bluuebunny/crossref_metadata_2025_split huggingface dataset:
TRACER STUDIES DETERMINE SPATIAL ORIENTATION OF FRACTURES IN CARBONATE RESERVOIRS USING GEOLOGICAL AND RESERVOIR SIMULATION MODELLING
Authors: Низаев Р.Х. , Егорова Ю.Л. 
Published: July 2024

С целью уточнения геологического строения объектов по результатам трассерных исследований была использована геолого-технологическая модель турнейских отложений среднего карбона и карбонатного девона 101 залежи Ново-Елховского месторождения. Адаптация параметров модели по истории разработки проводилась в двух вариантах. В первом варианте параметры модели адаптировались без учета результатов индикаторных исследований. Этот подход с учетом технологических показателей разработки называется традиционным. В результате адаптации значения проницаемостей в трещинах в направлениях Х, Y и Z получены равными 1000 мкм2. Во втором варианте адаптация параметров модели проводилась с учетом технологических показателей разработки и данных индикаторных исследований. Как показывает анализ результатов адаптации параметров модели процесс фильтрации во втором варианте существенно отличается от первого. Во втором варианте геологическое строение участка месторождения скорректировано с учетом дополнительных индикаторных исследований. В результате адаптации значения проницаемостей трещин в направлении Х равно 1300 мкм2, в направлении Y – 100 мкм2, в направлении Z – 1000 мкм2. Результаты гидродинамических расчетов на прогнозный период показывает, что накопленная добыча нефти, полученная на основе модели при традиционном подходе адаптации составляет 1471тыс.т., в модели, адаптированной с учетом индикаторных исследований – 1728тыс.т.
An available geological and reservoir simulation model for Tournaisian and Devonian sediments of the Deposit No. 101 of Novo-Elkhovskoye oil field was used to refine the geological structure of producing formations based on the results of tracer studies. Reservoir production history matching have been performed using two different approaches. The first approach relies merely on production performance data for adjustment of reservoir parameters and does not consider the results of tracer studies. This approach is called traditional. Fracture network permeability in X, Y and Z directions have been adjusted at 1000 µm2. The second approach implies consideration of both production performance data and the results of tracer studies. The second approach to history matching yields a substantially different result in terms of fluid flow characteristics. Particularly, fracture permeability in X direction has been estimated at 1300 µm2, while fracture permeabilities in Y and Z directions are 100 µm2 and 1000 µm2 respectively. Predicted cumulative oil production according to traditional approach stands at 1471 thousand tons compared to 1728 thousand tons obtained using the second approach.
EVALUATING OIL PRODUCTION PERFORMANCE OF BASHKIRIAN-STAGE CARBONATE RESERVOIRS OF KAMYSHLINSKOYE OIL FIELD BASED ON GEOLOGICAL AND FLUID FLOW MODEL
Authors: Низаев Р.Х. , Александров С.А. , Кемаева Ю.П. , Шаймухаметова В.Л. , Давлетшин Р.Ф. 
Published: July 2024

Рассматривается построение геолого-гидродинамической модели для карбонатных коллекторов Камышлинского нефтяного месторождения, настройка и адаптация полученной модели под историю разработки месторождения, использование результатов и параметров адаптация полученной модели для определения прогнозных технологических показателей объекта разработки. Созданы геологическая и фильтрационная модели карбонатных отложений башкирского объекта с учетом зависимости функции Леверетта от водонасыщенности. Проведена адаптация параметров модели по истории разработки кизеловского объекта. Проведены гидродинамические расчеты с учетом комплекса мероприятий для интенсификации отбора и повышения нефтеотдачи.
The paper looks at such issues as the construction of a geological and reservoir simulation model for carbonate reservoirs of Kamyshlinskoye oil field, history matching of the resultant model to actual field production data, and application of the results and history matching parameters for prediction of production performance of producing reservoirs. Geological and fluid flow model has been created for carbonate sediments of the Bashkirian stage considering Leverett J-function versus water saturation. History matching of the model has been performed based on historical production data of the Kizelovian producing interval. Reservoir simulation runs have encompassed various improved and enhanced recovery methods.
DISTRIBUTION OF RESERVOIRS AND IDENTIFICATION OF PROSPECT FEATURES IN UV1 FORMATION OF SAMOTLORSKOYE FIELD
Authors: Буякина И.В. , Фатеева Е.В. , Смагина Т.Н. 
Published: July 2024

В статье рассмотрены и проанализированы перепады поверхности водонефтяного контакта, тектонические и сейсмофациальные особенности пласта ЮВ1 Самотлорского месторождения. Отмечена прямая зависимость положения ВНК от современной кровли пласта ЮВ1 в целом по месторождению. Выявлены малоамплитудные перспективные ловушки
This paper presents and discusses changes in oil-water contact surface, as well as tectonic and seismic facies aspects of UV1 formation in the Samotlorskoye field. Direct dependence of oil-water contact position on the present-day top of UV1 formation across the field has been specified. Low-relief prospect features have been identified in this field
SELECTING OPTIMAL PROCEDURE OF CLUSTERING DATA FROM GEOMECHANICAL MODELING FOR HYDRAULIC FRACTURING DESIGN
Authors: Павлюков Н.А. , Павлов В.А. , Меликов Р.Ф. , Пташный А.В. , Поляков Д.А. , Самойлов М.И. , Прохоров А.В. , Королев А.Ю. , Шакиров Р.Р. 
Published: July 2024

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) в настоящее время является одним из наиболее активно используемых способов интенсификации добычи нефти на месторождениях по всему миру [1]. Учет изменения упруго-прочностных свойств и напряжений вдоль ствола скважины путем их расчета из данных ГИС по корреляционным зависимостям на основе исследований керна [2, 3] позволяет существенно улучшить качество прогнозных параметров геометрии трещины ГРП. В представленной работе рассмотрена задача по интегрированию созданных геомеханических моделей в дизайн гидроразрыва пласта [4]. Предложено несколько вариантов адаптации результатов геомеханического моделирования для целей оптимизации ГРП. На основании инженерных расчетов проведены пилотные работы по гидроразрыву пласта на трех скважинах. Промысловые геофизические исследования, такие как повторный широкополосный акустический каротаж (АКШ), шумометрия, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) с закачкой трассерной жидкости, подтвердили соответствие модельных параметров и фактически созданной геометрии трещины ГРП
Hydraulic fracturing is one of the most common methods to enhance oil recovery all over the world. Taking into account changes of stress-strain properties and stresses along the wellbore calculated using well log data from correlations based on core analyses significantly improves quality of estimated parameters of hydraulic fracture geometry. This paper reviews the problem of geomechanical models incorporation into fracturing design. Several options of geomechanical modeling data adaptation have been offered to optimize fracture design. Based on engineering analyses, pilot projects have been implemented in three wells. Downhole logging, including full-wave acoustic logging, noise logging, and pulsed neutron logging with tracer injection confirmed matching between model parameters and actual hydraulic fracture geometry
NEW GAS PROSPECTS IDENTIFIED IN WEST SUBERIAN UPPER CRETACEOUS ARGILLACEOUS-SILICEOUS FORMATION
Authors: Нассонова Н.В. , Гордеев А.О. , Дистанова Л.Р. , Кудаманов А.И. , Калабин А.А. , Кузовков А.А. 
Published: July 2024

Рассмотрены региональные критерии нефтегазоносности нетрадиционных коллекторов березовской свиты коньяк-сантон- кампанского возраста. Кратко охарактеризована литологическая характеристика отложений. Определены предварительные критерии наиболее перспективных зон на локальной структуре, которые учитывают: глинистость, коэффициент газонасыщенности, эффективную толщину, удельное электрическое сопротивление, трещиноватость. Породы находятся в стадии изучения.
The paper considers regional criteria of hydrocarbon potential for unconventional reservoirs of the Berezovskian series, Coniacian-Santonian-Campanian stages. Lithological characteristics of the sediments are summarized. Preliminary criteria of the most promising zones on local structure are defined, particularly: clay content, gas saturation factor, net thickness, specific resistivity, and fracture network. Rock studies are currently underway.
THE PRESENT AND THE FUTURE OF SMALL OIL COMPANIES IN REPUBLIC OF TATARSTAN
Authors: Муслимов Р.Х. 
Published: July 2024

Переход на рыночные условия развития в России привел к появлению частных нефтяных компаний, в том числе появлению мелких и средних нефтяных компаний. В этом процессе Татарстан оказался передовым и здесь, за короткий период, было создано 34 малых (МНК) или как их называют на Западе независимых нефтяных компаний (ННК). Благодаря поддержки руководства Республики и ее районов, поддержки и помощи «Татнефти» МНК успешно развивались и вышли на запланированный максимальный уровень добычи нефти. Роль МНК в РТ стала заметной. За более чем 20-летний период МНК накоплен большой опыт разработки геологически сложных нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Достигнутые успехи, наработанные и применяемые инновационные технологии позволяют прогнозировать длительные (до 50 х годов и далее) стабильное развитие при непрерывном расширенном воспроизводстве запасов нефти в сложных геологических условиях мелких месторождений. Этот опыт достоин внимания и развития по всей России
Transition to market economy conditions after collapse of the Soviet Union brought about creation of private-owned small- and medium-sized oil companies. Tatarstan led the list and in a rather short period, thirty-four small oil companies, or using the Western term, independent oil companies, were set up in the Republic of Tatarstan. Owing to the support provided by the Republic’s Government and the TATNEFT Company, small oil companies successfully developeed and have attained the planned oil production levels, contributing, thus, significantly to the economic development of the Republic of Tatarstan. For more than two decades, the small oil companies have gained a vast hands-on experience in development of fields with troublesome geological settings and in production of unconventional reserves. The accumulated successful oil production experience and the in-house commercially used innovation technologies suggest a long-term (up to 2050s and longer) sustainable development of small oil fields with complicated subsurface geology. This invaluable experience is worth a particular attention, examining, and extension.
ELECTRICAL SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL PUMP FOR LIFTING OF WELLSTREAM THROUGH PRODUCTION STRING
Authors: Гарифов К.М. , Кадыров А.Х. , Глуходед А.В. , Рахманов И.Н. , Арчибасов П.С. , Исмагилов Ф.З. , Любецкий С.В. 
Published: July 2024

Специалистами института «ТатНИПИнефть» компании «Татнефть» разработана насосная установка для подъема продукции скважин без использования насосно-компрессорных труб, снижающая затраты на добычу за счет применения комплекса нового оборудования. Установка осуществляет подъем пластовой жидкости непосредственно по эксплуатационной колонне, позволяет упростить, ускорить и удешевить освоение скважин, проводить ремонты без использования подъемного агрегата и привлечения бригады подземного ремонта скважин или капитального ремонта скважин. Сама технология беструбной эксплуатации скважины установкой с электроцентробежным насосом была реализована ПАО «Татнефть» на скважине 38031г 303 залежи в НГДУ «Лениногорскнефть». Суть разработки заключается в том, что на устье скважины устанавливают геофизический подъемник, используемый непосредственно для спуска и подъема электроцентробежного насоса (ЭЦН), и автонаматыватель – для намотки силового кабеля УЭЦН. Монтаж ниппеля и ЭЦН производится при помощи подъемного крана. Насосный агрегат в сборе с силовым кабелем спускают в скважину на канате и сажают на пакер. К преимуществам данной технологии относятся удешевление работ по подземному ремонту скважин при смене насоса, исключение затрат, связанных с заменой и ремонтом насосно-компрессорных труб, снижение вероятности повреждения силового кабеля при спуско-подъемных операциях. Приведенные особенности обеспечивают снижение эксплуатационных затрат. Увеличение дебита нефти достигается за счет снижения обводненности. Экономический эффект достигается за счет отказа от использования насосно-компрессорных труб и ремонтных бригад.
This work presents a pumping unit for tubingless well operation developed by research engineers of TatNIPIneft – PJSC TATNEFT. The wellstream is lifted through the production string. The electrical subsurface centrifugal pump is used for pumping. The technology for tubingless well operation using ESP was originally used in Well No. 38031 by LeninogorskNeft NGDU. At the wellhead, a logging hoist for tripping of electric submersible pump and automatic winder for winding of ESP feeding cable are installed. A hoisting crane is used to install nipple and ESP. The assembled pumping unit is run in hole on a wireline and is set on a packer. Among the advantages of the new technology are saving expenses on well servicing, replacement and repair of tubing strings, reduced risk of cable damage while tripping. All these result in OPEX reduction. Because of water cut reduction oil production is increased. Economic performance of the oil production process is also improved.
SUBSTANTIATION OF PROCEDURE FOR EVALUATION OF CRITICAL STRESSES ACTING ON CEMENT SHEATH DURING WELL INTERVENTIONS
Authors: Агзамов Ф.А. , Белоусов А.О. 
Published: July 2024

Для определения показателей, описывающих упруго-деформационные характеристики цементного камня, необходимые для предупреждения нарушения герметичности крепи, вследствие динамических и ударных воздействий, проведены расчетные, экспериментальные и промысловые исследования. Проведенный расчет прочности цементного камня, необходимой для сопротивления динамическим воздействиям, и экспериментальные исследования показали, что на момент проведения технологических операций крепь должна обеспечить надежную герметичность затрубного пространства. Анализ промысловых материалов показал, что часто после проведения гидроразрыва пластов (ГРП) герметичность цементного кольца нарушается, и в скважине фиксируются перетоки. При проведении экспериментальных работ подтвердилось влияние термической коррозии на камень из портландцемента, твердевший при температуре близкой к 100 0С. Это проявилось в снижении прочностных характеристик (пределы прочности на сжатие, изгиб, разрыв и удароустойчивость), увеличении хрупкости и тангенциальных напряжений. В целом, происходит снижение способности крепи скважины к сопротивлению динамическим воздействиям. На основании проведенных исследований предложены показатели, необходимые для оценки упруго-деформационных характеристик цементного камня.
Numerical, experimental and field studies have been conducted to determine parameters describing stress-strain performance of cement sheath required for prevention of cement structural integrity failures due to dynamic and shock loads. Estimation of cement sheath strength required to resist dynamic loads and experimental study data indicate that adequate annulus integrity should be provided before any well intervention. Analysis of field data has demonstrated that cement bond integrity failures due to hydraulic fracturing treatments are not infrequent, resulting in losses of reservoir fluids through cross-flows along the cement sheath. Experimental studies confirmed adverse impact of thermal corrosion on Portland cement sheath cured at temperatures of about 100 0С. Particularly, poor strength performance (compression, bending, tensile strength, and shock resistance), increased brittleness and circumferential stresses inside cement are observed. Ultimately, this translates into reduction of oil-well cement sheath resistance to dynamic loads. On the basis of research findings, parameters required for evaluation of cement sheath stress-strain performance are proposed.
ON PROSPECTS OF ENERGY-EFFICIENT METHOD OF CLEANING THE INNER SURFACE OF EXPORT PIPELINES
Authors: Гуторов Ю.А. , Габдрахманова К.Ф. , Измайлова Г.Р. , Гимаев И.Х. 
Published: July 2024

В работе рассматриваются различные варианты решения проблемы очистки внутренней поверхности магистральных трубопроводов предназначенных для транспортировки нефти добываемой на месторождениях России зарубежным потребителям. Поскольку большинство нефтяных месторождений, продукция которых экспортируется за рубеж, находится в суровых климатических условиях Западной и Восточной Сибири, то авторы настоящей работы предлагают энергоэффективное решение проблемы очистки внутренней поверхности МН для указанных регионов, где эта проблема является наиболее актуальной. В качестве альтернативного решения указанной проблемы авторы предлагают устройство, которое включает в свой состав топливные элементы, которые обладают уникальной особенностью генерировать тепло за счет утилизации водорода из транспортируемой продукции, т.е. обладают практически неограниченным сроком действия и не нуждаются в дополнительной заправке сырьем, что очень важно для их непрерывной работы на больших перегонах в суровых климатических условиях Севера России и существенно сокращает энергозатраты и снижает себестоимость
This paper discusses various ways to solve the problem of cleaning the inner surface of export pipelines used for transporting Russian oil to the foreign customers. The majority of fields producing oil, which is exported out, are located in Western and Eastern Siberia where the climate is rigorous. Therefore, the authors propose an energy-efficient method of pipeline cleaning in the regions with harsh weather conditions where this problem is the most pressing. A device is offered comprising fuel cells that have a distinctive ability to generate heat by hydrogen recovery from the transported oil. These cells have virtually unlimited run life and do not need refueling, which is critical for their continuous operation in long sections under harsh weather conditions of the Russian North, thus reducing energy demands and cost price.
IDENTIFICATION OF POTENTIAL PAY ZONES IN BAZHENOVSKIAN-ABALAKSKIAN SERIES OF SEVERO-DEMYANSKOYE FIELD BASED ON CORE, WELL LOGGING AND SEISMIC DATA
Authors: Боженок А.Д. , Сорокина А.В. , Бумагина В.А. 
Published: July 2024

С учетом комплексирования геолого-промысловых данных, керна, ГИС и сейсмических исследований представлен прогноз продуктивных зон в БАК (бажено-абалакский комплекс). Разработаны диагностические критерии выделения литотипов для разреза БАК. Выполнено вертикальное разбиение разреза баженовской свиты с учетом детального описания керна. Разработан алгоритм выделения перспективных зон продуктивного разреза БАК Северо-Демьянского месторождения
Potential reservoir intervals of the Bazhenovskian-Abalakskian series have been predicted based on integrated geological, field, core analysis, well logging and seismic data. Diagnostic criteria for identification of lithotypes encountered within Bazhenovskian-Abalakskian series have been developed. The Bazhenovskian formation has been cut down into strata based on detailed core description. An algorithm for identification of pay zones in the Bazhenovskian-Abalakskian sediments of Severo-Demyanskoye field has been worked out.
Geological and reservoir flow models are used to optimize development of Kurmanaevskoye field’s carbonate reservoirs
Authors: Низаев Р.Х. , Габдрахманова Р.И. , Александров С.А. , Лифантьева М.А. , Ямгутдинов М.Р. 
Published: July 2024

Созданы геологические и гидродинамические модели для карбонатных коллекторов - башкирского и верейского объектов - Курманаевского нефтяного месторождения. Геологическая модель построена с использованием пакетов программ IRAP RMS фирмы ROXAR. Для всех объектов сетка геологической модели построена с фиксированной толщиной ячеек - 0,4 м. Гидродинамическая модель создана на базе пакетов программ Tempest 7.2. компании ROXAR. При построении геологической модели карбонатных отложений использовались функции Леверетта от водонасыщенности. Ремасштабирование не проводилась. Произведена адаптация параметров моделей по фактическим данным истории разработки месторождения - использованы имеющиеся промысловые данные. Учет влияния напора краевых, подошвенных вод (водоносных горизонтов) осуществлялся с использованием аналитических зависимостей Картера-Трэйси. На основании использования результатов адаптации параметров модели по истории разработки осуществлены расчеты по определению прогнозных технологических показателей разработки объектов с учетом комплекса мероприятий для интенсификации отбора и повышения нефтеотдачи. В работе представлены карты подвижных запасов нефти залежей Курманаевского месторождения на разных этапах разработки. В рекомендуемом варианте значение КИН достигает - 0,244.
Geological and reservoir flow models have been built for the carbonate Bashkirian and Vereiskian reservoirs of the Kurmanayevskoye oil field. The geological model was built using the ROXAR’s modeling system IRAP RMS. The grid size was 0.4 m, the same for both simulated targets. The dynamic model was built using the ROXAR’s Tempest 7.2. software. To model the geology of carbonate reservoirs, J-curve was used. Upscaling was not performed. The model was history matched using the available production data. Carter-Tracy aquifer model was used to consider for aquifer performance (effect of marginal and bottomhole water). Using the production history matching results, the forecast reservoirs performances considering production enhancement operations were calculated. The paper presents the maps of mobile oil reserves of the Kurmanayevskoye oil field throughout the field production life. The expected oil recovery factor in the recommended development option is 0.244.