Н.Ю., Федоров А.А., Шураев М.В. Переработка пропан-пропиленовой фракции на установке олигомеризации с получением высокооктановых компонентов топлив .............................................................1−62

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИАлтунин А.Е., Семухин М.В., Ядрышникова О.А. Методы анализа различных видов неопределенности при моделировании нефтегазовых объектов...................................................................................................1−66Булкаева Е.А. Основные положения разработки компьютерных тренажеров для объектов нефтегазовой отрасли. Математическое моделирование установки короткоцикловой адсорбции ........................................1−86Дюндиков Е.Т., Чепелев А.В., Белов А.Н. Метод адаптации функциональных возможностей средств мониторинга технического состояния и безопасности объектов нефтегазового комплекса ...................................................1−76Мамедов Т.Э., Вербицкая О.А., Стражников Д.С., Тарасов П.А., Павлов В.А. Геоинформационная система поддержки полевых работ на арктическом шельфе ...................................................................4−56Труфанов Ю.С. Математическая модель количества нефтепродукта в резервуарном парке...................................................1−73

ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭНЕРГЕТИКА И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬНовицкий Д.А., Персов О.В. Концепция построения системы цифрового управления энергосистемами месторождений..................................................................................................................................4−80

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬКузнецова А.Ю., Дубровский Д.А. Модернизация отделения раскисления щелочных отходов ОАО «Ангарская нефтехимическая компания»..................................................................................................................2−91Огородников Л.Л., Моисеенко А.Б. Разработка системы формирования грозозащиты на объектах нефтедобычи .....................................................................................................................................................................1−90Росляков И.В., Колесник И.В., Напольский К.С., Карелин А.П., Миронов С.М., Столяров В.С., Суртаев В.Н., Саяпин О.А. Развитие сенсорных технологий и техники мониторинга взрывоопасности углеводородо-воздушных смесей ........................................................................................................................4−85

ООО «ТННЦ» – 15 ЛЕТАржиловский А.В. ТННЦ сегодня и завтра: крупные проекты ........................................................................................................3−5

Documents

40 56 80 - Rosneft€¦ · ские новинки представили 20 компаний-подрядчиков, работаю-щих в нефтегазовой сфере