Декабрь 2016




Нефтегазовые компании

622.276.1/.4
В.В. Яковлев, М.М. Хасанов (ПАО «Газпром нефть»), Д.О. Прокофьев, А.В. Шушков (ООО «Газпромнефть НТЦ
Технологическое развитие Блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть», C. 6-10

Ключевые слова: технологическая стратегия, разведка и добыча, технологический вызов, управление технологиями, управление эффективностью
В целях совершенствования модели управления технологиями и эффективностью технологического планирования в Блоке разведки и добычи (БРД) компании «Газпром нефть» реализуется Технологическая стратегия. Технологическая стратегия нацелена на переход от применения подхода «Умный покупатель» технологий к использованию модели «Умный заказчик» в области технологического развития. Компания при этом фокусируется на активном поиске, быстрой адаптации и эффективном применении технологий, наиболее приоритетных для своевременного достижения ее стратегических целей. Залогом успеха становится определение приоритетных направлений технологического развития компании для преодоления стоящих перед ней технологических вызовов в части возможности расширения доступа к ресурсной базе и максимизации эффективности инвестиций в технологическое развитие. Данная работа строится на основополагающих принципах технологического развития Блока. Сама технологическая стратегия является важным компонентом Системы Технологического Менеджмента (СТМ) – единой системы управления процессами поиска, отбора, апробации, внедрения и тиражирования технологий в БРД для преодоления технологических вызовов. Для достижения целевых эффектов от реализации технологического портфеля БРД необходимо развивать и настраивать поддерживающие процессы, что особенно актуально при переходе к подходу «Умный заказчик». В настоящее время при реализации около 80 % всего портфеля проектов осуществляются покупка и адаптация готовых технологических решений. Развитие таких процессов, как управление знаниями и распространение лучших практик, а также управление внешним технологическим взаимодействием, способствует максимизации эффектов от реализации технологических проектов. Совершенствование и внедрение этих инструментов позволяет обеспечивать гибкость в формировании и актуализации портфеля технологических проектов с учетом условий меняющейся внешней среды.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Д.А. Сугаипов, А.В. Билинчук Р.Х. Туктаров, И.Л. Сандлер (ООО «Газпромнефть-Развитие»), (ПАО «Газпром нефть»), А.Р. Сарваров (АО «Мессояханефтегаз»)
Проект «Мессояха»: уникальные технологии освоения самого северного нефтяного материкового месторождения России, C. 12-15

Ключевые слова: «Газпром нефть», проектная деятельность, геология, бурение, высокие технологии, Арктика

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экономика, управление, право

622.24.001.57
А.А. Вашкевич (ПАО «Газпром нефть»), В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко, А.С. Бочков (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Развитие подходов комплексного геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть», C. 16-19

Ключевые слова: геомеханика, бурение, гидроразрыв пласта, TIV-анизотропия, устойчивость ствола скважины, напряжения, fish-bone

Приведены результаты развития направления комплексного геомеханического моделирования на примере проектов, реализованных в ПАО «Газпром нефть». Примерами успешной реализации геомеханических проектов ПАО «Газпром нефть» являются Пальяновское, Новопортовское, Восточно-Мессояхское, Царичанское, Вынгаяхинское, Западно-Салымское месторождения. В частности, методики геомеханического моделирования для условий Пальяновского месторождения позволили оценить необходимую для поддержания стабильности ствола скважины плотность бурового раствора. С помощью трехмерной геомеханической модели определено расположение проводящих разломов, обусловливающих катастрофические поглощения на Царичанском месторождении. В результате комплексирования результатов моделирования с данными бурения сократились сроки строительства скважины и повысились экономические показатели проекта. Учет текстурной анизотропии и зон аномально высокого пластового давления позволил оптимизировать зоны инициации трещины гидроразрыва пласта (ГРП) и избежать прорыва воды из вышележащих и нижележащих горизонтов на Вынгаяхинском месторождении. Предсказанные геомеханической моделью На участке Западно-Салымского месторождения с помощью геомеханической модели выполнен прогноз переориентации напряжений вблизи тектонических нарушений и скорректировано расположение трещин ГРП, что обеспечило максимальный охват продуктивного интервала.

Показано, что результаты детального геомеханического моделирования позволяют прогнозировать поведение геологических систем, оптимизировать технологические параметры. Это позволяет максимизировать экономическую эффективность эксплуатации скважин и месторождения в целом.

Накопленный опыт ПАО «Газпром нефть» свидетедьствует, что геомеханическое моделирование – необходимый инструмент, позволяющий снизить затраты на всех этапах разработки месторождения. Использование геомеханической модели для решения конкретных задач обеспечивает снижение рисков при бурении и выборе траектории скважины, дает возможность оценить потенциально перспективные зоны для бурения и проведения геолого-технических мероприятий, решить проблемы устойчивости ствола скважины. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


338.23:622.276
М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Михеев (ПАО «Газпром нефть»), В.А. Ульященко (ООО «Газпромнефть – Развитие»), И.В. Янина, Л.А. Пашкевич (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Параметрическая стоимостная модель ОРЕХ, C. 20-23

Ключевые слова: стоимостной инжиниринг, операционные затраты, параметрическая стоимостная модель, оценка затрат, база данных

Рассмотрена разрабатываемая стоимостная модель по оценке операционных затрат. Стоимостную модель можно использовать на различных этапах развития проекта, имеющих разную степень неопределенности и риска. Модель по оценке операционных затрат, имеющая выстроенные связи с моделью по оценке капитальных затрат, позволит проводить оперативную комплексную оценку общей затратной части проектов с высокой степенью детализации и качественно новым уровнем выполнения расчетов.

Анализ методической базы показал существенный дефицит методик многофакторной оценки операционных затрат на этапах концептуального проектирования, а обзор индустрии программного обеспечения – отсутствие комплексных инструментов, учитывающих специфику освоения месторождений в России и соответствующих требованиям компании «Газпром нефть». В связи с этим в компании «Газпром нефть» принято решение о разработке собственного инструмента оценки затрат, включающего проработку методических положений, создание алгоритмов расчета и накопление структурированной базы данных стоимостных и технических параметров.

В настоящее время используемые новые методы и инструменты позволяют значительно повышать точность и оперативность оценки затрат с высоким уровнем детализации и обоснованности проводимых расчетов. Охвачена вся территория деятельности компании в Российской Федерации. Проработана возможность проведения оценки в любом регионе присутствия. Реализованная к концу 2016 г. модель, в тесном взаимодействии с инструментом по определению капитальных вложений, позволит проводить комплексную оценку технико-технологических решений в рамках концептуальных проектов.

Принято решение выполнить ИТ-реализацию стоимостной модели, базы данных технологических и стоимостных показателей. Утверждена архитектура реализации проекта, выбран формат будущего продукта – web-приложение с облачным хранением данных в СУБД системы PostgreSQL (система управления базами данных). Такое решение позволит любому авторизованному пользователю корпоративной сети компании удаленно работать с расчетными модулями в режиме реального времени, без установки программного обеспечения на рабочий компьютер.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


336.6:622.24
И.Ф. Рустамов,А.О. Соболев, Г.В. Созоненко (ПАО «Газпром нефть»), Ю.В. Максимов, С.В. Третьяков, С.И. Семенов, А.А. Карачев, А.Н. Хомицкий (ООО «Газпромнефть-НТЦ»)
Создание прототипа программного комплекса по оценке стоимости скважины и его возможности, C. 24-27

Ключевые слова: стоимостной инжиниринг в бурении, прототип программного комплекса, технический предел в стоимости скважины
Рассмотрены работы по созданию собственного прототипа программного комплекса для предварительной оценки стоимости скважины на этапах проекта «Оценка» и «Выбор» в компании ПАО «Газпром нефть». Согласно концепции разработки инструмента выделены два основных направления в оценке стоимости скважины: техническая и стоимостная. В техническую часть прототипа включены модель расчета физических показателей бурения, базы данных типовых технических решений и база данных опыта строительства скважин по регионам присутствия компании. Программный комплекс предусматривает различные варианты расчета в зависимости от объема и достоверности исходных данных, что обеспечивает возможность его использования на различных стадиях развития проекта, различающихся объемом исходной информации. Прототип программного комплекса разработан на основе моделирования в Excel на основе технического задания на программирование. Созданы и запрограммированы модули, позволяющие прогнозировать физические объемы строительства скважины. Стоимостное направление включает подключение стоимостной базы и алгоритма определения сервисных ставок. В итоге формируется расчет с прогнозом стоимости скважины на основе выбранных и определенных параметров в технических модулях. В настоящее время прослеживаются тенденции возможного использования данного программного комплекса также для бизнес-планирования текущей деятельности в горизонте 1-5 лет. С помощью разработанного инструмента проведены расчеты по определению «Технического предела в стоимости скважины». Результаты моделирования показали, что фактически построенная скважина с минимальной стоимостью на 17 % дороже «лучшей композитной скважины по стоимости».

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


338.45:622.276
А.В. Евникеева, И.В. Кузьменкова, С.А. Ялыгин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Развитие подхода к ресурсному планированию инжиниринговых проектов в нефтегазовом секторе, C. 28-31

Ключевые слова: планирование трудовых ресурсов, сбор статистики по трудовым затратам, регрессионный анализ, нормирование трудовых затрат
Рассмотрено определение нормативов трудовых затрат на выполнение инжиниринговых нефтегазовых проектов в современных условиях. Комплексный подход к реализации таких проектов предполагает системное планирование трудовых, временных и финансовых ресурсов и находится на стыке двух областей знаний – экономики и управления персоналом. В результате такого межфункционального взаимодействия создана новая концепция ресурсного планирования, которая позволяет гибко управлять реализацией проектов, а также оценивать их эффективность. В статье рассмотрены теоретические аспекты планирования и контроля трудовых затрат организации, предложен поэтапный подход к вычислению нормативов по каждому виду работ. Подход основан на применении аппарата регрессионного анализа, который позволяет на основании собранной статистической базы по фактическим трудозатратам на проектные работы получать их усредненные значения в зависимости от изменения внешних факторов, влияющих на трудовые затраты, а также с учетом личностно-деловых качеств сотрудников, задействованных в выполнении проектных работ. Предложенная концепция дает возможность не только планировать необходимую численность и профессионально-квалификационную структуру предприятия, но также расставлять приоритеты в выполняемых работах и управлять загрузкой исполнителей, что в свою очередь ведет к снижению финансовых и временных затрат. Дополнительные возможности подхода заключаются в управлении эффективностью, которую при наличии плановых нормативов труда и фактически затраченного времени на выполнение работ, можно рассчитать как для отдельного исполнителя, так и для проекта в целом. Подход к ресурсному планированию проиллюстрирован примером нормирования трудовых затрат для одного из инжиниринговых нефтегазовых проектов, реализованных в ООО «Газпромнефть НТЦ».

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

550.84
А.А. Вашкевич (ПАО «Газпром нефть»), К.В. Стрижнев, С.И. Чекмарев (ООО «Газпромнефть-Ангара»), Д.Е. Заграновская, А.С. Бочков, В.В. Жуков (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Ю.Л. Зуйкова, Н.Ф. Скопенко (ЗАО КЦ «Росгеофизика»)
Опыт комплексирования методов потенциальных полей площадных геохимических исследований с целью планирования геолого-разведочных работ на слабоизученных территориях залегания баженовской свиты, C. 32-35

Ключевые слова: баженовская свита, нефтематеринские породы, нетрадиционный коллектор, гранитные интрузии, высокоразрешающие сейсморазведочные работы, детальные грави- и магниторазведочные работы, геохимические исследования

Одним из немаловажных процессов возникновения в баженовской свите вторичной пористости, по мнению авторов, являются процессы эпигенеза. Формирование высоких фильтрационно-емкостных характеристик породы повышает значимость этих процессов при прогнозировании перспективных зон с наличием свободной нефти. Нетрадиционные коллекторы, содержащие залежи подвижных углеводородов, приурочены к ослабленным зонам осадочного чехла. Нефтегенерация вызвана кондиционным прогревом, связанным с гидротермально-метасоматическими процессами определенного типа в породах фундамента и особенностями строения осадочного чехла. Границы неструктурных ловушек определяются зонами разуплотнения. Виды геолого-разведочных работ (ГРР) на лицензионных участках должны отвечать стадии изученности и определять поисковые параметры для дальнейшей постановки более детальных и дорогостоящих работ, таких как высокоразрешающая сейсморазведка 3D и бурение скважин.

Представлен анализ результатов выполненных ГРР, а также возможности применения высокоточных геофизических методов, таких как детальные грави- и магниторазведка и площадные геохимические исследования, для обнаружения нетрадиционных коллекторов и неструктурных ловушек. Целесообразность комплексирования данных потенциальных полей с данными сейсморазведки определяется тем, что информация, полученная с применением каждого из этих методов, обладает специфическими особенностями. Аномалии потенциальных полей, связанные с магнитными и плотностными свойствами горных пород, отображают, во-первых, состав пород и наложенные процессы (тектонические воздействия, гидротермально-метасоматические изменения и др.), что позволяет получать вещественные характеристики геологической среды, дополняющие данные сейсморазведки, решающей в основном структурные задачи. Во-вторых, аномалии гравитационного и магнитного полей создаются преимущественно крутопадающими границами, а сейсморазведка, напротив, ориентирована на прослеживание пологих границ. Эти методы дополняют друг друга, выявляя субвертикальные тектонические и субгоризонтальные литолого-стратиграфические границы.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.83.05:622.24.05:681.5
А.В. Билинчук, Горев К.В. (ПАО «Газпром нефть»), В.В. Корябкин, П.С. Арзуманян, П.В. Кольба (ООО «Газпромнефть НТЦ»), А.Н. Сабиров (ООО «Геонавигационные технологии»)
Автоматизация процесса петрофизической интерпретации как элемент эффективной геонавигации, C. 36-39

Ключевые слова: высокотехнологичные скважины, горизонтальные скважины, сопровождение бурения, повышение эффективности, геонавигация, петрофизическая интерпретация, каротаж в процессе бурения, автоматизация, программное обеспечение

Петрофизическая интерпретация является как одним из процессов, влияющих на ключевые показатели эффективности бурения скважин. При классическом подходе подготовка и обработка геофизических данных, необходимых для последующего анализа, требуют значительных затрат труда. Рассмотрены автоматизация процесса петрофизической интерпретации и его интеграция в общее информационное поле программного продукта, предназначенного для геонавигации горизонтальных скважин.

В традиционной схеме геологического сопровождения строительства горизонтальных скважин процесс петрофизической интерпретации выстроен в основном последовательно и во многом дублирует процессы загрузки и обработки данных, получаемых в процессе бурения. При этом от качества и оперативности петрофизической интерпретации материалов каротажа в процессе бурения зависит успешность проводки ствола скважины по коллектору с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами. В связи с этим для повышения эффективности процесса геонавигации необходимо автоматизировать процесс загрузки, обработки и первичной интерпретации данных геофизических исследований скважин, а также обеспечить параллельное выполнение процессов геонавигации и петрофизической интерпретации.

Представлена реализация автоматизации процессов предварительной подготовки, загрузки и обработки данных бурения для их последующего анализа. Показано, что эффективность процесса геонавигации горизонтальных скважин повышается в результате внедрения петрофизического калькулятора, предупреждающих сигналов оповещения, визуализаторов результатов интерпретации в едином специализированном программном обеспечении для геонавигации скважин.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.834.017
А.Н. Ситников, А.В. Буторин, Г.М. Тимошенко, А.М. Вашевник (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Оценка подхода «ценности информации» к сейсмическим данным для исключения рисков бурения, C. 40-43

Ключевые слова: сейсморазведка, оценка ценности информации, (VOI), риски бурения, дерево решений

В настоящее время важным вопросом для нефтяных компаний является выбор оптимального сценария развития проекта. При этом решение данного вопроса актуально на любой стадии жизненного цикла месторождения. Основным критерием при выборе сценария развития проекта является максимизация экономического эффекта, т.е. увеличение ожидаемого чистого дисконтированного дохода NPV. Данный параметр можно оценить с использованием подхода «ценности информации» (VOI).

Рассмотрено использование подхода VOI для оценки различных мероприятий по снижению рисков сейсморазведочных работ (выполнения полевых работ, переобработки и переинтерпретации данных). Появление новых сейсмических данных приводит к изменению распределения неопределенности ключевых параметров и, следовательно, распределения NPV. Таким образом, новая информация может изменить инвестиционные решения. Риски любого проекта связаны с отсутствием точной информации о строении геологических объектов, что приводит к появлению диапазона неопределенности и, как следствие, повышению рисков при бурении скважин и увеличению затрат, связанных с неуспешным бурением. Наличие дисперсии прогноза приводит к ненулевой вероятности бурения нерентабельной скважины, что обусловливает экономические потери эксплуатационного бурения. Проведение работ СРР позволяет уменьшить стандартное отклонение прогнозируемого параметра (сузить дисперсию прогноза), отказаться от бурения заведомо нерентабельных кустов, скорректировать программу бурения. Экономия на отказе от бурения экономически невыгодных скважин (кустов) позволяет получить повысить эффективность проекта, что формирует VOI выполненного мероприятия. Если значение VOI выше, чем затраты на проведение мероприятие, то данное мероприятие является экономически целесообразным. В противном случае, экономический эффект является недостаточным, и проведение данного мероприятия нецелесообразно.

Представлены основные подходы к расчету VOI сейсморазведочных работ, как с позиции изменения запасов, так и с позиции оптимизации системы разработки. Приведена методика вычисления с использованием данных реальных проектов. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.24.001.57
А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.С. Маргарит, Е.В. Белоногов, Р.З. Зулькарниев, А.Ю. Коровин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Методология принятия решений по выбору целей бурения в условиях геологической неопределенности, C. 44-47

Ключевые слова: рейтинг целей бурения, вероятностная оценка, алгоритмы принятия решений, выбор оптимальной стратегии

Инженер-разработчик зачастую сталкивается с неопределенностью в значении того или иного параметра необходимого для проведения инженерных расчётов на основе которых необходимо принимать решение.

В компании «Газпром нефть» реализуется проект по повышению эффективности бизнес-планирования, в том числе планирования бурения новых скважин. В рамках проекта разработан инструмент, который позволяет рассчитывать показатели работы проектной скважины и выполнять вероятностную оценку потенциальных показателей ее эксплуатации с учетом геологической неопределенности. Вероятностная оценка потенциальных показателей работы скважины проводится на основе метода Монте-Карло. Для выбора оптимального варианта развития актива предлагается несколько алгоритмов, каждый из которых удовлетворяет решаемым задачам: поддержание технологических параметров на заданном уровне, пессимистичный сценарий, минимизация упущенной выгоды и выбор на основе EMV.

На основе вероятностной оценки предложен подход к выявлению параметра, характеризующегося наибольшей неопределенностью. Дано описание алгоритма, позволяющего оценить экономическую целесообразность проведения исследования.

На основе предлагаемых подходов и алгоритмов реализованы расчетные модули, расширяющие функциональные возможности инструмента формирования рейтинга целей бурения. Сформирован список целей бурения по всем текущим активам компании, включающий среднесрочный план бурения. Для каждого объекта бурения выделен ключевой параметр, характеризующийся неопределенностью, который оказывает наибольшее влияние на экономическую рентабельность проекта. Сформирован комплекс геолого-разведочных работ, позволяющих минимизировать неопределенность ключевых параметров.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.248
М.М. Хасанов, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко, Т.Н. Тимофеева, С.В. Лукин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Геомеханическое моделирование для решения задачи ограничения пескопроявления, C. 48-51

Ключевые слова: геомеханика, вынос песка, устойчивость ствола скважины, гидроразрыв пласта, прочность породы, напряжения, конечно-элементное моделирование, fishbone

Одной из проблем при разработке месторождений является неконтролируемый вынос разрушенной горной породы, который  часто становится причиной сбоев в работе скважинного оборудования и приводит к снижению продуктивности. Особо остро эта проблема проявляется при разработке неустойчивых, слабосцементированных пород, которые характеризуются низким пределом прочности. Бурение и эксплуатация скважин приводят к изменению напряженного состояния горных пород. Возникающие напряжения при определенных условиях могут вызвать обрушение стенок скважины. Представлен применяемый в компании ПАО «Газпром нефть» алгоритм геомеханического моделирования для решения задач бурения сложных скважин и выбора типа заканчивания при разработке слабосцементированных коллекторов. Подход основан на создании геомеханической модели с ее дальнейшим расширением для оценки рисков бурения скважин с ответвлением, а также для расчета допустимых депрессий, позволяющих поддерживать рентабельный дебит скважины и контролировать процессы пескопроявления. Первое представление о напряженном состоянии дает одномерная геомеханическая модель устойчивости ствола скважины. Следующий шаг – оценка устойчивости призабойной зоны на основе конечно-элементного моделирования. Предложен комплексный подход к проблеме контроля пескопроявлений в скважине. Алгоритм включает моделирование устойчивости стенок ствола при бурения сложных скважин в слабосцементированных коллекторах, формирование рекомендаций для исследований с целью развития подходов для моделирования зон пластических деформаций на основе трехмерного моделирования околоскважинной области.

Представленный алгоритм предназначен для корректного определения критической депрессии с целью снижения объемов выносимой из скважины породы. Рассмотрено геомеханическое моделирование для построения моделей устойчивости скважин Восточно-Мессояхского месторождения. Геологические особенности месторождения стали основными предпосылками к бурению скважин типа fishbone. Геомеханические расчеты позволили определить благоприятные интервалы для зарезки боковых стволов. На основе комплексного анализа предложена программа вывода скважины на режим с целью достижения максимального срока ее работы.

Методический подход, опробованный на Восточно-Мессояхском месторождении, включающий проведение исследований упруго-прочностных свойств на образцах керна, опробования пластов на кабеле, миниГРП, кавернометрию и имиджи ствола скважины до и после исследований, конечно-элементное моделирование околоскважинного пространства, позволит контролировать процессы пескопроявления на объектах со схожими геологическими условиями.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.5.001.5
Д.Ю. Баженов, А.А. Артамонов, А.Н. Шорохов (ООО «Газпромнефть – Ямал»), И.В. Перевозкин, А.А. Ридель, А.А. Колесникова, Д.А. Листойкин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований на примере нефтегазоконденсатного месторорждения ПАО «Газпром нефть», C. 52-55

Ключевые слова: нефтяная оторочка, гидродинамические исследования горизонтальных скважин, промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин

Основные запасы нефти рассматриваемого нефтегазокондестаного месторождения сосредоточены в нефтяных оторочках нижнемеловых и юрских отложений. Классическим подходом к освоению такого рода запасов нефти является бурение длинных горизонтальных скважин, ввиду необходимости создания небольших депрессий в добывающих скважинах. При этом, как правило, разработка нефтяных оторочек осложнена прорывами языков газа из газовых шапок и воды из законтурной области. В таких условиях получение информации о работе пласта, контроль и управление разработкой представляют собой крайне актуальную и в то же время сложную задачу. Для получения указанной информации применяются, в частности, методы гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований скважин. Длительный эффект влияния ствола скважины (ввиду длины горизонтальных участков 1000 м и более) при проведение ГДИС перекрывает эффект режимов течения, что позволяет достоверно определить такие важные параметры, как работающая длина горизонтального участка ствола, механический скин-фактор и вертикальная проницаемость (анизотропия пласта). При этом наиболее достоверно определяются горизонтальная проницаемость и интегральный скин-фактор.

Предложен алгоритм оценки диапазона неопределенности взаимовлияющих параметров, определяемых по данным ГДИС с низкой степенью достоверности. Показано, что комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований позволяет значительно сузить данный диапазон, оценить правильность решений по выбору оптимальных подходов к разработке объекта и применяемых технических жидкостей.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66 СГ
А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, Е.В. Белоногов, Д.А. Самоловов (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Н.С. Кубочкин (Тюменский гос. университет)
Определение оптимального режима разработки низкопроницаемых пластов при проведение многостадийного гидроразрыва, C. 56-59

Ключевые слова: низкопроницаемые коллекторы, естественный режим разработки, технико-экономическая модель, критерий эффективности разработки, оптимальный режим разработки
Рассмотрены вопросы определения условий, при которых разработка нефтяных пластов скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП) экономически более эффективна, чем разработка с заводнением. В связи с ухудшением качества запасов как на новых активах, так и в краевых зонах старых месторождений при заводнении увеличивается время реакции добывающих скважин на закачку при уменьшении пъезопроводности пласта, а также уменьшается прирост пластового давления на единицу объема закачанного агента в системах с большей сжимаемостью. Это обусловливает преимущества естественного режима в таких условиях. Для определения факторов, влияющих на эффективность естественного режима и заводнения, построена аналитическая технико-экономическая модель. В результате анализа данной модели получены безразмерные комплексы, определяющие выбор оптимального режима разработки – безразмерная стоимость строительства скважины и отношение разницы между начальной и остаточной нефтенасыщенностью к произведению полной сжимаемости системы и депрессии. Результаты расчетов оптимального режима разработки для широкого диапазона значений безразмерных комплексов обобщены в виде палетки. Построена численная модель, учитывающая возможность оптимизации времени отработки нагнетательной скважины, позволяющая уточнить получаемые в аналитических расчетах количественные значения пороговой проницаемости, ниже которой естественный режим экономически более эффективен, чем заводнение. В результате анализа аналитической модели установлено, что разработка на естественном режиме более эффективна, чем разработка с заводнением, при уменьшении эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, полной сжимаемости системы, снижении фазовой подвижности нефти, наличии аномально высокого пластового давления, повышении стоимости строительства скважины, а также снижение net-back цены нефти.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1.4(571.1)
Д.А. Сугаипов, М.М. Хасанов (ПАО «Газпром нефть»), Д.Ю. Баженов, С.С. Девятьяров (ООО «Газпромнефть-Ямал»), О.С. Ушмае, И.В. Перевозкин, М.В. Федоров (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Интегрированный подход к разработке нефтяных оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, C. 60-63

Ключевые слова: нефтяная оторочка, концепция разработки

Нефтегазоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками являются основой ресурсной базы новых регионов нефтедобычи. Разработка нефтяных оторочек сопряжена со значительными труностями: существенная зависимость от первичных методов вскрытия пласта, длительная работа залежи на режиме растворенного газа и водогазонапорном режиме, необходимость создания ценности из попутно добываемого нефтяного газа и газа газовых шапок. В статье представлены основные элементы интегрированной концепции разработки Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, введенного в эксплуатацию в 2016 г. Представлены направления развития и перспективы тиражирования опыта на другие проекты освоения нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками. В результате анализа мирового опыта установлено, что с применением первичных методов добывается от 50 до 70% всех извлекаемых запасов нефтяной оторочки. При этом основным критерием эффективности реализации первого этапа является отношение продуктивности к стоимости скважины. С другой стороны, ценность проекта зависит от баланса решений по возврату газа в пласт для поддержания пластового давления и организации внешнего транспорта с целью монетизации. Одним из эффективных инструментов управления ценностью проекта является интегрированная модель, которая предполагает одновременный расчет модели пласта, моделей скважин и модели наземной инфраструктуры. 


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66
М.М. Хасанов (ПАО «Газпром нефть»), О.Ю. Головнёва (New York University, Tandon School of Engineering)
Определение дебита вертикальных скважин с гидроразрывом пласта на неустановившемся режиме фильтрации, C. 64-68

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), нестационарный приток, трилинейное течение, аналитическое моделирование

Широкое применение методов гидроразрыва пласта (ГРП) в нефтяной отрасли в 50-е годы ХХ века привело к появлению большого числа работ, посвященных как методам оценки дебита скважин с ГРП, так и методикам определения характеристик пласта и трещины по результатам специальных исследований скважин. В работах, посвященных анализу скважинных исследований, особое внимание уделялось ранним, нестационарным режимам работы скважины, в то время как для оценки дебита скважин обычно использовалось приближение установившегося или псевдоустановившегося режима. При этом естационарный поток играет решающую роль для резервуаров с низким уровнем подвижности нефти, внося основной вклад в накопленную добычу нефти. С развитием аппарата вычислительной̆ математики, акцент сместился на численное моделирование притока и поиск аналитических приближений ушел на второй план. Отмечено, что использование крупномасштабной сетки не позволяет адекватно моделировать нестационарный режим притока малоподвижных флюидов, так как размер ячейки намного больше характерного размера вариации физических параметров, в первую очередь давления. Изменение размеров ячеек, в том числе и локальное, значительно увеличивает время расчета на модели и негативно влияет на сходимость расчетов.

Представлен подход к аналитическому описанию дебита вертикальной скважины с ГРП в режиме неустановившегося притока. Для описания притока к скважине на ранних временах получено асимптотическое решение в пространстве Лапласа модели трилинейной фильтрации. С использованием принципа десуперпозиции применительно к решениям трилинейной и псевдорадиальной фильтрации, предложено асимптотическое решение, описывающее дебит трещины ГРП в приближении бесконечного пласта на всех временах работы скважины.

Верификация предложенной модели выполнена путем сравнения с решением, полученным с использованием конечно-разностного коммерческого гидродинамического симулятора. Представленная модель позволяет проводить быструю и точную оценку дебита скважины с ГРП, избегая ошибок, связанных со сходимостью численных методов на ранних временах, а также значительно сокращая время расчета.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4.58
А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В. Буянов (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем, C. 69-71

Ключевые слова: : распределенные оптоволоконные термические системы, промыслово-геофизические исследования, горизонтальные скважины, контроль разработки

Обобщен практический опыт компании ОАО «Газпромнефть» в области адаптации и развития систем стационарного долговременного мониторинга температуры в горизонтальных скважинах с помощью распределенных оптоволоконных систем (ОВС). Первые шаги по изучению информативности метода сделаны при исследовании ОВС вертикальных скважин, вскрывающих многопластовые залежи. Данные исследований подтвердили результаты расчетов, выполненных ранее на термосимуляторе, расчеты и позволили определить условия проведения информативных исследований в горизонтальном стволе. Последующие периодические замеры в горизонтальных скважинах при операциях гидроразрыва пласта, а также полугодовой стационарный мониторинг показали высокую информативность измерения как стационарных, так и динамичных температурных полей в скважине.

С целью повышения информативности метода планируется совершать в следующих направлениях: 1) оптимизация самой системы измерения, ее компонент и стоимости; 2) формирование технологических требований, связанных с формированием и стабилизацией режима отбора/закачки в процессе измерений; 3) применение современных средств обработки и интерпретации зарегистрированных кривых.

Отмечено, что следующей актуальной производственной задачей является выбор наиболее эффективной технологии спуска ОВС в скважины механизированного фонда (кожух на электроцентробежном насосе, байпасная система или композитный жесткий кабель). Для привязки и интерпретации замеров ОВС планируется продолжить базовые замеры промыслово-геофизическими методами перед спуском стационарных систем. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Рациональное использование нефтяного газа

622.323
А.И. Власов (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.В. Самофалов (ПАО «Газпром нефть»), Ю.В. Гуйо, П.Л. Козырев (ООО «Газпромнефть-Восток»), В.А. Кириллов (Институт катализа им. Борескова СО РАН), Ю.В. Аристович, М.А. Грицай (ООО «Би Ай Технолоджи»)
Технология мягкого парового риформинга нефтяного газа на месторождении ПАО «Газпром нефть», C. 72-75

Ключевые слова: нефтяной газ, полезное использование, паровой риформинг, топливный газ, качество топлива, двигатель внутреннего сгорания, дополнительная выработка электроэнергии

Интерес ПАО «Газпромнефть» к интегрированным подходам в области концептуального инжиниринга обусловлен сокращением разведанных запасов и вовлечением в разработку новых участков с высоким уровнем сложности и неопределенности; разработкой новых месторождений со слаборазвитой инфраструктурой; вовлечением в разработку большого числа объектов и необходимостью проведения быстрых инженерных расчетов.

При разработке «зрелых» месторождений для поддержания уровней добычи необходимы повышении производственной эффективности и оперативное реагирование на изменения макросреды. В таких условиях для принятия обоснованных технологических решений на каждом этапе проектирования требуется учитывать взаимосвязь пласта, скважины и наземной инфраструктуры; выполнять многовариантные расчеты в условиях неопределенности; объективно оценивать затраты на бурение и инфраструктуру.

Существенно повысить эффективность выполнения работ позволяет единая цифровая платформа для инженерных моделей различных систем, рассматриваемых в рамках концептуального инжиниринга. Единый инструмент  проектирования обеспечивает автоматизацию расчетов и реализацию оптимизационных алгоритмов; выполнение серийных расчетов для исходных данных, задаваемых интервалами неопределенности; автоматизацию передачи информации между отдельными функциональными блоками.

Архитектура системы построена по модульному принципу и позволяет развивать инструментарий поэтапно. Каждый модуль программного продукта способен решать локальные задачи для поиска субоптимального решения и представляет собой отдельную дисциплину (область знаний), в которой в рамках интегрированного проектирования выполняются расчеты. Ключевой модуль программного продукта «Интегратор» обеспечивает связь модулей между собой и позволяет реализовать итерационный подход к решению оптимизационной задачи снижения суммарных затрат на бурение и инфраструктуру.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

658.012.011.56:002
М.М. Хасанов, Д.О. Прокофьев, О.С. Ушмаев, Б.В. Белозеров, Р.Р. Гильманов, А.С. Маргарит (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Перспективные технологии Big Data в нефтяном инжиниринге: опыт компании «Газпром нефть», C. 76-79

Ключевые слова: Big Data, когнитивные технологии, интеллектуальный анализ, предиктивная аналитика, машинное обучение

По оценкам международной консалтинговой компании Bain & Company, новые аналитические возможности работы с большими данными позволят компаниям нефтегазового сектора повысить эффективность на 6-8 %. Технологии Big Data применяются, когда решение задач требует обработки большого числа возможных вариантов и мощности современных компьютеров не хватает.

В последние годы разработано большое количество решений и продуктов для обработки структурированных и неструктурированных массивов данных - технологии Big Data. Это направление в настоящее время стало одним из ключевых драйверов развития информационных технологий и получило широкое распространение за рубежом. Прогресс в данной области дал импульс к появлению современных датчиков, собирающих огромные объемы производственной информации.

В компании «Газпром нефть» современным технологиям, в частности методам обработки и интеллектуального анализа больших массивов данных, уделяется значительное внимание. В настоящее время в компании имеется опыт реализации отдельных решений с использованием технологий Big Data и инициирован ряд масштабных проектов, нацеленных на решение задач нефтяного инжиниринга методами и инструментами когнитивных технологий.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


519.868:622.276.1/.4
В.П. Батрашкин , Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов (ООО «ГПН-Развитие»), А.Ф. Можчиль, Н.З. Гильмутдинова, Д.Е. Дмитриев (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Интегрированное концептуальное проектирование, как инструмент системного инжиниринга, C. 80-83

Ключевые слова: : инжиниринг, интегрированное концептуальное проектирование, комплексный подход, оптимизация капитальных вложений, стоимостной инжиниринг

Интерес ПАО «Газпромнефть» к интегрированным подходам в области концептуального инжиниринга обусловлен сокращением разведанных запасов и вовлечением в разработку новых участков с высоким уровнем сложности и неопределенности; разработкой новых месторождений со слаборазвитой инфраструктурой; вовлечением в разработку большого числа объектов и необходимостью проведения быстрых инженерных расчетов.

При разработке «зрелых» месторождений для поддержания уровней добычи необходимы повышении производственной эффективности и оперативное реагирование на изменения макросреды. В таких условиях для принятия обоснованных технологических решений на каждом этапе проектирования требуется учитывать взаимосвязь пласта, скважины и наземной инфраструктуры; выполнять многовариантные расчеты в условиях неопределенности; объективно оценивать затраты на бурение и инфраструктуру.

Существенно повысить эффективность выполнения работ позволяет единая цифровая платформа для инженерных моделей различных систем, рассматриваемых в рамках концептуального инжиниринга. Единый инструмент  проектирования обеспечивает автоматизацию расчетов и реализацию оптимизационных алгоритмов; выполнение серийных расчетов для исходных данных, задаваемых интервалами неопределенности; автоматизацию передачи информации между отдельными функциональными блоками.

Архитектура системы построена по модульному принципу и позволяет развивать инструментарий поэтапно. Каждый модуль программного продукта способен решать локальные задачи для поиска субоптимального решения и представляет собой отдельную дисциплину (область знаний), в которой в рамках интегрированного проектирования выполняются расчеты. Ключевой модуль программного продукта «Интегратор» обеспечивает связь модулей между собой и позволяет реализовать итерационный подход к решению оптимизационной задачи снижения суммарных затрат на бурение и инфраструктуру.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.5.014
А.В. Билинчук, Ф.Ф. Халиуллин (ПАО «Газпром нефть»), А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.С. Маргарит, И.А. Жданов И.А., Ц.В. Анджукаев (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Разработка и внедрение инструмента для достижения потенциала добычи, C. 84-86

Ключевые слова: достижение потенциала базовой добычи, регулирование закачки, подбор скважин-кандидатов для перевод под нагнетание, подбор скважин-кандидатов на восстановление продуктивности

В настоящее время эффективное управление активами является актуальной задачей для нефтяной промышленности. Одним из ключевых направлений повышения операционной эффективности является оптимизация как глобальных производственных процессов, так и организации труда всех сотрудников. При этом контроль достижения потенциала скважин в большинстве российских нефтяных компаний выполняется экспертным путем с использованием слабо интегрированных подходов и инструментов. Это приводит к принятию неоптимальных и несвоевременных решений по управлению разработкой текущих активов и соответствующим последствиям: потери добычи, рост обводненности, увеличение времени достижения проектного коэффициента извлечения нефти, непроизводительная закачка по техногенным трещинам.

Рассмотрены разработка и внедрение инструмента, позволяющего эффективно контролировать достижение геологического потенциала базовой добычи. В основу методики заложены самосогласованные численно-аналитические модели, непрерывно адаптирующиеся к информации из корпоративных баз данных. Для контроля изменения продуктивности скважин в автоматическом режиме анализируются поступающие фактические и расчетные показатели, идентифицируется проблема, вырабатываются рекомендации и выполняется прогноз эффекта от планируемого мероприятия. На основе представленных алгоритмов разработана система поддержки принятия решений, представляющая собой полноценное ИТ-решение, внедренное в промышленную эксплуатацию. При разработке информационной системы учтена организационная структура геологических подразделений компании, что нашло отражение в функциональном разделении на подсистемы. В настоящее время производственная программа мероприятий, направленных на оптимизацию базовой добычи, в существенной мере формируется на основе результатов расчетов информационной системы.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

665.62
Ю.В. Максимов, С.С. Иванов (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
. Особенности моделирования и материально-теплового расчета процесса сепарации нефти, добываемой из подгазовых нефтяных оторочек, C. 87-89

Ключевые слова: проектирование и разработка месторождений, процесс сепарации нефти, фазовые переходы, разработка подгазовых нефтяных оторочек

К трудноизвлекаемым относятся запасы нефтяных оторочек толщиной не более 1-15 м. Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, осложнена многофазностью потока в пласте, что приводит к возникновению негативных процессов, таких как оттеснение нефти в газовую зону, прорыв газа к забою добывающей скважины (увеличение газового фактора более 1500 м3/т) и расформированию нефтяной оторочки. В результате нефтеотдача не превышает 10 % начальных запасов. При проектировании процессов подготовки нефти при совместной добыче газа газовых шапок и нефти из подгазовых зон (нефтяных оторочек) нефтяными скважинами необходимо корректно моделировать компонентно-фракционный состав добываемого флюида. Основная сложность моделирования заключается в описании гипотетических или псевдокомпонентов нефти и углеводородного конденсата, добываемого с прорывным газом. Рассчитываемые гипотетические компоненты должны характеризовать состав и свойства нефти и конденсата как раздельно, так и смеси. На основании данных, полученных при разгонке, и свойств нефти и углеводородного конденсата определяются псевдокомпоненты (фракции с заданными интервалами кипения), которые характеризуются интервалом кипения, средней температурой кипения, плотностью, молярной массой, критическим давлением, температурой, объемом, ацентрическим фактором.

Учет влияния состава и количества прорывного газа на сепарацию нефти, позволяет более точно определить режимы сепарации нефти, рассчитать состав и свойства материальных потоков, выбрать основное технологическое оборудование. По результатам моделирования и материально-теплового расчета процесса сепарации нефти определяются рациональные режимы сепарации с целью обеспечения максимального выхода нефти и газа при условии соблюдения требований к давлению насыщенных паров товарной нефти и максимально возможной четкости распределения компонентов между газом и нефтью. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

553.98.061.32
В.А. Шакиров, Ю.И. Никитин, А.П. Вилесов, Д.Е. Дерюшев, К.Ф. Миропольцев (ООО «ТННЦ»)
Новое направление поисков залежей нефти на Бобровско-Покровском валу, C. 90-94

Ключевые слова: поиск новых объектов, верхнедевонский карбонатный комплекс, барьерные рифы, покрышка, ловушка, ресурсы
Показаны перспективы поиска новых залежей нефти в западной части Бобровско-Покровского вала в пределах Бузулукского лицензионного участка. Основным источником для анализа послужили результаты многолетних работ департаментов разработки, геологоразведки и центра исследования керна ООО «ТННЦ», сопровождающих эксплуатацию месторождений ПАО «Оренбургнефть». Проведена ревизия геолого-промысловых данных, определены перспективные продуктивные пласты. До 2016 г. считалось, что большая часть Бобровско-Покровского вала, особенно его западная часть, малоперспективна для поиска залежей нефти в карбонатных отложениях верхнего девона. Это убеждение подтверждалось отрицательными результатами испытаний. Следует отметить, что все испытания проводились в наиболее высокоамлитудных морфологически выраженных структурах и, как оказалось, гипсометрически высоко расположенные пласты не всегда являются продуктивными. Выполнен прогноз пространственного размещения барьерных рифов среднефаменско-заволжского и раннефаменского возраста. Уточнен диапазон нефтеносности на месторождениях, приуроченных к рифам различного возраста. Установлены и спрогнозированы зоны для поиска новых залежей в заволжских и среднефаменских отложениях. Как показал сравнительный анализ перспектив поиска новых залежей для перевода и приобщения наиболее предпочтительным является визейский ярус, причем на всех месторождениях Бобровско-Покровского вала. Однако наиболее перспективными по запасам и для добычи являются фаменские отложения, продуктивность которых можно подтвердить только бурением скважин. Зарезка и углубление боковых стволов на Тананыкском месторождении обеспечили открытие новых залежей в верхнефаменских отложениях. Использование выявленных закономерностей позволит повысить эффективность поисково-разведочных работ. Отмеченное определило новое перспективное направление поиска залежей нефти на Бобровско-Покровском валу на месторождениях контролируемых нижнефаменскими рифами.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.276.1/.4:622.243.24
Н.У. Маганов, Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), В.Б. Подавалов (НГДУ «Бавлынефть»), И.Н. Хакимзянов (ТатНИПИнефть), Л.М. Миронова (ООО «Наука»)
Развитие горизонтальных технологий бурения для выработки трудноизвлекаемых запасов на Бавлинском месторождении, C. 96-100

Ключевые слова: история применения горизонтальной технологии, турнейский объект эксплуатации, кислотное воздействие на призабойную зону, бурение скважин с горизонтальным окончанием, обводненность

Одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи в условиях заводнения является применение горизонтальной технологии, которая включает бурение скважин с горизонтальным окончанием и строительство многофункциональных скважин, а также реанимацию неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных стволов, в том числе с горизонтальным окончанием. Инициаторами применения горизонтальных технологий при разработке терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона, доманиковых отложения фаменского яруса и пашийского горизонта верхнего девона стали геологические службы ПАО «Татнефть» и НГДУ «Бавлынефть». На месторождения НГДУ «Бавлынефть» приходится 29 % общего числа горизонтальных скважин, пробуренных на указанные отложения в ПАО «Татнефть», и 56 % – на турнейский объект эксплуатации.

Дебиты нефти скважин с горизонтальным окончанием по терригенным коллекторам достигают 100 т/сут, и по слабопроницаемым карбонатам – 10 т/сут при обводненности на уровне связанной воды. В 2015 г. освоено бурение на доманиковые отложения и ввод их в эксплуатацию с использованием третичных методов увеличения нефтеотдачи и компоновок забойного оборудования, предусматривающего разобщение горизонтального участка ствола скважины на несколько зон с разными фильтрационно-емкостными свойствами.

Проектирование и технология строительства, а также освоение и эксплуатация скважин с горизонтальным окончанием в Татарстане выведены на сравнительно высокий уровень, что подтверждают технологические и технико-экономические показатели, сопоставимые с показателями ведущих зарубежных и отечественных компаний.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.24
Н.И. Крысин, И.В. Домбровский, С.Н. Кривощеков, А.А. Мелехин, Е.П. Рябоконь, А.А. Щербаков (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), И.И. Нестеров (ООО «Миконт-Инжиниринг»)
Исследование волоконно-оптических гироскопов для телеметрических систем мониторинга траектории ствола скважины, C. 102-105

Ключевые слова: система мониторинга и управления, измерительное оборудование скважин, направленное бурение скважин, инклинометры, волоконно-оптические гироскопы

В настоящее время в процессе бурения скважин со сложным профилем активно применяются телеметрические системы мониторинга траектории ствола. Эти системы позволяют повысить эффективность бурения, обеспечивают оперативную точность проводки скважин, информацию о динамике бурения в режиме реального времени для оптимизации параметров бурения, повышение скорости проходки и долговечности скважины. Оперативная информация о состоянии пласта, полученная с помощью замеров гамма-излучения, сопротивления и телеметрических измерений, позволяет регулировать траекторию скважины. Для контроля заданного направления оси ствола в пространстве, выделения участков его перегибов, которые могут вызвать осложнения при бурении и эксплуатации, определения истинных глубин залегания продуктивных пластов, а также пространственного положения забоя скважины (зенитного угла и азимута) в отдельных точках ствола скважины используют инклинометрические датчики. Одним из типов таких датчиков являются гироскопические приборы, позволяющие проводить ориентацию строительства ствола скважины в пространстве, обеспечивая начало отсчета от некоторой постоянно существующей системы координат при измерении углов и угловых скоростей. Наиболее современными, перспективными и быстроразвивающимися среди гироскопических приборов являются волоконно-оптические устройства.

В статье представлены результаты исследования экспериментального образца инерциального блока навигационной системы, построенного на базе твердотельных волоконно-оптических гироскопов российского серийного производства. Исследования показали, что данные датчики обладают необходимыми точностными характеристиками, ошибки не превышают допустимых значений. При обеспечении условий геостационарности навигационной системы в процессе бурения эти датчиков применять при разработке телеметрической системы мониторинга траектории ствола скважины.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4
С.И. Кудряшов, к.э.н., И.С. Афанасьев, Г.Д. Федорченко, В.Н. Власов (АО «Зарубежнефть»)
Развитие малых нефтедобывающих активов АО «Зарубежнефть» путем оптимизации решений по разработке, C. 106-109

Ключевые слова: мелкие месторождения, горизонтальное бурение, поддержание пластового давления, одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ), оптимизация подходов к разработке
На примере дочернего предприятия АО «Зарубежнефть» - ООО «Оренбургнефтеотдача» - рассмотрен вопрос повышения эффективности деятельности небольших нефтедобывающих активов за счет комплексного подхода к геологии и разработке. ООО «Оренбургнефтеотдача» владеет лицензиями на разведку и разработку трех мелких месторождений на севере Оренбургской области: Пашкинского, Кирсановского и Черновского, Месторождения эксплуатируются небольшим фондом скважин с начала 2000-х годов. В компании составлена в 2014 г. и в настоящее время реализуется комплексная программа повышения эффективности разработки этих месторождений. На первом этапе программа включила переинтепретацию результатов сейсморазведочных работ 3D прошлых лет и повышение базовой добычи нефти за счет внедрения системы поддержания пластового давления, применения компоновок одновременно-раздельной эксплуатации и проведения обработок призабойных зон кислотными композициями. В связи с успешными результатами, достигнутыми на первом этапе с 2015 г. на месторождениях реализуется программа поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. По результатам бурения первой разведочной скважины открыт дополнительный купол на Кирсановском месторождении с промышленными запасами нефти. При реализации программы эксплуатационного бурения способ заканчивания выбран исходя из геологических особенностей месторождений. Так, для бурения на многопластовом Пашкинском месторождении предложено строительство наклонно направленных скважин c применением компоновок одновременно-раздельной эксплуатации, а на Кирсановском месторождении - горизонтальных. Это позволило добиться экономической эффективности бурения новых скважин, которые раньше считалось неперспективным. Реализуемые мероприятия по работе с базовым фондом и бурение новых эксплуатационных скважин позволили к ноябрю 2016 г. увеличить добычу нефти по предприятию на 50 % с планами формирования полноценной системы разработки на месторождениях и дальнейшего наращивания объемов добычи в 2017 г.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66
С.В. Елкин, А.А. Алероев, Н.А. Веремко, М.В. Чертенков (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)
Учет влияния безразмерной проводимости на экспресс-расчет дебита жидкости после многозонного гидроразрыва пласта, C. 110-113

Ключевые слова: многозонный гидравлический разрыв пласта (МГРП), плоскопараллельное течение, граница зоны дренирования, взаимовлияние трещин, коэффициент безразмерной проводимости

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6 Пр. М.
В.Е. Вершинин, М.В. Вершинина (Тюменский гос. университет), В.Б. Заволжский, Ю.А. Ганькин, Р.А. Идиятуллин (ООО «Центр нефтяных технологий»), В.А. Соснин, А.С. Зимин (АО «ГосНИИ «Кристалл») А.Н. Лищук (ООО «УК «Группа ГМС»)
Кинетика химических реакций при термогазохимическом воздействии на призабойную зону водными растворами бинарных смесей, C.114-117

Ключевые слова: : термогазохимическое воздействие, бинарные смеси, методы интенсификации добычи нефти
Рассмотрены вопросы совершенствования технологии термогазохимического воздействия на призабойную зону для повышения продуктивности скважин. Особое внимание уделено проблеме повышения интенсивности теплосилового воздействия на пласт при использовании водных растворов бинарных смесей, закачанных в поровое пространство призабойной зоны. Приведены уравнения двухстадийной реакции взаимодействия исходных компонентов бинарной смеси и энтальпия реакции. Представлены данные лабораторных исследований тепловыделения и скорости химической реакции взаимодействия компонентов бинарной смеси при различных температурах и концентрациях растворов. Лабораторные исследования выполнены на двух режимах: изотермическом и адиабатичском. Показано, что повышение температуры от 25 до 75 оС приводит к увеличению скорости реакции в 1300 раз. При адиабатическом режиме наблюдается самоускорение реакции, переходящее в тепловой взрыв. Рассмотрено влияние катализаторов на скорость химической реакции. Добавление к раствору бинарной смеси катализатора-альдегида приводит к значительному повышению скорости реакции разложения даже в условиях низких температур (20 оС). Это указывает на возможность каталитического самоускорения реакции в пластовых условиях. Экспериментальным методом с использованием реактора, заполненного пористым материалом, подтверждена возможность самоускорения реакции в поровом пространстве и формирования импульсов давления, способных создать сеть трещин в пласте. Анализ результатов работы показывает, что водные растворы бинарных смесей могут активно реагировать не только в открытом объеме ствола скважины, но и в поровом пространстве в пластовых условиях. Этот факт снимает общеизвестные ограничения на массу и мощность закачиваемых горюче-окислительных составов. Увеличение массы используемой бинарной смеси позволяет повысить эффективность термогазохимического воздействия на призабойную зону за счет тепловой очистки порового пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений и создания вторичной сети трещин в пласте.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4:552.54
А.Г. Соломатин, П.А. Гришин, А.В. Осипов (АО «ВНИИнефть), Т.А. Азимов, О.В. Петрашов (АО «Зарубежнефть»)
Результаты опытных работ по тепловому воздействию на карбонатный пласт, насыщенный тяжелой нефтью, C. 118-121

Ключевые слова: пароциклическая обработка, тяжелая нефть, гидродинамическая модель, трещины

Пласт М месторождения Боко де Харуко (Республика Куба) является уникальным объектом, не имеющим полноценных аналогов в мировой практике и обладающим большими потенциальными запасами углеводородов, которые по оценкам превышают сотни миллионов тонн. Пласт М представлен карбонатным коллектором, насыщенным высоковязкой нефтью, которую скорее следует рассматривать как битум. Освоение этого объекта может иметь большое значение для обеспечения энергобезопасности Республики Куба. Освоение запасов данного объекта обеспечит возможность развития нефтехимических отраслей промышленности. АО «Зарубежнефть» инициировало опытные работы для поиска эффективных технологий разработки пласта М.

Представлены первые результаты пилотных работ по пароциклическому воздействию на пласт М. Рассмотрены некоторые особенности эксплуатации скважин и реакции пласта на закачку пара. На основе гипотезы о раскрытии трещин при определенных давлениях закачки проведена адаптация гидродинамической модели к истории разработки, получена хорошая сходимость расчетных и фактических данных. Планируется дальнейшее совершенствование модели на основе учета реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсий, уточнения проницаемости трещин и матрицы. АО «Зарубежнефть» подготовлена программа продолжения опытных и исследовательских работ для улучшения энергетических показателей воздействия на пласт и технологии в целом.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

622.276.5.05
Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, В.В. Бондаренко (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)
Разработка герметичной системы для передачи механической энергии с использованием постоянных магнитов, C. 122-125

Ключевые слова: преобразование энергии, газ, нефть, герметичная система, турбина, механическая энергия

При разработке нефтяных и газовых месторождений одной из актуальных задач является снижение энергетических затрат на добычу и подготовку углеводородов. Организация более рационального использования энергии сжатого газа помогает решить указанную задачу. Энергию сжатого газа можно преобразовать в тепловую или электрическую энергию. Процесс преобразования энергии, как правило, включает несколько этапов, на одном из которых рассматривается преобразование кинетической энергии газового потока в механическую энергию. На этом этапе энергетических преобразований используют газовую турбину, которая через трансмиссию связана с насосом или электрическим генератором. Трансмиссия служит для передачи механической энергии с обеспечением выполнения экологических требований (предотвращение попадания газа в атмосферу). Разработать герметичную систему для передачи механической энергии можно при использовании магнитной муфты, выполненной на основе постоянных магнитов и оснащенной герметичным разделительным экраном. Каждую из двух полумуфт обычно оснащают постоянными магнитами.

Рассмотрена конструкция новой магнитной муфты, у которой только одна полумуфта оснащена постоянными магнитами. Вторая полумуфта снабжена стальными роликами, которые выполняют функцию магнитопровода. В системе, где энергия сжатого газа преобразуется в тепловую энергию, стальные ролики работают при повышенной температуре, а постоянные магниты работают в зоне с более низкой температурой. Технической задачей является обеспечение более благоприятных условий для работы постоянных магнитов, что положительно отразится на надежности всей технической системы. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


621.791.8:622.276
В.К. Драгунов, А.П. Слива, И.Е. Жмурко, А.Л. Гончаров, Е.В. Терентьев, А.Ю. Марченков, Д.А. Коваленко, Е.Ю. Болохов (Национальный исследовательский университет «МЭИ»)
Разработка технологии электронно-лучевой сварки сосудов высокого давления из стали 30ХГСА, C. 126-130

Ключевые слова: электронно-лучевая сварка (ЭЛС), 30ХГСА, ультразвуковой контроль, металлографические исследования, термическая обработка, безобразцовый метод контроля, твердость на пределе текучести, твердость на пределе прочности
Разработана технология изготовления сварных конструкций из стали 30ХГСА применительно к сосудам высокого давления, обеспечивающая качественное формирование сварных швов, включающая электронно-лучевую сварку (ЭЛС), термическую обработку и ультразвуковой контроль качества с использованием методов ФАР и TOFD. Подобраны режимы ЭЛС имитаторов сварных соединений с применением развертки электронного пучка по круговой траектории, позволяющие получать качественные сварные швы замковых стыков без образования дефектов типа «корневая пила». Проведены испытания сварных соединений на статическое растяжение (ГОСТ 6996-66), металлографические исследования структуры металла шва, зоны термического влияния и основного металла. Определены характеристики прочности и пластичности металла в локальных зонах сварного соединения (металл шва, зона термического влияния) вдавливанием шара: с использованием аттестованных приборов МЭИ-Т7, по твердости на пределе текучести и на пределе прочности. Рассчитаны условный предел текучести и временное сопротивление. С использованием корреляционных связей, полученных в НИУ «МЭИ» определены относительное предельное равномерное удлинения и относительное конечное сужение. Как для металла в состоянии поставки, так и для металла после сварки и термической обработки наблюдается точное совпадение значений условного предела текучести, относительного предельного равномерного удлинения и относительного конечного сужения, полученных растяжением образцов и вдавливанием шара в основном металле. Различие значений временного сопротивления, определенных растяжением и вдавливанием, составляет 3-6%. Установлено, что термическая обработка сварных соединений обеспечивает более равномерное распределение механических свойств. Металлографические исследования и механические испытания показали, что в области замыкания шва структура и механические свойства идентичны металлу шва. Разработана методика тандемного контроля качества сварных соединений эхо-импульсным ФАР методом и методом TOFD обеспечивающая высокую точность при проведении измерений геометрических параметров дефектов; независимость обнаружения дефекта от его углового положения; отбраковку дефектных зон как по амплитудному критерию, так и по размерам несплошностей; высокую производительность контроля; цифровую запись, документирование и хранение результатов контроля.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8
О.В. Третьяков, А.В. Усенков (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»), А.В. Лекомцев, П.Ю. Илюшин, С.В. Галкин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Результаты опытно-промышленных испытаний мобильной установки подготовки скважинной продукции, C. 131-135

Ключевые слова: подготовка нефти, сырая нефть, сепаратор, отстойник нефти, термохимическая установка

Рассмотрены результаты опытно-промышленных испытаний разработанной мобильной установки подготовки скважинной продукции на установке предварительного сброса выоды «Рассвет» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Мобильная установка состоит из четырех технологических блоков, размещенных на двух основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку, монтаж на действующем объекте и представляет собой установку промысловой подготовки нефти в масштабе 1:100. Основной блок позволяет осуществлять процесс подготовки нефти и воды методом отстаивания водонефтяной эмульсии в трех технологических аппаратах с применением системы нагрева, подачей химических реагентов и пресной воды.

Установка позволяет моделировать технологический процесс площадных объектов подготовки нефти и воды, проводить испытания нового оборудования и технологий повышения качества подготовки нефти и сточной воды с возможностью дополнительного дооснащения и опробования новых средств и оборудования без изменения текущего процесса на промысловых установках (предварительного сброса воды, предварительной подготовки нефти) предприятия. За период опытно-промышленных испытаний опробованы четыре технологии. В результате их применения удалось снизить содержание твердых взвешенных частиц и нефтепродуктов в пластовой воде в 4,5-5 раз (до 10 мг/л). Разработаны рекомендации по повышению качества подготавливаемой продукции для их реализации на производстве.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518
Н.И. Крысин, С.Н. Кривощеков, А.В. Кычкин, А.А. Мелехин, М.С. Турбаков, Е.П. Рябоконь, А.А. Щербаков (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Тестирование модуля диспетчеризации системы контроля проводки скважины по заданной траектории, C. 136-139

Ключевые слова: телеметрическая система, модуль диспетчеризации, мониторинг ствола скважины, инклинометрия, нагрузочное тестирование, оценка надежности, направленное бурение скважин, роторная управляемая система (РУС)
Исследован модуль диспетчеризации разрабатываемого телеметрического комплекса мониторинга траектории ствола скважины для бурения скважин с помощью роторной управляемой системы. Рассмотрены схема оценки надежности и стенд нагрузочного тестирования программно-аппаратного комплекса наземного оборудования, включающий коммуникационный контроллер, модуль ввода, пульт оператора и блок питания. Данные функциональные блоки, соединенные последовательно, образуют модуль диспетчеризации, показатели работоспособности которого можно оценить путем непрерывного формирования, отправки, обработки и сохранения измерительной информации о состоянии скважины, имитируемой в режимах, близких к режимам реальной эксплуатации на буровой площадке. Проведение нагрузочного тестирования на стенде заключается в формировании и отправке потока данных от коммуникационного контроллера на пульт оператора массива измерений, содержащего временную метку, включая дату и время, координаты в метрической системе счисления и атрибуты – данные одометрии, азимутальные углы, температуру. Имитируемые сигналы о траектории скважины и дополнительные атрибутивные параметры, поступающие в модуль диспетчеризации, обеспечивают автоматизированный режим тестирования программно-аппаратного комплекса наземного оборудования модуля диспетчеризации и позволяют выявить элементы, снижающие общую надежность всей установки телеметрического комплекса мониторинга, на этапе разработки. В ходе непрерывного нагрузочного тестирования выявлены ошибки программного кода пульта оператора, определены граничные условия, при которых система сохраняет работоспособность в течение длительного времени, установлены параметры скорости передачи информации. На основании последовательной схемы надежности системы диспетчеризации рассчитаны основные показатели работоспособности.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

502.6: 622.276.5
А.М. Соромотин, А.Ю. Солодовников, А.А. Хатту (ТО «СургутНИПИнефть»)
Экологические последствия для окружающей среды30-летнего периода разработки месторождений(на примере Русскинского нефтяного месторождения), C. 140-143

Ключевые слова: Русскинское нефтяное месторождение, нефть, нефтяной газ, экологическое состояние природных сред, экологический мониторинг

В основном районе хозяйственной деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» – Среднем Приобье - осложняющим фактором добычи нефти и газа является высокая обводненность территории, которая в среднем превышает 40 %. На территории Русскинского месторождения обводненность превышает 70 %, 30 % приходится на лесные сообщества, включая пойменные. Добыча углеводородного сырья сопровождается воздействием на все компоненты природной среды территории месторождения. Это воздействие проявляется как в изменении внешнего облика окружающих ландшафтов, так и исходной геохимической обстановки природных сред. Происходящие изменения фиксируются на основе результатов регулярного мониторинга.

Показано, что во всех водотоках Русскинского месторождения отмечается наличие углеводородов, фенолов, биогенных веществ, тяжелых металлов и других химических веществ, содержание которых превышает установленные предельно допустимые концентрации (ПДК). Такое положение характерно не только для водотоков Русскинского месторождения, но и для других водотоков ХМАО-Югры, даже там, где не добыча углеводородов не ведется. Это подтверждено многолетними исследованиями, проведенными в разных районах автономного округа.

Аналогичная ситуация характерна и для донных отложений и почвенного покрова. Лишь в атмосферном воздухе загрязняющие вещества составляют доли ПДК.

Химические элементы и их соединения в поверхностных водах, донных отложениях и почвах имеют не только антропогенное происхождение, но и природное, связанное с процессами, протекающими в недрах земли и в почвогрунтах. Современные методы исследования позволяют учитывать загрязнения, обусловленные природными факторами и антропогенным воздействием. Тем не менее, поскольку нефтегазовая промышленность является крупным преобразователем природы, для минимизации воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду ОАО «Сургутнефтегаз» выделяются значительные средства на проведение природоохранных мероприятий на каждом месторождении. Действенность мероприятий подтверждена результатами экологического мониторинга природных сред на всех стадиях разработки месторождений. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178