bluuebunny/crossref_metadata_2025_split huggingface dataset:
Predicting rock-fracture zone development based on oriented core analysis
Authors: Мингазутдинов Алмаз Ниязович , Семенова Оксана Вячеславовна 
Published: July 2024

В условиях, когда месторождения региона находятся на поздней стадии разработки, одной из основных задач становится увеличение и достижение стабильности добычи углеводородного сырья на основе внедрения в нефтепоисковую практику различных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Одним из таких направлений является изучение трещиноватости пород-коллекторов и освоение их горизонтальными скважинами. В связи с этим, резко возрос интерес к научным исследованиям, повышающим надежность прогнозирования зон развития трещиноватости, позволяющим обоснованно спроектировать размещение горизонтально направленных скважин. Наилучшую комплексную информацию по параметрам трещин дают прямые наблюдения на кернах. В данной статье авторами рассматривается вопрос важности учёта ориентировки трещин при выборе рациональной системы воздействия на пласт на примере наклонной скважины № 2917г Бавлинской площади.
Since most of the Tatarstan’s oil fields are mature, hydrocarbon production increase and sustainability are of key importance. One of the ways to improve hydrocarbon production is to analyze reservoir rock fracturing and apply horizontal drilling technology. Recently, there has been an upsurge of interest in research activities that improve reliability of predicting fractured-zone development and make it possible to select optimal location of planned horizontal wells. Visual core analysis gives the most complete information on fracture parameters. This paper discusses the importance of fracture orientation data when selecting optimal formation stimulation technique, by the example of directional well No. 2917 in Bavlinsky area.
Application of volumetrics procedure to heavy oil reservoirs
Authors: Панина Софья Андреевна , Абусалимова Ренара Рамисовна , Костина Анастасия Андреевна 
Published: July 2024

Ограниченность активных запасов нефти и высокие темпы добычи и потребления привели к необходимости поиска и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, которых на балансе ПАО «Татнефть» сегодня более 80%. На протяжении последних 5 лет основной прирост запасов за счет ГРР в ПАО «Татнефть» осуществляется за счет СВН. В свете проведения в последние годы значительного количества оценочного бурения возникают новые вопросы и проблемы. Основная проблема, которую решают геологи, заключается в определении граничных значений для дифференциации пород на коллектор и неколлектор в области подсчета запасов. В работе рассмотрены несколько способов получения граничных значений. Статистическим методом, сопоставлением общей пористости и динамической пористости, построением куммулятивных кривых распределения коллекторов и неколлекторов по интервалам пористости при граничном значении проницаемости. Опираясь на исследования, сделано предположение, что сегодня доказанное наиболее вероятное граничное значение пористости равняется 20%. Хотя различные методы показывают варьирование определяемых значений граничной пористости, что требует дальнейшего изучения.
Limited volume of active oil reserves and high rates of hydrocarbon production and consumption resulted in the necessity of prospecting and developing unconventional reserves. Share of unconventional oil reserves in PJSC TATNEFT’s assets is over 80%. Over the last five years, extension additions were made mostly due to heavy oil reserves. Appraisal drilling which has been widely used in recent years, poses a lot of new questions and problems. The major issue that geologists should address is to define cutoff values that allow differentiating between reservoir and non-reservoir rocks. This paper reviews some methods to obtain cutoff values. These include a statistical method correlating total porosity with dynamic porosity; plotting cumulative curves of reservoir and non-reservoir rock distribution over the porosity intervals with permeability cutoff. Based on the studies performed, it has been assumed that the most probable current porosity cutoff is 20%. However, various methods give different porosity cutoffs, which requires further research.
Development of oil tank bottoms treatment methods
Authors: Шакирова Лейсан Наилевна 
Published: July 2024

В лабораторных условиях проведены испытания по подбору оптимального режима обработки донных осадков. В качестве испытуемого материала использовались донные осадки, отобранные с различных объектов ПАО «Татнефть». По результатам исследований разработан способ переработки донных осадков, представляющий собой двухстадийный процесс. На первой стадии производится термохимическая обработка донных осадков с использованием растворителя, что позволяет максимально полно извлечь жидкую углеводородную фазу. На второй стадии методом термодеструкции перерабатывается остаток с получением жидкого углеводородного продукта и технического грунта. Реализация данного способа переработки донных осадков на объектах ПАО «Татнефть» позволит снизить затраты на оплату услуг сторонним компаниям по утилизации нефтешламов и получить дополнительный объём нефти.
Laboratory experiments have been conducted to work out an optimum workflow for oil tank bottom sludge treatment. The study has been performed with samples of oil tank bottoms collected from various TATNEFT’s storage facilities. The research efforts resulted in the development of a two-stage treatment process. The first stage involves thermal-chemical treatment of tank bottoms with solvent to maximize the recovery of hydrocarbon liquids. The second stage consists in thermal destruction of tank bottoms with the recovery of liquid hydrocarbon product and heavy solids. Implementation of this tank bottoms handling technique at TATNET's facilities will facilitate reduction of expenditures on sludge oil treatments performed by external service companies and will enable incremental oil recovery.
A modern approach to reserves estimation using three-dimensional geological models as applied to massive oil pool
Authors: Файзуллина Светлана Робертовна , Сафаров Альберт Феликсович , Михайлов Сергей Николаевич 
Published: July 2024

Рассмотрены различные подходы геологического моделирования объектов одного из месторождений в зависимости от типа залежей нефти и их принципиальные различия. Предлагается выполнение подсчета запасов массивных залежей нефти башкирского и турнейского ярусов месторождения на трехмерной геологической модели, минуя традиционный этап двумерных построений. Обоснована эффективность подхода к построению массивных залежей нефти и подсчету запасов непосредственно на трехмерной модели.
The paper highlights various approaches to geological modelling of different production zones within one oil field depending on the type of oil accumulation. The authors propose to generate three-dimensional geological models for massive type pools of the Bashkirian and Tournaisian stages while skipping the conventional two-dimensional modelling stage. Efficiency of reserves estimation using three-dimensional models in case of massive oil pools has been substantiated.
OPTIMIZING THE DEVELOPMENT OF FAULTED UPPER DEVONIAN TERRIGENOUS SEDIMENTS OF ELABUZHSKOYE OIL FIELD USING GEOLOGICAL AND RESERVOIR SIMULATION MODELING
Authors: Низаев Р.Х. , Плаксин Е.К. , Ивонин А.А. , Давлетшин Р.Ф. , Александров Г.В. , Назмутдинов Р.Ш. 
Published: July 2024

Созданы геологическая и фильтрационная модели терригенных отложений верхнего девона Елабужского нефтяного месторождения, осложненного разломами, проведены гидродинамические расчеты по определению прогнозных технологических показателей разработки терригенных отложений верхнего девона. Расчеты прогнозных параметров проводились по двум вариантам разработки, исходя из состояния эксплуатационного объекта, для оптимизации системы разработки. На основе расчетов фильтрационной модели Елабужского нефтяного месторождения был предложен комплекс мероприятий по бурению новых скважин. Снижение эффективности разработки в последние 15 лет приводит к необходимости бурения новых скважин. В связи с этим в работе авторами предусматривается бурение новых скважин с избирательным размещением скважин. Запроектировано бурение 25 добывающих и четырех нагнетательных скважин, реликвидация двух скважин и зарезка двух боковых стволов
Geological and fluid flow models have been created for faulted Upper Devonian terrigenous sediments of Elabuzhskoye oil field. Reservoir simulations have been run to predict oil production performance of Upper Devonian terrigenous reservoirs. Production forecasts have been made for two field development scenarios, depending on current development status of the production zone, with the aim to optimize field development system. Production decline observed over the past fifteen years necessitates drilling of new wells. Thus, the authors of the paper have used the results of reservoir simulation study to come up with a drilling strategy providing for selective placement of new wells. The drilling program implies drilling of 25 production and four injection wells, unplugging of two abandoned wells and sidetracking of two lateral holes.
GEOTHERMAL ENERGY AS EFFICIENT MEANS OF ENERGY SAVING IN RUSSIAN OIL FIELDS
Authors: Гуторов Ю.А. , Габдрахманова К.Ф. 
Published: July 2024

За годы разработки нефтяных месторождений на территории России было построено и ведено в эксплуатацию свыше полуторамиллиона скважин включая разведочных, структурно-поисковых и эксплуатационных. Значительная часть этих скважин (до 30% и более) исчерпали свой ресурс и выведены из эксплуатации и законсервированы либо ликвидированы. Однако возможности их использования для утилизации геотермальной энергии вскрытых ими земных недр практически не реализуются. Хотя расчеты и опыт зарубежных стран показывают большие перспективы этой технологии в отношении её применения для выработки электроэнергии и обогрева жилых помещений в холодное время года. В статье приводятся доводы в пользу более активного внедрения этой технологии с целью обеспечения энергосбережения, особенно на месторождениях находящихся на поздней стадии эксплуатации
Over the period of oil field development in Russia, more than one and a half million wells have been drilled and put on stream, including exploratory, stratigraphic, and production wells. The majority of these wells (over 30%) became exhausted and were suspended or abandoned. These wells could be used for utilization of geothermal energy of penetrated formations; however, this is not put into practice. Studies and experience of other countries prove high potential of this method in power generation and house heating in cold season. This paper presents reasons for extensive use of this technology with the view of energy saving, especially in mature fields
PROBLEMS AND NEW APPROACHES TO GEOLOGICAL MODELING OF OIL RESERVOIRS AND SIMULATION OF OIL EXPLORATION AND PRODUCTION PROCESSES
Authors: Муслимов Р.Х. 
Published: July 2024

В статье показаны особенности построения геологических и геолого-гидродинамических моделей для решения различных задач: поисков, разведки, разработки и проектирования применения МУН. В зависимости от поставленных задач наиболее простые модели должны постепенно и непрерывно усложняться. При построении геологических моделей необходимо учитывать все геологические запасы, находящиеся в недрах рассматриваемого объекта, независимо от того, можно их сегодня извлечь или нет. При этом следует уделять большое внимание так называемым плотным (в современном понимании) разделам между пластами и изучению их роли в процессах фильтрации. Для месторождений ТЗН необходимо изучение деталей геологического строения и особенно трещиноватости при построении геолого-фильтрационных моделей, поскольку эти детали оказывают определяющее влияние на эффективность процессов разработки. Так же и при применении МУН. Приведены принципиально новые подходы к моделированию: переход от балансовых к геологическим запасам нефти, учет на поздней стадии разработки крупных месторождений процессов переформирования залежей нефти, вовлечение в разработку ранее неучтенных ресурсов в низко- и ультранизкопроницаемых пластов, техногенного изменения месторождений в процессе длительной эксплуатации, процессов подпитки углеводородами из глубин недр
The paper presents special aspects, associated with construction of geological and reservoir simulation models for addressing various challenges related to oil prospecting, exploration, field development and EOR design applications. Depending on the objectives, the simplest models require constant step-wise refinement. Geological models must take into account the total amount of in-place reserves trapped in the productive formation, regardless of whether they are economically recoverable to date or not. At the same time, great attention must be paid to so-called tight (in modern understanding) interlayers and their function in fluid flow processes. During construction of geological and fluid flow models for hard-to-recover oil fields, details of geological structure must be well studied; particularly, the fracture network, because such details are critical for efficient field development. This is the same with EOR applications. The paper presents fundamentally new approaches to the modeling process: transition from economic reserves to original oil-in-place volumes, consideration of large oil fields reformation processes at late stages of development, production of unrecorded reserves in low- and ultra-low-permeability reservoirs, long production induced changes in the field, hydrocarbon migration processes from deep petroleum subsurface
OVERVIEW OF RESERVES ESTIMATION METHOD BASED ON STANDARD REGRESSIVE DEPENDENCIES AS APPLIED FOR TATNEFT’S FIELDS
Authors: Хисамов Р.С. , Рамаданов А.В. , Сляднева Д.А. , Улидеров Р.А. , Сафаров А.Ф. 
Published: July 2024

Для подсчета запасов, оперативного пересчета или оценки запасов необходимо выполнить трудоемкий комплекс детальных исследований для обоснования подсчетных параметров. В связи с этим встает вопрос оценки запасов и ресурсов с наименьшими затратами и достаточной для практики точностью. Метод экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти, возможно, применять на различных этапах геологоразведочных работ. Возможности интерпретации сейсмических данных и регрессионные эталонные зависимости, построенные на высокой корреляционной связи подсчетных параметров, позволяют оценить ресурсы и запасы месторождений, не закладывая новых скважин, и провести ранжирование участков по очередности бурения. В данном экспериментальном исследовании авторами будет применен метод экспресс-оценки запасов и ресурсов терригенных отложений тульского горизонта 10 месторождений ПАО «Татнефть». Данный метод разработан на месторождениях Западно-Сибири, и на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции будет применен впервые
Estimation of reserves, current re-estimation of oil in place, and reserves assessment require considerable detailed research efforts for substantiation of volumetric parameters. In this context, minimization of time and labor intensity of reserves estimation while ensuring the accuracy sufficient for field applications becomes critical. Rapid assessment of original oil in place is applicable at various stages of exploration activities. Seismic interpretation capabilities and standard regressive dependencies, constructed based on strong correlation of volumetric parameters, enable estimation of in-place reserves and resources without the need for spudding new wells, and ranking of drilling sites in order of priority. In this experimental research, the authors will resort to rapid assessment method for estimation of reserves and resources of Tulskian terrigenous oil reservoirs in 10 oil fields operated by TATNEFT. Developed in West Siberian oil fields, this method will be put into practice in Volga-Ural petroleum province for the first time ever
ANOMALIES OF WELL LOGGING CURVES AND METHODS OF CORRECTION
Authors: Салимов О.В. , Насыбуллин А.В. , Салимов В.Г. 
Published: July 2024

Проанализированы аномалии (дефекты), встречающиеся на кривых геофизических методов исследования скважин. В особенности это относится к методам широкополосного акустического каротажа (АКШ), индукционного каротажа (ИК) и плотностного каротажа (ГГКП). Предложены методы и приведены примеры корректировки дефектных кривых для скважин месторождений юго-востока Татарстана. Сделаны выводы: 1. В коммерческие симуляторы ГРП, такие как MFrac или FracPRO, следует импортировать только проверенные и откорректированные кривые геофизических методов. 2. Отсутствие в файлах LAS сведений о типе приборов, формуле зондов и условиях регистрации данных не позволяет полноценно использовать все возможности программы ПРАЙМ по введению поправок в показания. Одним из возможных выходов из такой ситуации является синтезирование кривых. 3. В конструкции скважины могут быть элементы, искажающие запись геофизических параметров. Необходимо выяснить наличие, даты установки и глубины колонн, профильных перекрывателей и прочих элементов конструкции. В ряде скважин часть записи каротажа бывает выполнена в колонне, что приводит к искажению кривой
Typical well logging curve anomalies (defects) have been analyzed. This is particularly the case with full-wave acoustic logging, induction logging and density logging methods. Various methods for correction of defective well logging curves are proposed for producing areas of south-eastern part of Tatarstan. Case studies are also provided. The following conclusions have been made: 4. Commercial hydraulic fracturing simulators, such as MFrac or FracPRO, require revised and corrected well logging curves. 5. Lack of information on the type of tools and logging sonde as well as the conditions of data registration in LAS files, prevents leveraging the reading correction opportunities of PRIME software package. One of the possible solutions is generation of curves. 6. Some downhole elements may distort information related to geophysical parameters. It is necessary to specify the presence, date and depth of setting of columns, profile liners and other downhole elements. In a number of wells, some portions of well log may be recorded within the column with the resultant curve distortion
Expandable Profiled Casing strings control drilling and production troubles in oil and gas wells
Authors: Абдрахманов Г.С. , Ахмадишин Ф.Ф. , Филиппов В.П. , Львова И.В. , Залятдинов А.А. , Тимкин Н.Я. , Вильданов Н.Н. 
Published: July 2024

В статье приведены возможные варианты применения расширяемых профильных труб для уменьшения осложнений в процессе бурения и эксплуатации скважин, а также результаты модернизации некоторых узлов оборудования для снижения затрат времени при локальном креплении стенок скважины. Установлен мировой рекорд перекрытия зоны поглощения бурового раствора расширяемой летучкой длиной 70,6 м за 22 часа без уменьшения диаметра скважины и без цементирования
The paper presents various expandable profiled casing strings applications to control drilling and production troubles. A number of assemblies of the expandable equipment for well casing in the process of drilling have been improved, which made it possible to save time. A new world record has been set – an expandable profile liner with a length of 70.6 m was set for 22 hours without the wellbore diameter loss and without cementing
Considering the effects of geological factors on hydraulic fracturing performance: a case study of Novo-Pokurskoye field
Authors: Зейгман Ю.В. , Нургалиев Р.З. , Хисамутдинов Н.И. , Гильманова Р.Х. , Махмутов А.А. 
Published: July 2024

В статье рассмотрены вопросы повышения эффективности ГРП в пределах Ново-Покурского месторождения. Показаны геологические факторы, существенно влияющие на эффективность ГРП
The paper addresses improvements in the efficiency of hydraulic fracturing operations in Novo-Pokurskoye field. Geological factors that have substantial impact on the performance of hydraulic fracturing are discussed
Analysis of criteria for assessment of performance of formation pressure maintenance system in five development blocks of late-stage Romashkinskoye field East-Leninogorskaya area
Authors: Рахмаев Л.Г. , Низаев Р.Х. , Гуторов Ю.А. 
Published: July 2024

В статье описывается новый метод диагностики эффективности системы ППД, которая применяется на пяти блоках Восточно-Лениногорской площади НГДУ «Азнакаевскнефть». При этом в качестве критерия эффективности системы ППД предлагается принять величину расхождения между проектным и текущим КИН по каждому блоку в отдельности на конкретный период его эксплуатации. В качестве определяющих показателей эффективности системы ППД предлагается применить значения трёх коэффициентов: эффективности закачки (КЭЗ), использования воды (КИВ) и промывки (КПР). В работе в качестве проблемных блоков выделяется третий и пятый, по которым величина расхождения КИН является максимальной и далее делается попытка объяснить полученный результат особенностями поведения корреляционно-статистических зависимостей между КЭЗ, КИВ и ФЭС продуктивных пластов и уровня компенсации отбора закачкой для всех пяти блоков Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения. Выполненный авторами анализ этих зависимостей показал, что они могут быть использованы в качестве диагностических критериев эффективности системы ППД при эксплуатации каждого из пяти блоков Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения
The paper presents a novel method to assess the performance of formation pressure maintenance system in five waterflooded blocks of East-Leninogorskaya area of the mature Romashkinskoye oil field operated by NGDU AZNAKAEVSKNEFT. To this end, the authors offer to apply the value of divergence between the project and the current recovery factors (RF) for each block for a certain production period as a criterion of effectiveness of the formation pressure maintenance system. They also introduce three more coefficients as key indicators of formation pressure maintenance system performance. These are: the injected water-produced oil ratio, the produced water-injected water ratio, and the injected water-ROIP reserves ratio. The maximum divergence between the RF values was noted in Blocks Nos. 3 and 5. The authors attempt to explain the observed phenomenon by peculiar behavior of correlation-statistical relationships between the injected water-produced oil ratio, the produced water-injected water ratio, and the reservoir properties of the development targets, on the one hand, and the voidage replacement ratio for all five blocks, on the other hand. The analysis of the above relationships showed that they can be used as diagnostic criteria of effectiveness of formation pressure maintenance system in each of the five blocks under consideration