В статье дано обоснование для уточнения или пересмотра рабочего варианта нефтегазогеологического районирования морской части Терско-Каспийского прогиба, от точности которого зависит успех проведения здесь дальнейших нефтегазопоисковых работ. Предложена принципиально новая схема нефтегазогеологического районирования Терско-Каспийского прогиба (с увязкой его сухопутной и морской частей), которая разработана на структурно-геодинамической основе и не противоречит общепринятым представлениям об особенностях регионального геологического строения, пространственного распределения нефтегазоносности и новейшего геодинамического развития территории. Приведены схема и динамическая характеристика основных глубинных разломов северо-западной и северо-восточной ориентировок, проявляющих в пределах изучаемого прогиба высокую неотектоническую активность. Особое внимание уделено менее изученной северо-восточной разломной системе, которая наряду с разломной системой северо-западной ориентировки, сыграла важную роль в формировании структуры Терско-Каспийского прогиба. В границах прогиба выделено пять параллельно расположенных линейно-вытянутых узких зон нефтегазонакопления общекавказского простирания, где сконцентрированы все установленные на суше и шельфе залежи углеводородов и локальные поднятия (структурные носы), перспективные на нефть и газ. Каждая из выделенных зон нефтегазонакопления состоит из трех подзон, смещенных друг относительно друга при пересечении с разломами северо-восточной ориентировки (сбросо-сдвиги). Часть выделенных подзон в пределах платформенного борта прогиба являются потенциально нефтегазоносными. Принципиально новые представления в структурном и нефтегазоносном отношениях касаются восточной части Терско-Каспийского прогиба (Дагестанский выступ, Терско-Сулакская впадина и ее морское продолжение).

Новый вариант схемы нефтегазогеологического районирования сухопутной и морской частей Терско-Каспийского прогиба представляет собой научно-обоснованную альтернативу рабочему варианту нефтегазогеологического районирования, в частности, морской части прогиба и может изменить стратегию ведения здесь поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Список литературы

1. Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. Масштаб 1:2 500 000 / под ред.В.Е. Хаина и Н.А. Богданова. – М.: 2003.

2. Оценка нефтегазового и экономического потенциала Восточно-Сулакской и Диагональной зон нефтегазонакопления Каспийского моря в связи с программой работ по их освоению / А.А. Новиков, Н.М. Николаев, С.В. Делия [и др.] // В сб. Вопросы освоения нефтегазоносных бассейнов. – 2008. – Вып. 67. – С. 4–15.

3. Нефтегазообразование и нефтегазонакопление в Восточном Предкавказье / Б.А. Соколов, Ю.И. Корчагина, Д.А. Мирзоев [и др.]. – М.: Наука, 1990. – 206 с.

4. Касьянова Н.А. Формы проявления неотектогенеза в Восточном Предкавказье. – М.: Недра, 1993. – 128 с.

5. Милановский Е.Е. Новейшая тектоника Кавказа. – М.: Изд-во МГУ, 1968. – 490 с.

6. Касьянова Н.А. Современная геодинамика и ее влияние на нефтегазоносность Кавказско-Скифского региона. – М.: Геоинформмарк, 1995. – 55 с.

Современное развитие цифровых технологий сделало возможным прогнозирование характеристик углеводородных систем, обнаружение скоплений углеводородов и их развития во времени в практически недоступных ранее для геологоразведки зонах, таких как складчато-надвиговые пояса, межгорные прогибы, транспрессионные регионы осадочных бассейнов, поднадвиговые, над- и подсолевые  отложения.

В рамках технологической стратегии компании «Газпром нефть» опробована линейка практически всех новейших доступных инструментов моделирования углеводородных систем (бассейнового моделирования) и выработана методическая последовательность их применения в пространстве 1D-2D-3D на примере горно-складчатого комплекса и Предуральского предгорного прогиба юга Оренбургской области. Сложность истории развития и тектонического строения углеводородных систем осадочных бассейнов со складчато-надвиговым строением находит отражение в незакономерном распределении геохимических, петрофизических, температурных и других характеристик. Как, правило, такие углеводородные системы состоят из нескольких изолированных друг от друга систем с разными динамическими и геотермическими режимами.

Процесс цифрового моделирования углеводородных систем сложноскладчатого региона разбит на два этапа, первым из которых является восстановление геологического разреза в соответствии с додеформационными геометрическими характеристиками. Шаг структурной балансировки разреза необходим для коррекции интерпретации сейсмических данных, восстановления толщин размытых отложений, а также для подготовки структурного каркаса флюидодинамической модели углеводородной системы. Интеграция современных инструментов моделирования позволяет восстановить историю развития предполагаемых ловушек в областях сложного тектонического строения, распределение углеводородов в складчатой зоне и в поднадвиговых отложениях в цифровых моделях формата 1D/2D. Прогноз количественных характеристик углеводородных систем в трехмерном масштабе остается пока недоступным для индустриального использования.

Список литературы

1. Roure F., Sassi W. Kinematic of deformation and petroleum system appraisal in Neogen foreland fold-and-thrust belts / Petroleum Geoscience. – 1995. – V. 1. – P. 253-269.

2. Integrated charge and seal assessment in the Monagas thrust belt of Venezuela / M. Neumaier, R. Littke, T. Hantschel [et al.] // AAPG Bulletin. – 2014. –  V. 98. – № 7. – Р. 1325-1350.

3. Moretti I. Working in complex areas: new restoration workflow based on quality control, 2D and 3D restorations // Marin and Petroleum Geology. – 2008. – V. 25. – Р. 205-218.

4. Integrating structural geology and petroleum systems modeling – A pilot project from Bolivia’s fold and thrust belt / F. Baur, M. Di Benedetto, Th Fuchs [et al.] // Marine and Petroleum Geology. – 2009. – V. 26. –  Р. 573-579.

Статья посвящена вопросам геологического строения и нефтегазоносности глубокопогруженных доюрских отложений и фундамента центральных регионов Западной Сибири и образований гранитоидных пород докайнозойского кристаллического фундамента шельфа Вьетнама. Предложен возможный механизм формирования залежи нефти в фундаменте, разработана модель строения залежи и рассмотрены геохимические особенности нефтематеринских осадочных толщ доюрского возраста, облекающих выступы кристаллического фундамента Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Исследование углеводородного и микроэлементного составов нафтидов дало возможность сделать вывод о двух источниках генерации нефти: сингенетичного, связанного с органическим веществом палеозоя, и эпигенетичного, генерированного органического вещества юрских и триасовых отложений. Уточнены возможные глубины протекания процессов генерации углеводородов. Отмечено дифференцированное распределение микроэлементов, в частности ванадия и ванадилпорфиринов в нафтидах этого региона Западной Сибири.

Выделена зона минимальных концентраций в битумоидах баженовских отложений содержаний ванадия и металлопорфиринов, что, возможно, связано с различной прогретостью недр и миграцией битумоидов из нижних горизонтов в верхние. Эта зона практически совпадает с перспективной зоной нефтеносности доюрских отложений по результатам математического моделирования, проведенного авторами ранее, и с существующей нефтеносностью Ханты-Мансийского и Нюрольского регионов. Глубины вероятного обнаружения углеводородов скоплений в областях флюидопроводящих разломов в фундаменте, где увелечение катагенеза с глубиной происходит наиболее интенсивно, составляют для нефти до 3200 м, для газоконденсатов – до 4000 м. Для повышения вероятности выявления средних и крупных по запасам залежей нефти и газа в образованиях фундамента Западной Сибири по аналогии с Вьетнамом важное значение имеет выбор местоположения и глубины проектной скважины. С учетом крайне неравномерного строения толщи и распределения в ней разуплотненных трещиновато-кавернозных пород с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами необходимо перед бурением проводить сейсмические работы с использованием рассеянных волн, позволяющие картировать зоны повышенной трещиноватости.

Список литературы

1. Дмитриевский А.Н., Шустер В.Л., Пунанова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири – новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поиска, разведки и освоения месторождений углеводородов. – Saarbrucken, Deutschland: Lambert Academic Publishing, 2012. – 135 c.

2. Шустер В.Л. Проблемы нефтегазоносности кристаллических пород фундамента. – М.: ООО «Геоинформцентр», 2003. – 48 с.

3. Халимов Ю.Э. Промышленная нефтегазоносность фундамента в гранитоидных коллекторах // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 4. – http://www.ngtp.ru/ rub/9/58_2012.pdf

4. Пунанова С.А. О полигенной природе источника микроэлементов нефтей // Геохимия. – 2004. – № 8. – C. 893–907.

5. Фи Мань Тунг. Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности в бассейне Южный Коншон (шельф Южного Вьетнама): автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук. – М., 2016.

6. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской платформы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 6. – С. 20–26.

7. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа / Т.А. Кирюхина, Г.В. Ульянов, А.Д. Дзюбло [и др.] // Газовая промышленность. – 2011. – № 7. – С. 66–70.

8. Микроэлементная характеристика сырых нефтей Шаимского и Среднеобского нефтегазоносных районов Западной Сибири: новые данные. Дегазация / Ю.Н. Федоров, А.В. Маслов, Ю.Л. Ронкин, О.П. Лепихина. – М.: ГЕОС, 2010. – 586 с.

9. Чахмахчев В.А., Пунанова С.А. К проблеме диагностики нефтематеринских свит на примере баженовских отложений Западной Сибири // Геохимия. – 1992. – № 1. – С. 99–109.

10. Катагенез органического вещества мезозойских и палеозойских отложений Западной Сибири / А.Э. Конторович, А.Н. Фомин, В.О. Красавчиков, А.В. Истомин // В сб. Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. – СП-б.: ВНИГРИ, 2008. – С. 68–77.

11. Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири / А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2(61). – С. 63–75.

12. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса Западной Сибири с помощью геолого-математической программы «Выбор» // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – C. 16–19.

13. Прогноз коллекторов трещинно-кавернового типа по рассеянным сейсмическим волнам / А.Н. Кремнев [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2008. – № 3. – С. 12–16.

Месторождение нефти и газа им. Р. Требса расположено в Ненецком автономном округе, относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Резервуар трещинно-каверново-порового типа характеризуется сложным строением, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу, наличием сети амплитудных разломов, зон размыва и зон эрозии. Указанные обстоятельства обусловливают значительные сложности, возникающие при локализации остаточных запасов нефти и газа, прогнозировании наличия и характера притока в пробуренных скважинах.

Предложен комплексный подход, позволяющий определять параметры вторичной пустотности на неразбуренных участках месторождения им. Р. Требса. В рамках данного подхода итерационно осуществляется геологическое и гидродинамическое моделирование, моделирование дискретной сети трещин, что позволяет совместно использовать промысловые данные, данные гидродинамических исследований скважин, результаты интерпретации сейсмических исследований, потоковых и геомеханических исследований керна, результаты интерпретации имиджевых и акустических каротажей. Каждая итерация сопровождается корректировкой всех используемых моделей. Применение предложенного подхода позволяет прогнозировать уровни добычи нефти при водогазовом воздействии с учетом геологической неоднородности в условиях неполной разбуренности месторождения. Достоверность результатов геолого-гидродинамического моделирования подтверждена успешным прогнозированием начального пластового давления и начальных дебитов нефти вводимых в эксплуатацию скважин.

Новизна представленного подхода заключается во включении в процесс адаптации геолого-гидродинамической модели работ по перестроению модели дискретной сети трещин, интерпретации сейсмических данных, что позволило существенно изменить представление о строении коллектора и месторождения в целом.

Список литературы

1. Определение типа фильтрационной пластовой системы месторождения им. Р. Требса методами гидродинамических исследований скважин / А.И. Федоров, Р.М. Набиуллин, В.Н. Федоров [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2016. – № 5. – С. 60–63.

2. Ардисламова Д.Р., Салимгареева Э.М., Галлямова Д.Ч. Комплексный подход к моделированию естественной трещиноватости в карбонатных коллекторах // SPE  176639-RU. – 2015.    

3. Nelson R.A. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. – Woburn, Massachusetts, USA: Butterworth – Heinemann, 2001. –  332 c.

4. Петрофизическая основа интерпретации сложнопостроенных коллекторов нижнего девона и верхнего силура на месторождении имени Р. Требса / Е.К. Гайнуллина, Д.Е. Емельянов, О.Е. Кучурина [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2015. – № 5. – С. 44–46.

5. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. –  М: Недра,1986. – 608 c.

6. Гидродинамическое моделирование керна как способ анализа лабораторных экспериментов по определению параметров моделирования ВГВ на месторождении имени Р. Требса / А.А. Гимазов, К.Г. Русских, К.Ю. Муринов  [и др.] // SPE  176593-RU. – 2015. 

Одной из стратегических задач в настоящее время является разработка трудноизвлекаемых запасов углеводородов Западной Сибири, к которым относятся наряду с баженовской свитой отложения нижней и средней юры. Из-за высокой неопределенности исходных параметров стандартные методики разведки и оценки ресурсов полезных ископаемых недостаточно эффективны. Поэтому освоение трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, расположенных в низкопроницаемых коллекторах, в частности, тюменской и урманской свит, предполагает разработку и применение новых технологических приемов и методов поиска и разведки.

Актуальность работы связана с задачей увеличения прироста запасов углеводородного сырья на основе применения инновационной технологии – статистической интерпретации старого фонда материалов геофизических исследований скважин (ГИС). Целью работы являлся анализ связи вторичного процесса образования двойного электрического слоя в глинистых фациях с нефтенасыщенностью песчаного коллектора в нижне-среднеюрских пластах Томской области. В качестве инструмента определения интенсивности вторичных процессов в песчаных коллекторах нижней и средней юры, использован новый метод статистической интерпретации материалов ГИС. Интенсивные вторичные процессы являются индикаторами присутствия углеводородов и могут служить критерием их наличия. Парагенез наложенно-эпигенетических процессов пиритизации, каолинитизации и образования поверхностной электрической проводимости в глинистом цементе в песчаных интервалах указывает на их углеводородное насыщение. Представлен математический аппарат оценки перспектив воспроизводства ресурсной базы углеводородов, условия рентабельности статистической интерпретации материалов ГИС. Показана экономическая целесообразность и эффективность применения данной технологии.

Список литературы

1. Трудноизвлекаемые запасы Томской области. Направления ускоренного изучения и вовлечения в эксплуатацию / А. Герт, А. Гермаханов, И. Гончаров [и др.] // Oil&Gas Journal Russia. – 2015. – № 7 (июнь/июль). – С. 30–37.

2. Роль дизъюнктивной тектоники в формировании пустотного пространства в коллекторах пласта Ю13 Западно-Моисеевского участка Двуреченского нефтяного месторождения (Томская область) / Н.М. Недоливко, А.В. Ежова, Т.Г. Перевертайло, Е.Д. Полумогина // Изв. Томского политехнического университета. – 2005. – Т. 308. – № 5. – С. 47–53.

3. Предтеченская Е.А., Шиганова О.В., Фомичев А.С. Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижнесреднеюрских нефтегазоносных отложениях Западной Сибири как индикаторы флюидодинамических процессов в зонах дизъюнктивных нарушений // Литосфера. – 2009. – № 6. – С. 54–65.

4. Мельник И.А. Технология повышения информативности данных ГИС с целью выделения зон наложенного эпигенеза в песчаниках-коллекторах // Вестник Томского государственного университета. – 2007. – № 12. – С. 223–227.

5. Мельник И.А. Определение интенсивности геохимических процессов по материалам геофизических исследований скважин / Новосибирск: СНИИГГиМС, 2016. – 146 с.

6. Геологическое строение, стратиграфия и перспективы нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений Томской области / И.А. Мельник, К.Ю. Смирнова, С.В. Зимина [и др.] // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2015. – Т. 326. – № 11. – С. 20–30.

7. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. – Л.: Недра, 1992. – 239 с.

8. Зубков М.Ю. Кристаллографическое и литолого-петрографическое обоснование электрических свойств минералов железа, глин и терригенных коллекторов (на примере пластов БВ8 и ЮВ1 Повховского месторождения). Ч. 1 // Горные ведомости. – 2008. – № 11. – С. 20–32.

9. Зубков М.Ю. Кристаллографическое и литолого-петрографическое обоснование электрических свойств минералов железа, глин и терригенных коллекторов (на примере пластов БВ8 и ЮВ1 Повховского месторождения). Ч. 2 // Горные ведомости. – 2008. – № 12. – С. 30-53.

Высокие неоднородность карбонатных коллекторов, анизотропия свойств и степень влияния на фильтрационно-емкостные свойства вторичных процессов вносит существенную неопределенность в распределение свойств в межскважинном пространстве.

В статье предложена методика прогнозирования коллекторских свойств карбонатных отложений фаменского яруса в Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции на основе петроупругого моделирования. В основе методики лежит принцип комплексирования разномасштабных геолого-геофизических исследований. По изучаемым карбонатным отложениям выполнена литологическая типизация пород и выделены типы коллекторов. По результатам комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин построены детальные объемные литолого-петрофизические модели с последующей увязкой полученных результатов с данными литологических исследований кернового материала. Подобрана эффективная модель для изучаемых карбонтаных отложений и выполнено моделирование. Сформулированы критерии прогнозирования коллекторских свойств по сейсмическим данным с использованием методов амплитудной инверсии.

Показано, что разработка и внедрение подходов к прогнозированию коллекторских свойств, основанных на петроупругом моделировании, является современным и актуальным направлением улучшения качества сейсмического прогноза и повышения точности геологических и гидродинамических моделей. В статье рассмотрен опыт применения методики петроупругого моделирования на одном из месторождений Центрально-Хорейверского поднятия. Предлагаемая методика может быть адаптирована для соседних или схожих по литологическим особенностям и геологическому строению карбонатных месторождений.

Список литературы

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. – М.: Недра, 1991. – 368 с.

2. Xu S., White R.E. A new velocity model for clay-sand mixtures // Geophysical Prospecting. – 1995. – V. 43. – № 1. – P. 91–118.

3. Xu S., Payne A. Modeling elastic properties in carbonate rocks // The Leading Edge. – 2009. – V. 28. – № 1. – P. 66–74.

4. Шубин А.В. Теория Гассмана как основа количественной интерпретации сейсмических данных // Геофизика. – 2012. – № 1. – С. 16–19.

5. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The rock physics handbook: tools for seismic analysis in porous media, 2nd edition. – Cambridge University Press, 2009. – 511 p.

6. Differential effective medium modeling of rock elastic moduli with critical porosity constraints / T. Mukerji, J. Berryman, G. Mavko, P. Berge // Geophys. Res. Lett. – 1995. – № 22. – P. 555–558.

7. Shear sonic interpretation in gas bearing sands / A. Brie, F. Pampuri, A.F. Marsala, O. Meazza // SPE 30595. – 1995.

8. Gassmann F. Elastic waves through a packing of spheres // Geophisics. – 1951. – V. 16. – P. 673–685.

Известно, что карбонатные породы существенно отличаются от традиционных терригенных коллекторов, что связывают в основном со структурой и строением скелета породы и его взаимодействия с нефтью, технологическими жидкостями. Эти различия отражаются также в вопросах исследования керна карбонатных пород при подготовке образцов к лабораторным исследованиям. При исследовании карбонатов можно выделить следующие основные отличительные признаки: высокая неоднородность свойств (анизотропия); наличие объектов (трещин, каверн, включений), размер которых превышает размеры образца керна; исходная промежуточная смачиваемость или гидрофобность поверхности каналов; возможность химического взаимодействия скелета породы и флюидов (ионный обмен, хемосорбция, растворение); сравнительно низкая механическая прочность пород. Эти особенности накладывают целый ряд ограничений и требуют внесения изменений в методы работы с карбонатным керном.

За более чем десятилетнюю историю разработки и исследования группы нефтяных месторождений, приуроченных к Центральному Хорейверскому поднятию, выработаны новые подходы и создана система внутренних нормативных документов. Продуктивные пласты этих месторождений сложены карбонатами на 96-98 % с незначительными примесями, коллекторы от абсолютно гидрофобных до промежуточной смачиваемости. Окисление нефти в образцах керна и испарение ее легких компонентов влияют на результаты последующих исследований. Для более точного определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) необходимо сохранять исходную смачиваемость карбонатов при исследовании путем применения щадящего подхода при подготовке керна к исследованиям. Учет ориентации керна и анизотропии его напряженного состояния позволяет увеличить надежность корреляции основных параметров и ФЕС. Учет указанных факторов при исследовании керна приводит к изменению общего представления о процессах, происходящих в пласте при разработке месторождений Центрально-Хорейверского поднятия. Сравнительный анализ результатов, полученных при исследовании образцов консервированного и неконсервированного карбонатных кернов, подтвердил существенное влияние на них процедур работы с керном.

Список литературы

1. Карбонатный керн: особенности, сложности, перспективы исследования / К.М. Ковалёв, П.А. Гришин, Б.К. Габсия [и др.] // SPE 187872. – 2017.

2. Лукьянов В.Г., Крец В.Г. Горные машины и проведение горно-разведочных выработок: Томск. – Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 342 с.

3. Recommended Practices for Core Analysis. API RP 40, February 1998

4. Гришин П.А., Ковалев К.М. Экспериментальное определение механических свойств карбонатных коллекторов Висового месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. –  C. 78–81.

5. Van Genuchten M. A closed-form equation for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated soils // Soil Sci. Soc. Am. J. – 1980. – V. 44. –  Р. 892–898.

6. Исследования смачиваемости карбонатных коллекторов на основе искусственного старения / К.М. Ковалёв, А.В. Фомкин, П.А. Гришин [и др.] // SPE 182064. – 2016. 

Рассмотрены принципиальные особенности адаптивного подхода к геологическому моделированию нефтегазовых объектов, прежде всего связанные с учетом неопределенности исходных данных. Показано, что адаптивный подход, не требуя минимальных невязок между фактическими параметрами и результатами моделирования, позволяет создать адекватные имеющемуся уровню достоверности входной информации, достаточно точные и приемлемые по трудозатратам цифровые геологические модели нефтегазовых объектов, которые учитывают наиболее значимые особенности их геологического строения. Адаптивная геологическая модель содержит столько слоев, сколько можно выделить по результатам детальной корреляции, т.е. никакого ремасштабирования этой модели для ее превращения в гидродинамическую не требуется. В адаптивной геологической модели фактические и модельные разрезы скважин могут не совпадать друг с другом, потому что такая модель представляет собой своего рода усредненную «поверхность», проведенную таким образом, чтобы минимизировать ошибки до точек скважин. Для создания адаптивной геологической модели каждого слоя используются нечетко-логические функции, описывающие зависимости между параметрами скважин и сейсмическими данными. Из-за невозможности подобрать одну функцию для всего объекта формируется поле нечетко-логических функций (fuzzy-грид), которое позволяет более гибко моделировать геологическое строение объекта и его свойства. Многослойная адаптивная геологическая модель формируется путем объединения однослойных моделей. В качестве примера представлены результаты адаптивного геологического моделирования самой крупной в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Сделан вывод, что благодаря математическому аппарату, основанному на нечетко-логических функциях, способных самонастраиваться с учетом конкретных исходных данных, адаптивный подход является эффективным инструментом оперативного прогнозирования геологических параметров для решения различных задач подсчета запасов и сопровождения разработки нефтегазовых объектов.

Список литературы

1. Эшби У.Р. Введение в кибернетику. – М.: Иностранная литература, 1959. –  432 с.

2. Развитие представлений о геологической модели пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения на основе детальной корреляции и типизации разрезов скважин / А.Н. Даниленко, И.С. Гутман, С.О. Урсегов [и др.] // Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции: сборник трудов / филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте. – Ухта: О-Краткое, 2012. – С. 150–165.

3. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин / И.С. Гутман, М.И. Саакян, С.О. Урсегов [и др.]. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2013. – 112 с.

Проектирование буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов часто базируется на коэффициентах восстановления проницаемости, полученных при проведении фильтрационных исследований кернового материала. Такой подход является только отчасти оправданным, так как имеет целый ряд существенных ограничений. В статье рассмотрены отдельные факторы, влияющие на получение более достоверных результатов при проведении фильтрационных керновых исследований.

Анализ результатов исследований, проведенных на модельных песчаниках Bandera Grey и Buff Berea, показал явную зависимость коэффициента восстановления проницаемости от смачиваемости керна и типа бурового раствора. Для изучения воздействия растворов на проницаемость были выбраны три системы: биополимерный раствор на водной основе, эмульсионный раствор на углеводородной основе – обратная эмульсия, биополимерный эмульсионный раствор на водной основе – прямая эмульсия. Выбранные типы буровых растворов в настоящее время являются основными среди применяемых для первичного вскрытия коллекторов. Наилучшие результаты получены для образцов, испытанных с использованием растворов на углеводородной основе (эмульсия второго рода), а наихудшие – с растворами на водной основе в виде эмульсии первого рода, промежуточные результаты зафиксированы при использовании биополимерных растворов на водной основе. При этом обнаружены определенные особенности технологии получения остаточной водонасыщенности керна в зависимости от его гидрофобности или гидрофильности. Приведены промысловые примеры, подтверждающие корректность полученных выводов.

Показана особая роль фильтрационных исследований в проектировании буровых растворов первичного вскрытия. Отмечено наличие большого числа методик, типов и видов буровых растворов, взаимозависимых, но разноплановых факторов. Сделан вывод о необходимости разработки единого стандарта в области фильтрационных керновых исследований для нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. Marsсhall D.S., Gray R., Byrne M.T. Development of a Recommended Practice for Formation Damage Testing // SPE 38154-MS. – 1997.

2. Marsсhall D.S., Gray R., Byrne M.T. Return Permeability: A Detailed Comparative Study // SPE 54763-MS. – 1999.

3. Making Sense of Return Permeability Data Measured in the Laboratory. / L. Han, A. Lohne, B., Stevenson, A. Stavland. // SPE 94715-MS. – 2005.

4. Byrne M., McPhee C., Rojas E. Improving Return Permeability Test Data Through Representative Drawdown Simulation // SPE 143967-MS. – 2011.

5. Byrne M., Patey l.T.M. Formation Damage Laboratory Testing – A Discussion of Key Parameters, Pitfalls and Potential // SPE 82250-MS. – 2007.

6. Scott H.E., Patey l.T.M., Byrne M.T. Return Permeability Measurements - Proceed with Caution // SPE 107812-MS. – 2007.

7. Van der Zwaag C.H., Olsen H., Lohne A. Significance of Selected Set-up Parameters in Return Permeability Measurements Used for Formation Damage Quantification // SPE 127994-MS. – 2010.

8. Return Permeability: When a Single Number Can Lead You Astray in Fluid Selection / M. Offenbacher, M. Luyster, L. Gray [et al.] //  SPE 165106-MS. – 2013.

9. Вскрытие гидрофобных коллекторов с использованием буровых растворов на углеводородной основе / А. Лутфуллин, А.Р. Арсланбеков, В.А. Мосин [и др.] // Бурение и нефть. – 2014. –  № 9. – С. 57–61.

10. Использование раствора на углеводородной основе для первичного вскрытия юрских отложений на Ван-Еганском месторождении / С. Андриади, Э. Донцов, С. Сергеев, Р. Сибагатуллин // Новатор. – 2012. – № 6. – C. 24–28.

11. Ballard T.J. Dawe R.A. Wettability Alteration Induced by Oil-Based Drilling Fluid // SPE 17160-MS. – 1988.

12. Anderson W.G. Wettability Literature Survey Part 1: Rock, Oil, Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability / Journal of Petroleum Technology. – 1986. – October. – P. 1125–1144. 

Одним из перспективных направлений в области бурения является строительство скважин малого диаметра (СМД). Ранее строительство СМД не получало должного развития по ряду причин. В настоящее время основная часть этих вопросов решена. Уменьшение диаметров обсадных колонн и снижение грузоподъемности буровой установки приводят к сокращению стоимости строительства скважины до 25 %. В 2010 г. в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» пробурена первая СМД, подтверждена экономическая целесообразность ее эксплуатации. В 2014 г. пробурена первая наклонно направленная СМД с горизонтальным окончанием. В 2017 г. в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» построена первая многозабойная СМД. Начальный дебит нефти многозабойной СМД составил 18,8 т/сут, что в 3,2 раза превышает дебит окружающих наклонно направленных СМД и в 1,8 раза – горизонтальной СМД. Анализ динамики дебитов СМД показал, что темпы падения дебитов наклонно направленных СМД и СМД с горизонтальным окончанием сопоставимы с аналогичными конструкциями скважин стандартного диаметра.

В статье приведены решения для минимизации рисков при строительстве многозабойной СМД и дано описание процесса бурения. Обобщены результаты бурения СМД. Представлены технико-технологические решения, способствующие дополнительному сокращению сроков строительства и снижению материальных затрат. Обозначены перспективы бурения СМД.

Показано, что достигнуто существенное снижение стоимости СМД. В связи с этим отмечено, что необходимо пересмотреть критерии минимальных рентабельных дебитов нефти для скважин разной архитектуры и провести технико-технологическую оценку бурения СМД на более глубокие горизонты (тульско-бобриковский и турнейский), а также внедрения оборудования для одновременно-раздельной добычи.

Сделан вывод, что вследствие с ухудшения структуры остаточных извлекаемых запасов нефти и благодаря появлению новых возможностей в области добычи доля строительства СМД будет только увеличиваться в общем объеме бурения. Кроем того, бурение СМД может заменить строительство боковых стволов длиной ствола до 1000 м.

Список литературы

1. Бурение скважин малого диаметра как способ снижения затрат при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин / К.А. Мещеряков, В.А. Яценко, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе // Территория НЕФТЕГАЗ. – № 10. – 2013. – С. 26–29.

2. Кульчицкий В.В., Щебетов А.В., Айгунян В.В. Бурение скважин малого диаметра для освоения баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 9. – С. 88–89.

3. Бурение бокового ствола из скважины малого диаметра / К.А. Мещеряков, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе, В.А. Яценко // Нефтяное хозяйство. – № 8. – 2015. – С. 45–47.

Эффективность технологических процессов в бурении во многом определяется наличием объективной информации о реологических свойствах буровых растворов, которая необходима для моделирования, контроля гидродинамической ситуации в скважине и управления ею. Последнее существенно влияет на показатели бурения скважин. Реологические свойства технологических жидкостей в нефтедобывающей отрасли определяют, как правило, с помощью ротационных вискозиметров.

В статье рассмотрена методика обработки данных ротационной вискозиметрии, которая основана на принципе максимума функции правдоподобия, учитывает информационную содержательность опытов и построена на строгом решении уравнения течения Куэтта в зазоре вискозиметра. Класс моделей сформирован из реологически стационарных (в том числе бивязких) моделей, допускающих явное аналитическое представление вида g = g(t) (g – градиент скорости, t - напряжение сдвига). Отмечено, что если класс реологических моделей достаточно полный, то может существовать несколько моделей, критерии отбора для которых будут близкими по величине. Для повышения эффективности принятия технологических решений с и соблюдения определенных требований к информационному обеспечению предложено оценивать реологическую модель и ее свойства на основе мультикритериального анализа. Дано описание этапов обработки данных ротационной вискозиметрии, в том числе формирования класса реологических моделей, оценки реологических свойств с помощью критериев функции правдоподобия, выделения подмножества эквивалентных реологических моделей, построения матриц ковариаций и критериев точности оценок реологических свойств, выборя реологической модели по критериям точности.

Приведены примеры интерпретации результатов обработки измерений реологических свойств для биополимерной системы Биокар и тампонажной суспензии РТМ-75 ПВ.

Список литературы

1. Голубев Д.А. Построение истинных реологических кривых по данным ротационной вискозиметрии // Нефтяное хозяйство. – 1979. – № 8. – С.18–21.

2. Мыслюк М.А. О методике определения реологических свойств дисперсных сред по данным ротационной вискозиметрии // Инженерно-физический журнал. – 1988. – Т.54. – № 6. – С. 975–979.

3. Kelessidis V.C., Maglione R. Shear rate corrections for Herschel – Bulkley fluids in Coutte geometry // Applied Rheology. – 2008. – 183. – 34482 p.

4. Binh T. Bui and Azra N. Tutuncu. A Generalized Rheological Model for Drilling Fluids With Cubic Splines // SPE 169527-РА. – 2015.

5. Мыслюк М.А., Салыжин Ю.М. Оценка реологических свойств бивязких жидкостей по данным ротационной вискозиметрии // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12. – С. 40–42.

6. Мыслюк М.А., Салыжин Ю.М. Оценка влияния баротермических условий на реологические свойства буровых растворов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. – № 4. – С. 44–47.

7. Myslyuk M., Salyzhyn I. The evaluation rheological parameters of non-Newtonian fluids by rotational viscosimetry // Applied Rheology. – 2012. – 22 3. – 32381 p.

8. Myslyuk M.A. Rheotechnologies in well drilling // Journal of Hydrocarbon Power Engineering. – 2016. – V. 3. – № 2. – P. 39–45.

9. Исследование реологических свойств биополимерной системы Биокар / М.А. Мыслюк, В.В. Богославец, Ю.В. Лубан [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. – № 8. – С. 31–36.

К числу самых серьезных и малоуправляемых геологических осложнений, возникающих при бурении скважин относятся газонефтеводопроявления в областях со сформированными участками заводнения. Риски возникают вследствие отсутствия возможности прогнозирования потенциальных зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД).

В статье рассмотрена возможность прогнозирования аномально высокого пластового давления (АВПД) транзитных пластовых систем, которые не вовлечены в процесс разработки. Такое прогнозирование позволит минимизировать риски возникновения осложнений при бурении скважин. Проанализированы осложнения (газо-, нефте- и водопроявления), возникавшие при строительстве скважин на Приобском месторождении в 2014-2017 г. На основе результатов геомеханического моделирования, фактических данные проведенных гидравлического пласта (ГРП) и давлений нагнетания скважин системы поддержания пластового давления выдвинута гипотеза о причинах возникновения участков с АВПД техногенного генезиса. Установлено, что формирование зоны АВПД в неразрабатываемых пластах связано с явлением автоГРП. Выявлены признаки, характерные для участков с зонами АВПД техногенного генезиса. Выполнены моделирование развития трещин автоГРП, в том числе геомеханическое, и адаптация показателей разработки. На основании обобщения фактического материала, полученного при бурении, и при геологической информации построены прогнозные карты изобар транзитных объектов, где учтены специфические признаки. Предполагается повысить качество прогноза возможных зон АВПД, что приведет к уменьшению числа осложнений при бурении.

Данный подход к обеспечению безаварийного бурения можно применять на других месторождениях, геологическое строение которых аналогично строению пластов Приобского месторождения и на которых реализуются сходные системы разработки.

Список литературы

1. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии). – М.: Изд-во МГУ, 1996. – 448 с.

2. Александров Б.Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. –  М.: Недра, 1987. – 216 с.

3. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – New York:  John Willey & Sons, LTD, 2000.

4. Perkins T.K., Gonzales J.A. The Effect of Thermoleastic Stresses on Injection Well Fracturing // SPE 11332. – 1983.

5. Koning E.J.L. Fractured Water Injection Wells – Analytic Modelling of Fracture Propagation // SPE 14684. – 1985.

6. Field Studies of Spontaneous Growth of Induced Fractures in Injection Wells / A. Davletbaev [et al.] // SPE 171232. – 2014.

7. Reservoir Pressure Depletion and Water Flooding Influencing Hydraulic Fracture Orientation in Low-Permeability Oilfields / S. Kuzmina [et al.] // SPE  20749. – 2009.

8.  Analysis of multiple fracture horizontal well application of Priobskoe field // Afanasiev I.S. [et al.] // SPE 162031. – 2012.

Современная тенденция в мировой нефтегазовой отрасли - это переход к разработке коллекторов с запасами нефти, относящимися к трудноизвлекаемым. Для максимального учета возможных рисков, связанных с различного рода неопределенностью геологических и технологических параметров, при принятии решения об экономической эффективности проекта предложено использовать многовариантное гидродинамическое прогнозирование показателей разработки. На основе фактических данных, полученных в уже разбуренных зонах глубоководной части клиноформы, выделены три типа разрезов, геологическая неоднородность которых обусловлена степенью удаленности от источника сноса обломочного материала. Для каждого типа построены цифровые геологические модели с сохранением основных морфологических особенностей сопутствующих песчаных тел. Вариацией геологических (абсолютная проницаемость, эффективная толщина, степень Кори в функции относительной фазовой проницаемости для нефти, начальные запасы нефти) и технологических (полудлина трещины гидроразрыва пласта (ГРП), степень вскрытия пласта, проводимость трещины ГРП) параметров создана выборка моделей для адаптации. Множество моделей создано с помощью программного модуля RExLab и корпоративного программного комплекса «РН-КИМ». С использованием алгоритма «Латинский гиперкуб» сгенерировано около 5000 моделей для каждого типа отложений. Из множества полученных расчетов выбраны модели, обеспечивающие фактическую добычу жидкости и обводненность. Выбранные модели использованы для оценки технико-экономической эффективности системы разработки в прогнозный период. В результате расчетов получены распределения вероятных значений коэффициента извлечения нефти и накопленного чистого дисконтированного дохода, приведенного на гектар площади, которые позволяют провести оценку экономической эффективности проекта.

Список литературы

1. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 5. – С. 50–54.

2. Беляков Е.О., Теплоухов В.М. Использование стохастической модели связанности порового пространства для описания фильтрационно-емкостных свойств пластов АС9-12 Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 34–38.

3. Burkholder K., Coopersmith E., Schulze J. Appraisal Excellence in Unconventional Reservoirs // SPE-162776-MS. – 2012.

4. Ekeoma E., Appah D. Latin Hypercube Sampling for Gas Reserves // SPE 128349-MS. – 2009.

5. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65.

В настоящее время на нефтяных месторождениях Западной Сибири, находящихся в разработке и планируемых к вводу в промышленную эксплуатацию, основные остаточные извлекаемые запасы сосредоточены в залежах со сложным горно-геологическим строением, низкими фильтрационно-емкостными свойствами, сложно прогнозируемым характером территориального распространения пород-коллекторов. Основным методом интенсификации притока нефти в добывающих скважинах является гидравлический разрыв пласта, позволяющий в низкопроницаемых терригенных поровых коллекторах создавать искусственные высокопроницаемые трещины. Это обусловливает дополнительные сложности при разработке подобных залежей нефти со смешанным типом коллектора - на первый план выходит проблема преждевременного обводнения продукции скважин.

Продуктивные отложения тюменской свиты среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, часто обогащенных углистым материалом, имеющих сложный литологический состав, изменчивых, не выдержанных по площади и разрезу. На конечных этапах освоения после бурения скважин или проведения геолого-технических мероприятий для водоизоляции путем изменения фильтрации в поровом пространстве применяются гидрофобизирующие кислотные составы. Метод основан на изменении характера смачиваемости вмещающей породы, позволяет увеличить проницаемость для нефти и снизить возможность движения воды. Для изменения характера смачиваемости порового коллектора в основном используются углеводородные эмульсии на водной основе с добавлением различных стабилизационных эмульгаторов, а также катионные ПАВ.

Приведены результаты фильтрационных экспериментов, свидетельствующих о высокой кольматирующей способности различных технологических жидкостей в процессе бурения, освоения и ремонта скважин: проницаемость для нефти в пласте снижается до 6 раз от первоначального. Предложен кислотный гидрофобизирующий состав на основе катионного ПАВ и раствора соляной кислоты. Подтверждена эффективность данного раствора при восстановлении фазовой проницаемости для нефти за счет разрушения твердых частиц кольматантов раствором соляной кислоты и изменения характера смачиваемости порового пространства на гидрофобный катионным ПАВ.

Список литературы

1. Свалов А.М. Влияние капиллярных сил на процесс обводнения добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 64–67.

2. Свалов А.М. Анализ факторов, определяющих эффективность гидрофобизации призабойных зон добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 74–77.

3. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2004. – 628 с.

4. Ахметшин М.А. Повышение производительности нефтяных скважин обработкой призабойной зоны растворами поверхностно-активных веществ / Автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 1968. – 16 с.

5. Ахметшин М.А. Об искусственной гидрофобизации пород призабойной зоны добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 73–77.

Наличие в Российской Федерации 30-70 млрд т ресурсов нефти повышенной вязкости и природного битума придает государственную значимость решению проблем их промышленного освоения. В нефтегазовых районах Урало-Поволжья уже разрабатываются значительные запасы сверхвязкой нефти и природного битума. За последние 40 лет учеными и нефтяниками Татарстана разработаны и апробированы различные технологии добычи сверхвязкой нефти, в том числе парогравитационное и пароциклическое воздействия. Для эффективной добычи трудноизвлекаемых запасов необходимо адекватное понимание процессов, протекающих при разработке залежей. Определение характеристик природных битумов важно при выборе методов их добычи, включая подробную информацию о геологическом строении залежи, свойствах пород, слагающих пласт, а также данные контроля физико-химических процессов, протекающих при воздействии на пласт и систему пластовых флюидов. Совершенствование технологических процессов добычи битуминозной нефти требует фундаментальных знаний об особенностях ее реологических свойств. Понимание взаимосвязи реологических свойств и процессов структурообразования в нефтяных дисперсных системах позволяет целенаправленно осуществлять подбор реагентов для добычи, параметры физического воздействия на пласт (в том числе тепловых методов). Поэтому необходим системный подход к оценке сырьевого потенциала залежей в широком диапазоне изменения молекулярного, фракционного и компонентного состава нефти.

В рамках Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014—2020» по соглашению 14.607.21.0195 Альметьевским государственным нефтяным институтом выполняется работа по теме «Разработка научно-технологических решений по освоению нетрадиционных коллекторов (доманиковые отложения) и трудноизвлекаемых запасов нефти (битуминозные нефти) на основе экспериментальных исследований», направленная на усовершенствование процесса пароциклического воздействия в части повышения дебита, снижения паронефтяного отношения и энергопотребления. В статье приведены результаты оценки состава и свойств битуминозной нефти с применением реологических, хроматографических и оптических  исследований.

Список литературы

1. Хисамов Р.С., Амерханов М.И., Ханипова Ю.В. Изменение свойств и состава сверхвязких нефтей при реализации технологии парогравитационного воздействия в процессе разработки Ашальчинс­кого месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 9. – C. 78–81.

2. Структурно-групповой состав высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения / И.И. Гуссамов, С.М. Петров, Д.А. Ибрагимова [и др.]// Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – № 7. – С. 248–251.

3. Гильманшин А.Ф. Некоторые закономерности пространственного изменения коэффициента светопоглощения нефти в пределах месторождений ТатАССР и вероятность использования их для решений геолого-промысловых задач: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 1965. – 22 c.

4. Черкасова Е.И., Сафиуллин И.И. Особенности добычи высоковязкой нефти // Вестник Казанского тех-нологического университета. – 2015. – № 6. – С.105–108.

5. De Souza-Mendes  P.R., Thompson R.L. A unified approach to model elasto-viscoplastic thixotropic yieldstress materials and apparent yield-stress fluids // Rheol. Acta. – 2013. – V. 52. –  Р. 673–694.

6. Девликамов  В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1970. – 160 с.

7. Исследование оптических свойств нефти Вишнево-Полянского месторождения/ Б.Г. Ганиев, И.А. Гуськова, Р.З. Нургалиев, А.Т. Габдрахманов  // Нефтяное хозяйство. – 2018. –  № 6. –  C. 117–120.

8. Химия нефти и газа / А.И. Богомолов, А.А. Гайле, В.В. Громова [и др.] / Под ред. В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина.  – 3-е изд., доп. и испр. – СПб: Химия, 1995. – 448 с.

9. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская. –  М.: Наука. – 2015. – 412 с.

10. Петров Ал. А. Углеводороды нефти. – М.: Наука, 1984. – 264 с. 

При ранжировании проектов разработки месторождений высоковязких нефти выявлена необходимость создания единого подхода к подбору и экспресс-оценке эффективности технологии тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В статье рассмотрено создание удобного и быстрого инструмента для решения этой задачи.

Выполнен сравнительный анализ существующих аналитических методов для планирования тепловых МУН: парогравитационный дренаж (SAGD), постоянная или циклическая закачка пара, нагрев пласта скважинными нагревателями. Определены границы применимости наиболее часто используемых аналитических моделей. Для случаев, когда параметры пласта не позволяют пользоваться аналитическими подходами для учета всего спектра физических параметров процессов, происходящих в пласте при действии теплоносителя, предложен новый инженерный инструмент. Его реализация основана на решении уравнений двухмерной многокомпонентной многофазной неизотермической фильтрации в анизотропном пласте. Предложенный инструмент позволяет напрямую использовать эмпирические зависимости и корреляции, полученные по результатам лабораторных исследований керна и нефти или по пластам-аналогам.

В результате работы создано программное обеспечение для проведения оперативных инженерных расчетов на термогидродинамических моделях, позволяющее моделировать и оценивать эффективность воздействия на пласт различных тепловых МУН. Разработанные алгоритмы значительно сокращают время расчета, обеспечивая при этом необходимую точность, учитывают тип заканчивания скважин и геометрию системы пласт – скважина при различных условиях на границах пласта и в скважине. Реализована возможность совокупного учета влияния физических эффектов в процессе теплового воздействия: изменение смачиваемости и относительных фазовых проницаемостей (в том числе остаточной нефтенасыщенности), термическое расширение флюида и породы, дистилляция нефти, изменение начального градиента сдвига для нефти и др.

Список источников

1. Расчетная модель для оценки изменения свойств теплоносителя по стволу скважины при закачке пара / Е.В. Юдин, К.В. Воробьев, А.А. Быков, И.К. Степаненко //  Нефтяное хозяйство. –  2018. – № 3. – С. 50-53.

2. New engineering tools for rapid assessment of the efficiency of thermal methods for enhancing oil recovery / E. Yudin, A. Lubnin, E. Lubnina [et al.]// SPE 191608-MS. – 2018.

3. Marx J.W., Langenheim R.H. Reservoir heating by hot fluid injection // Trans. Am. Inst. Min., Metall. Pet. Eng. – 1959. – V. 216. – Р. 312–315.

4. Jones J. Steam Drive Model for Hand-Held Programmable Calculators // SPE 8882-PA. – 1981.

5. Jones J. Why cyclic steam predictive models get no respect // SPE 20022-PA. – 1992.

6. Jones J. Cyclic Steam Reservoir Model for Viscous Oil, Pressure Depleted Reservoirs // SPE 6544. – 1977.

7. Van Lookeren. Calculation Methods for Linear and Radial Steam Flow in Oil Reservoirs //  SPE 6788. – 1977.

8. Wu Z., Vasantarajan S. Optimal Soak Time for Cyclic Steam Stimulation of a Horizontal Well in Gravity Drainage Reservoirs //SPE. – 2011.

9. Inflow Performance of a Cyclic-Steam-Stimulated Horizontal Well Under the Influence of Gravity Drainage / Z. Wu, S. Vasantharajan, M. El-Mandouh, P.V. Suryanarayana // SPE127518-PA. – 2011.

10. Аналитическая модель разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренажа / Р.С. Хисамов, П.Е. Морозов, М.Х. Хайруллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – С. 62-64.

11. A simple approach for quantifying accelerated production through heating producer wells / Mao Deming, Xie Xueying, M.Jones Raymond [et al.] // SPE 181757-PA. – 2017. 

В статье дано описание процедуры планирования, реализации, интерпретации нагнетательных тестов мини-гидроразрывов пласта (миниГРП), анализ калибровочных тестов (замещение, миниГРП) при ГРП. Приведены основные этапы процедур, рекомендации, а также получаемые результаты. Проанализированы преимущества нагнетательных тестов перед традиционными методами гидродинамических исследований скважин применительно к низкопроницаемым коллекторам. Особое внимание уделено описанию алгоритма действий при интерпретации результатов нагнетательных тестов. Рассмотрены теоретические основы таких методов анализа нагнетательных тестов, как анализ до смыкания трещины, анализ после смыкания трещины (метод Нолти) и билогарифмический анализ. Обсуждаются проблемы, возникающие при интерпретации результатов нагнетательных тестов. В качестве основной проблемы отмено отсутствие достоверной информации о геометрии трещины, ее высоте и проницаемой части пласта, вскрытой трещиной. Перечисленные параметры важны для достоверной оценки проницаемости пласта.

В статье подробно описана технология интерпретации результатов нагнетательных тестов. Показано, что основой достоверной интерпретации является моделирование трещины ГРП, создаваемой в процессе выполнения нагнетательного теста. Приведены результатыапробации технологии интерпретации результатов нагнетательных тестов, выполненных в скважинах ПАО «НК «Роснефть». Хорошее совпадение значений проницаемости и пластового давления, полученных различными методами, свидетельствует о равнозначности используемых методов анализа. Кроме того, сопоставление результатов анализа с данными, полученными из анализа дебита и давления, подтверждает их достоверность, а также правильность принятого подхода.

Список литературы

1. Nolte К.G. Determination of Fracture Parameters from Fracturing Pressure Decline Analysis // SPE 8341. – 1979.

2. Nolte K.G. A General Analysis of Fracturing Pressure Decline Analysis With Application to Three Models // SPE Formation Evolution. – 1986. – P. 571–583.

3. Castillo J.L. Modified Fracture Pressure Decline Analysis Including Pressure-Dependent Leakoff // SPE 16417. – 1987.

4. Nolte K.G. Background for After-Closure Analysis of Fracture Calibration Tests // SPE 39407. – 1997.

5. Soliman M.Y. Analysis of Buildup Tests with Short Producing Time // SPE Formation Evaluation. – 1986. – P. 363–376.

6. New Method for Determination of Formation Permeability, Reservoir Pressure, and Fracture Properties from a Minifrac Test / M.Y. Soliman [et al.] // ARMA/USRMS 05-658. – 2015.

7. Craig D.P., Blasingame T.A. Application of a New Fracture-Injection Falloff Model Accounting for Propagating, Dilated, and Closing Hydraulic Fractures / // SPE 1005778. – 2006.

8. Barree R.D., Barree V.L., Craig D.P. Holistic fracture diagnostics: Consistent interpretation of prefrac injection tests using multiple analysis methods // SPE-107877. – 2007.

9. Fracture Treatment Optimization for Horizontal Well Completion / M.Y. Soliman, R. Pongratz, M. Rylance, D. Prather // SPE 102616. – 2006.

10. Примеры интерпретации данных мини-ГРП в низкопроницаемых коллекторах/ Н.А. Махота, А.Я. Давлетбаев, А.И. Федоров [и др.] //

SPE -171175. – 2014.

11. Trican [Электронный ресурс]: сайт сервисной компании, обслуживающей нефтяные скважины. – 2014. – https://www. tricanwellservice.com/ sites/default/files/pdf/806_MiniFracAnalysis-Poster.pdf

12. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. – New York: J. Wiley and Sons, 2000. – 862 с.

13. Blasingame T.A., Johnston J.L., Lee W.J. Type Curve Analysis Using the Pressure Integral Method // SPE 18799. – 1989. – http://dx.doi.org/10.2118/18799-MS 

Для снижения скин-фактора, увеличения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин и улучшения гидродинамической связи скважин с пластом в большинстве случаев применяются кислотные обработки. Наиболее эффективно породы терригенного коллектора растворяются глинокислотой – смесью соляной и плавиковой кислот. Однако результаты таких обработок не всегда однозначны. В низкопроницаемых коллекторах обработки осложнены процессами вторичного осадко- и гелеобразования, при взаимодействии продуктов реакции кислот с глинистыми минералами слагающих пород. Кроме того, происходит кольматация порового пространства микрочастицами, образующимися при набухании и диспергировании глинистых минералов под действием указанных агрессивных минеральных кислот. В результате фильтрующая способность обработанной породы становится меньше начальной, и продуктивность скважины снижается. Это иногда наблюдается на практике.

В статье приведены результаты фильтрационных исследований глинокислотных обработок естественных кернов терригенных низкопроницаемых глинистых коллекторов месторождений Западной Сибири. Показано, что обработка породы проницаемостью менее 10·10¯³ мкм² смесью соляной и плавиковой кислот при концентрациях плавиковой кислоты 3 % и более приводит к снижению исходной проницаемости на 19,7-82,9 %. При этом чем ниже проницаемость керна и выше концентрация кислот, тем более негативное воздействие оказывается на породу. Обработка матрицы породы через искусственно созданную трещину также сопровождается снижением проницаемости до 40 %. Эффективными являются обработки породы с закреплением созданной трещины проппантом. Эксперимент с такой моделью показал увеличение проницаемости керна после обработки кислотой, содержащей 6 % HCl и 1,5 %, HF, с 13,7·10^-3 до 21,0·10¯³ мкм², или в 1,5 раза. Сделан вывод, что глинокислотное воздействие на низкопроницаемый терригенный коллектор наиболее эффективно при наличие закрепленных проппантом трещин гидроразрыва.

Список литературы

1. Шпуров И.В.  Нефть: структура и тенденции изменения сырьевой базы России // Недропользование XXI век. – № 6. – 2015. – С. 40–46.

2. Антонов Ю.Ф., Мордвинов В.А. Влияние порового осадкообразования на фильтрационные свойства горных пород // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело.– 2006. – №1. – С. 64–67.

3. Вопросы интенсификации добычи нефти в полимиктовых высокоглинистых коллекторах / В.В. Шелепов, Ю.В. Земцов [и др.] // Интервал.  – № 7. – 1999. – С. 2–6.

4. Сергиенко В.Н., Земцов Ю.В. Вопросы интенсификации притока нефти в юрских коллекторах // Интервал.  – № 6. –2001. – С. 6–7.

5. Сергиенко В.Н. Технологии воздействия на призабойную зону пластов юрских отложений Западной Сибири. – СПб.: Недра, 2005. – 207 с.

6. СТО 11-29-2014 Породы горные. Методика измерений проницаемости по жидкости методом стационарной фильтрации. – Тюмень: ООО «ТННЦ»,  2014. – 17 с.

7. СТО 11-13-2014 Породы горные. Методика измерений коэффициента восстановления проницаемости пласта после воздействия технологической жидкостью. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2014. – 14 с.

В настоящее время для большинства нефтедобывающих предприятий крайне актуальной является задача снижения рисков отказа промыслового оборудования по причине солеотложения. Данные осложнения обусловливаются, в частности, геологическим строением разрабатываемых продуктивных пластов, а также физико-химическими свойствами добываемых флюидов. Основным источником выделения солей является попутно добываемая вода, которая также используется в качестве жидкости глушения при проведении геофизических исследований, а также при текущем и капитальном ремонте скважин. Процесс солеотложения главным образом связан со значительной перенасыщенностью водной среды трудно растворимыми солями вследствие непостоянства физико-химических параметров системы добычи нефти, обусловленного изменением во времени температуры, давления, концентрации осадкообразующих ионов. Химический состав неорганических отложений представлен в основном сульфатами и карбонатом кальция (ангидритом, гипсом, кальцитом), сульфатом бария (баритом) и сульфатом стронция (целеститом), оксидами, карбонатами и сульфидом железа.

С целью оценки рисков солеотложения АО «Самаранефтегаз» совместно с ООО «СамараНИПИнефть» реализована научно-исследовательская работа, в ходе которой изучался десятикомпонентный состав воды продуктивных пластов и технической воды пунктов налива жидкостей глушения объектов разработки. В частности, определено количественное содержание осадкообразующих ионов (катионов Ca²⁺; Mg²⁺; Ba²⁺; Sr²⁺; Fe_общ; Na⁺+K⁺; анионов SO₄^2-; CO₃^2-; HCO₃^-; Cl^-). В рамках работы оценена склонность вод к солепроявлению и проведено физическое и математическое моделирование с целью определения совместимости вод. В ходе выполнения модельных расчетов установлено, что при смешении вод продуктивных пластов и пунктов налива жидкостей глушения, сульфат стронция может существенно влиять на работу как глубинного, так и наземного технологического оборудования и трубопроводов, являясь одним из солеобразующих компонентов.

Список литературы

1. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы – коллекторы нефти и газа. – М.: Недра, 1981. – 201 с.

2. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. – Самара: Самарское кн. изд-во, 1996. – 414 с.

При поисково-разведочных работах на углеводороды и последующем освоении лицензионных участков, расположенных на арктических акваториях, предотвращение столкновения морских нефтегазопромысловых сооружением с айсбергами является одной из ключевых задач обеспечения безопасности работ. В статье представлены результаты комплекса исследований по изучению выводных ледников, выполненных ПАО «НК «Роснефть» в 2012-2017 гг. на архипелагах Новая Земля, Земля Франца-Иосифа и Северная Земля в районе лицензионных участков компании.

Для построения 3D модели использована радиолокационная толщиномерная съемка, которой за 3 года работ была охвачена основная часть выводных ледников. В сочетании с данными цифровых моделей рельефа это позволило построить трехмерную модель ледника, выделить области перехода ледника на плав, оценить текущую и потенциальную интенсивность продуцирования айсбергов. Динамика ледников оценена по данным спутникового мониторинга. При этом определены изменение положения кромок и поверхностная скорость течения. Данные о скорости течения основных ледников заверены установкой на основных ледниках спутниковых радиомаяков. Параметры распределения продуцируемых ледником айсбергов определены по дешифрированию спутниковой съемки непосредственно у фронта ледника. Использованы также результаты интерпретации аэрофотосъемки айсбергов, выполненной в районе ледников в экспедициях, проведенных ПАО «НК «Роснефть» с 2012 по 2017 г.

Полученные результаты показаны на примере одного из выводных ледников архипелага Новой Земли - ледника Вершинского. Оценен объемный сток ледника в море. Показано, что скорость течения ледника имеет сезонную зависимость. На леднике выделены зоны интенсивного продуцирования айсбергов, а распределение продуцируемых айсбергов по размеру связано со строением ледника.

Список литературы

1. Разработка технологии буксировки айсбергов в целях снижения айсберговой опасности при освоении лицензионных участков на арктическом шельфе / К.А. Корнишин, П.А. Тарасов, Я.О. Ефимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. –  № 11. – С. 48–51.

2. C-CORE (2004). Stability and Drift of Icebergs Under Tow – Draft Report. Prepared for Petroleum Research NL (PRNL) // C-CORE Report R-04-072-216. – 2005. –  V. 1. – January.

3. A compact lightweight multipurpose ground-penetrating radar for glaciological applications / E. Vasilenko, F. Machío, J. Lapazaran [et al.] // Journal of Glaciology. – 2011. – № 57(206). –  Р. 1113–1118.

4. ArcticDEM digital surface model of the Arctic using optical stereo imagery. – https://www.pgc.umn.edu/data/arcticdem/

5. Атлас снежно-ледовых ресурсов мира / гл. ред. В.М. Котляков. – М.:  ИГ РАН, 1997.

6. Co-Registration of Optically Sensed Images and Correlation (COSI-Corr): an Operational Methodology for Ground Deformation Measurements / S. Leprince, F. Ayoub, Y. Klinger, J.P. Avouac // IEEE International Geoscience and Remote Sensing Symposium (IGARSS 2007). –  Barcelona, July, 2007.

7. Scherler D., Leprince S., Strecker M. R. Glacier-surface velocities in alpine terrain from optical satellite imagery—Accuracy improvement and quality assessment // Remote Sensing of Environment. – 2008. –  V. 112. –  № 10, 15,  October. – Р. 3806–3819.

8. Iannacone J.P. Falorni G., Macdonald B. The role of InSAR in detecting and evaluating geotechnical risk from ground deformation // Conference: Risk and Resilience Mining Solutions 2016. – Vancouver, Canada, 2016.

9. Scientific seminar on the Importance of Calving for the Mass Balance of Arctic Glaciers (IASC –CWG NAG workshop summary report), 15-17 October 2016, Poland.

10. Willis M. J., Melkonian A. K., Pritchard M. E. Outlet glacier response to the 2012 collapse of the Matusevich Ice Shelf, Severnaya Zemlya, Russian Arctic //  J. Geophys. Res. Earth Surf. – 2015. – V. 120. – Р. 2040–2055.

11. Dynamic instability of marine-terminating glacier basins of Academy of Sciences Ice Cap, Russian High Arctic / G. Moholdt, T. Heid, T. Benham, J.A. Dowdeswell // Annals of Glaciology. – 2012. – V. 53 (60). – P. 193–201. 

В статье рассмотрено применение современных фотограмметрических технологий в целях выполнения обмерных работ на примере моделирования реального объекта. Выработана и описана методика применения технологии, которая позволяет оптимизировать существующие процессы проведения обмерных работ на объектах нефтегазового комплекса. Выполнена оценка относительной и абсолютной точности получаемых данных и моделей. В статье дано описание возможности дальнейшего использования результатов, получаемых при применении технологии фотограмметрического моделирования.

Предложенный метод сочетает высокую скорость на этапе сбора данных и хорошую детальность получаемой модели. Одной из ключевых особенностей метода является отсутствие необходимости применения дорогостоящего измерительного оборудования – достаточно цифрового фотоаппарата. В результате применения технологии фотограмметрического моделирования создается трехмерная модель объекта, драпированная фотоизображениями, плотное облако точек и другие продукты, использование которых позволяет проводить измерения с сантиметровой точностью, а также получать исчерпывающую детальную информацию о структурных элементах моделируемого объекта. Внедрение технологии в производственные процессы предприятия дает возможность сократить трудозатраты при реализации полевой фазы обмерных работ на объектах нефтегазового комплекса. В случае совмещения полевого этапа применения технологии с инженерно-геодезическими изысканиями и использованием измерительных приборов можно выполнить привязку получаемой модели в необходимой системе координат и сбор данных для контроля точности. В дальнейшем планируется более детально изучить влияние геометрических особенностей моделируемых объектов на качество получаемых результатов и выявить критерии для прогнозирования успешного применения технологии.

Список литературы

1. Тематическое исследование Paul Koppel «Agisoft PhotoScan: Point Cloud accuracy in close range configuration». – http://www.agisoft.com/ pdf/articles/Paul_Koppel_Agisoft-PhotoScan_case_study_01.pdf

2. Construction and Accuracy Test of a 3D Model of Non-Metric Camera Images Using Agisoft PhotoScan. – http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S187802961630233X

Снижение удельных затрат на приращение запасов и их добычу достигается за счет применения новых или усовершенствованных технологий и организационных решений. Именно удельные затраты при оценке экономической эффективности применения новых сервисных технологий становятся определяющим фактором при проектировании. Согласно поручению президента Российской Федерации от 2017 г. государственные компании должны обеспечивать снижение операционных расходов не менее чем на 2-3 % ежегодно при одновременном сохранении темпов развития. Выполнение этой директивы в настоящее время осложняется наблюдаемой динамикой роста удельных затрат, что требует от компаний немедленного реагирования и разработки компенсирующих мероприятий, направленных на изменение ситуации. К одной из основных причин увеличения затрат является повышение стоимости глубинного оборудования. В настоящее время вопрос поиска способов удешевления конструкций и снижения общих затрат является актуальным для всех нефтегазодобывающих компаний.

В статье предложено инновационное конструкторское решение, позволяющее не только значительно сэкономить средства на покупку оборудования, но и снизить эксплуатационные затраты на всем протяжении этапа владения оборудование при сохранении всех технических преимуществ. Рассмотрены особенности конструкции модифицированного фильтра – входного модуля, выполненного из проницаемого проволочного материала. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний. Применение данного технического решения дает возможность сохранить эффективность и надежность работы глубиннонасосного оборудования, эксплуатиремого на осложненном фонде. Оптимизация затрат и усовершенствование технической части существующего фильтр - входного модуля значительно повышает экономическую эффективность без существенных затрат на производство.

Список литературы

1. Гарифуллин А.Р., Басов С.Г. Методы защиты УЭЦН от мехпримесей // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2010. – № 9. – С. 70–73.

2. Бахтизин Р.Н., Смольников Р.Н. Особенности добычи нефти с высоким содержанием механических примесей // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. – № 8. – С. 52–55.

3. Донченко А.М., Пятов, И.С. Сибирев С.В. Фильтры – входные модули с фильтроэлементами из «металлической резины». Особенности применения // Сб. докладов. 9-я международная практическая конференция «Механизированная добыча 2012». – 2012. – С. 14–16.

Эффективность эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) на месторождениях сверхвязкой нефти при применении парогравитационного дренажа низкого давления уменьшается из-за высокой температуры продукции и образования газовой фазы на приеме насоса. Повысить эффективность работы УЭЦН в этих условиях позволяет технология двухступенчатого подъема продукции скважин. В скважину дополнительно помещают промежуточную колонну с закрытым нижним концом и выполненными на определенной высоте входными отверстиями для поступления в нее скважинной жидкости. В промежуточную колонну на колонне НКТ спускают ЭЦН с погружным электродвигателем (ПЭД) в кожухе. Разогретая обводненная продукция из продуктивного пласта поступает в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и промежуточной колонной, поднимается до входных отверстий, расположенных непосредственно под динамическим уровнем жидкости в скважине. По мере движения обводненной продукции вверх к динамическому уровню и снижения действующего на нее давления создаются условия для перехода воды в состояние насыщенного пара. Вместе с падением давления начинает снижаться и температура жидкости. Вследствие сохранения энергетического баланса некоторое количество воды переходит в пар, который поднимается к устью и отводится в газоотводную линию, а температура продукции в результате расходования энергии на фазовый переход снижается. Охлажденная жидкость поступает через входные отверстия в пространство между промежуточной колонной и НКТ, меняет направление движения и перемещается вниз, проходит через кожух, охлаждая ПЭД, поступает на прием ЭЦН, далее по колонне НКТ поднимается к устью скважины и нагнетается в сборный нефтепровод. При этом происходит сепарация газообразных компонентов продукции, которые по межтрубному пространству поднимаются к устью и также отводятся в газоотводную линию. Плотность жидкости повышается, при этом возрастает давление жидкости на приеме ЭЦН.

Таким образом, применение технологии позволяет увеличить производительность отбора жидкости из скважины, повысить надежность работы ЭЦН за счет снижения температуры жидкости и обеспечения более высокого давления на приеме насоса, т.е. формирования термобарических условий, исключающих вскипание воды в полостях ЭЦН при снижении забойного давления в скважине. Это создает дополнительные предпосылки к снижению интенсивности выпадения солей в насосе.

Испытания технологии проведены в двух скважинах Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти. Установлено, что технология обеспечивает работоспособность УЭЦН в условиях низких забойных давлений и температуры откачиваемой продукции, близкой к температуре инверсии фаз, и позволяет повысить эффективность механизированной эксплуатации неглубоких скважин с горизонтальным участком при добыче сверхвязкой нефти с применением парогравитационного дренажа низкого давления. Применение технологии позволяет кратно увеличить дебит нефти скважин п и уменьшить паронефтяное соотношение.

Список литературы

1. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов [и др.]. – Казань: ФЭН АН РТ, 2011. – 142 с.

2. Ахмадишин Ф.Ф. Строительство скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи высоковязкой нефти и природных битумов методом парогравитационного дренажа: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2016. – 25 с.

3. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е, Матвиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение: энциклопедический справочник. – Пермь: Пресс-Мастер, 2007. – 648 с.

4. Kisman K.E. Artificial Lift – A major Unresolved Issue for SAGD // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2003. – V. 42. – № 8. – P. 39–45. 

В статье затронуты вопросы эксплуатации нефтяных скважин скважинными штанговыми насосными установками при откачке пластовой жидкости повышенной вязкости, в которых для обеспечения движения плунжера насоса вниз необходима конструкция установки с утяжеленным низом. Приведен анализ влияния неуравновешенных сил, действующих на колонну насосных штанг при ходе вниз, в том числе сил трения, возникающих в плунжерной паре. Выполнен обзор существующих зависимостей, которые позволяют оценить значение силы трения плунжера о цилиндр скважинного штангового насоса. Проведена оценка влияния утяжеленного низа на изменение длины хода плунжера штангового насоса при движении вверх и вниз. Показано, что использование утяжеленного низа позволяет повысить эффективность работы штангового насоса при значительных силах трения в плунжерной паре. Рассмотрены два типа конструкций утяжеленного низа: механический (утяжеленные штанги) и гидравлический (в дифференциальном штанговом насосе). Даны рекомендации для выбора конструкции утяжеленного низа в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости. Расчеты для выбора конструкций утяжеленного низа проводились для условий откачки жидкости с динамической вязкостью до 500 мПа·с и скоростью движения штанг до 2,4 м/с. Предложен критерий выбора конструкции утяжеленного низа, основанный на учете сил вязкого трения утяжеленных штанг при ходе вниз. Анализ результатов выполненных расчетов показал, что эффективность применения гидравлического утяжеленного низа в дифференциальном штанговом насосе при добыче высоковязкой нефти выше, чем эффективность использования стандартного утяжеленного низа насосных штанг.

Список литературы

1. Расчет теоретической динамограммы дифференциального штангового насоса при добыче высоковязкой нефти / К.Р. Уразаков, Б.М. Латыпов, А.Г. Комков, Ф.Ф. Давлетшин // Оборудование и технологии нефтегазового комплекса. – 2017. – № 4. – С. 41–47.

2. Влияние формы регулярного микрорельефа поверхности плунжера на утечки в штанговом скважинном насосе / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Б.М Латыпов. [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 113–116.

3. Утечки жидкости в штанговом насосе с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Б.М. Латыпов, Б.Х. Ишмухаметов // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14. – № 4. – С. 33–39.

4. Уразаков К.Р., Латыпов Б.М., Ишмухаметов Б.Х. Экспериментальные исследования влияния конфигурации регулярного микрорельефа поверхности плунжера на подачу штангового насоса / Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2018. – № 3. – С. 23–25.

5. Gabor Takacs. Sucker-rod pumping handbook. – Gulf Professional Publishing, 2015. – 565 p.

6. Ямалиев В.У., Ишемгужин И.Е., Латыпов Б.М. Оценка силы трения плунжера о цилиндр штангового скважинного насоса при проектировании колонны штанг // Изв. Самарского научного центра РАН. – 2017. – Т. 19. – № 1. – С. 70–75.

7. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных скважин. – М.: Недра, 1993. – 169 с.

8. Адонин А.Н., Сердюк В.И. Исследование силы трения в плунжерной паре штангового насоса // Машины и нефтяное оборудование. – 1972. – № 7 – С. 34–38.

9. Добыча нефти штанговыми установками в осложненных условиях / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, А.С. Топольников [и др.]. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – 172 с.

Процесс строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом наклонно направленного бурения сопряжен с большим влиянием на скважину геологических условий. Осложнения в процессе протаскивания трубопровода связаны в основном с прохождением криволинейных участков скважины в грунтах, склонных к обрушению, – гравелисто-галечниковых и крупнообломочных. На этих участках отмечается значительное увеличение нагрузок при одновременном снижении скорости протаскивания.

Анализ процесса и результатов строительства подводных переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов методом наклонно направленного бурения показывает, что недостаточность контроля состояния скважины приводит к безусловному срыву сроков строительства подводного перехода и соответственно и значительным финансовым потерям заказчика. Наиболее технически сложными и нередко приводящими к созданию аварийных инцидентов являются обрушения стенок, не позволяющие протаскивать дюкер и обусловливающие необходимость строительства перехода в новом створе.

Существующие стандартные методы контроля над состоянием скважины позволяют контролировать лишь профиль перехода по нижней образующей построенной скважины, но не дают возможности оценить изменения, происходившие в процессе строительства перехода в своде скважины. Это ограничивает возможность построения модели пространственного состояния скважины для оценки ее пригодности к процессу протаскивания трубопровода. Для строгого и технически оправданного регламентирования деятельности проектных и подрядных организаций в области строительства подводных переходов необходимы методы и технологии, позволяющие контролировать состояние скважины подводного перехода для ее приемки у подрядной организации, осуществляющей процесс бурения.

Список литературы

1. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З.З. Шарафутдинов [и др.]. – Новосибирск: Наука, 2013. – 339 с.

2. Сальников А.В., Зорин В.П., Агиней Р.В. Методы строительства подводных переходов газонефтепроводов на реках Печорского бассейна. – Ухта: УГТУ, 2008. – 108 с.

3. Харитонов В.А., Бахарева Н.В. Организация и технология строительства трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения. – М.: Изд-во АСВ, 2011. – 344 с.

4. Шарафутдинов З.З., Комаров А.И., Голофаст С.Л. Расширение пилотной скважины в строительстве подводных переходов трубопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2016. – № 5 (57). – С. 28–36.

5. Варламов Н.В. Шарафутдинов З.З. Строительство переходов магистральных трубопроводов. Выбор технологии расширения // Oil & Gas Journal Russia. – 2011. – № 10. – С.92–96.

6. Rotimi O.O., Chinwuba V.O., Christopher O.A. Analyses of Pipelines for Deep Horizontal Directional Drilling Installation. – American Journal of Mechanical Engineering. – 2016. – V. 4. – № 4. – Р. 153–162. – DOI: 10.12691/ajme-4-4-4

7. Pipeline design for installation by horizontal directional drilling / prepared by the Horizontal Directional Drilling Design Guideline Task Committee of the Technical Committee on Trenchless Installation of Pipelines of the Pipeline Division of the American Society of Civil Engineers / edited by R. Eric, P.E. Skonberg, M.Tennyson, P.E.Muindi. – Second edition. pages cm – (ASCE manuals and reports on engineering practice; no. 108).

8. ASTM F1962 – 11. Standard guide for use of maxi-horizontal directional drilling for placement of polyethylene pipe or conduit under obstacles, including river crossings. – ASTM, 2011.

9. Геомеханическое моделирование условий строительства подводных переходов магистральных нефтепроводов / Д.Р. Вафин, А.И. Комаров, Д.А. Шаталов, З.З. Шарафутдинов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4 (24). – С. 54–64.

В статье представлен опыт создания информационной системы телеметрии «Ремонт скважин» с целью повышения эффективности управления ремонтами скважин в АО «Зарубежнефть». Актуальность выбранной темы обусловлена устойчивой тенденцией развития информационных технологий в нефтегазовом бизнесе. Для обеспечения оперативного получения, хранения и анализа информации необходимо создание единой информационной системы, пронизывающей все подразделения компании и связывающей их в согласованно функционирующий механизм. Такое построение системы управления позволяет получать достоверную производственно-финансовую информацию в цепи разведка – добыча – переработка – транспортировка – сбыт – управление. Таким образом, за счет информационных решений выстраивается вся управленческая ИТ-цепочка вертикально интегрированных нефтяных компаний.

Рассмотрен опыт развития информационных технологий в блоке скважинных операций: создание информационной системы телеметрии «Ремонт скважин» (ИС ТМРС). Выполнен обзор возникавших проблем и путей их решения. Дана характеристика основных элементов информационной системы, описаны ее функциональные возможности на всех уровнях управления работами по освоению, текущему и капитальному ремонту скважин (планирование работ по текущему и капитальному ремонту скважин (ТКРС); мониторинг текущих показателей работы подъемного агрегата; формирование отчетности и базы данных; анализ эффективности выполняемых работ ТКРС). Показаны создаваемые системой информационные потоки.

Подведены первые итоги опытно-промышленной эксплуатации ИС ТМРС. Показаны достигнутые результаты. Намечены дальнейшие шаги по развитию системы и созданию единого информационного пространства для планирования, учета и контроля скважинных операций, а также управления ими.

В статье представлен подход к построению ИТ-архитектуры нефтегазовой компании на основе микросервисов. Подробно рассмотрены преимущества такого решения. Приведен пример внедрения информационной системы, основанной на микросервисах, для визуализации данных добычи и разработки. Под термином «микросервис» понимается определенная технология разработки программного обеспечения – вариант сервис-ориентированной архитектуры, где приложение представляет собой набор слабо связанных между собой сервисов. Применительно к построению ИТ-архитектуры нефтегазовой компании можно выделить следующие виды стандартных микросервисов: сбора/загрузки данных; инженерных расчетов; визуализации данных. Особенностью построения программного обеспечения с использованием архитектуры микросервисов является его значительная зависимость от текущей реализации интерфейса программного взаимодействия (API). Для того, чтобы снизить эту зависимость, как правило, требуется обеспечение поддержки нескольких версий API. Важным аспектом внедрения цифровых технологий является обеспечение высокого уровня стандартов информационной безопасности, принятых в нефтегазовых компаниях. С этой целью можно применятьразличные технологии аутентификации и авторизации. В статье дано описание подход к реализации ИТ-архитектуры на основе микросервисов на примере внедрения инженерно-информационного портала REPOS в составе программно-аппаратного комплекса семейства «СКИФ-НЕДРА». Для обеспечения выполнения требований информационной безопасности в периметре ПАК «СКИФ-НЕДРА» в наборе микросервисов REPOS применяется технология с использованием токенов. В результате только авторизованные пользователи и/или системы могут выполнять загрузку данных в базу данных REPOS и имеют возможность визуализации данных о добыче и разработке из нефтегазовых приложений.

Список литературы:

1. Richardson Ch. Microservices Patterns with examples in Java. – USA, New York: Manning Publication, 2018. – 477 с.

2. Fowler M. Patterns of Enterprise Application Architecture. – USA, Indiana: Addison-Wesley, 2014. – 558 с.

3. Gladkov A.V., Zakirova G.F. Reservoir Engineering Production Optimization System for Effective Field Management and Performance // SPE 103580-MS. – 2006.

4. https://www.energistics.org/witsml-standards/

5. http://www.oil-industry.net/Journal/archive_detail.php?art=230172

С каждым годом расширяется внедрение инновационных технологий, что открывает новые возможности для решения задач, стоящих перед нефтегазовыми компаниями. Одной из таких задач является оперативное и рациональное управление фондом скважин в рамках концепции «Цифровое месторождение». Цифровое месторождение представляет собой сложную систему дистанционного управления процессами добычи нефти и газа, основанную на своевременной диагностике и непрерывном анализе возникших проблем. В настоящее время практически все крупные нефтегазовые компании активно внедряют «умные» технологии, однако пока развитие получили только некоторые компоненты системы.

В данной статье предложен комплексный подход к решению проблемы управления установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Управление осуществляется при помощи нового алгоритма, закладываемого в станции управления, и внутрискважинного расходомера, расположенного на выкидной линии насоса. Данный подход позволяет усовершенствовать и оптимизировать существующий способ контроля фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Его основное отличие от стандартной схемы заключается в автономной работе скважины. Алгоритм работы станции управления позволяет подбирать частоту вращения погружного электродвигателя на основе показаний расходомера. С учетом расхода внутрискважинной жидкости параметры эксплуатации скважины автоматически корректируются так, чтобы поддерживался режим, обеспечивающий максимальную добычу.

Предложенный подход, направленный на внедрение новых алгоритмов управления работой системы пласт – скважина – насос, позволяет обеспечить непрерывную работу скважины в оптимальном режиме. Доработка программного обеспечения контроллеров станции управления с целью поддержания режимов эксплуатации, характеризующихся максимальными дебитами, даст возможность увеличить добычу углеводородов. Поддержание наиболее энергоэффективного режима позволит оптимизировать затраты электроэнергии на подъем добываемой продукции.

Список литературы

1. Еремин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания. – М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. – 244 с.

2. Демарчук В.В. Перспективы и направления реализации проектов «интеллектуальных» месторождений нефти и газа // Молодой ученый. – 2014. – № 19. – С. 284–289.

3. Кочнев А.А. Концепция «интеллектуального месторождения» // Master’s journal – 2015. – № 2. – С. 165–171.

4. Интеллектуализация добычи нефти: новые возможности, разработки и тенденции, система мониторинга рабочих показателей механизированного фонда скважин / В.Н. Ивановский, С.А. Сабиров, И.Н. Герасимов, К.И. Клименко // Инженерная практика. – 2014. – № 7. – С. 60–63.

5. Техника и технология добычи нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз» / Г.Г. Гилаев, С.И. Стрункин, И.Н. Пупченко [и др.]. – Самара: Нефть. Газ. Инновации, 2014. – 528 с.

6. Новый подход к решению вопроса замера дебитов продукции скважин /  C.С. Ульянов, Р.И. Сагындыков, Д.С. Давыдов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 116–119.

Новые для нефтесервиса России виды услуг: цифровой супервайзинг текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС ) и геосупервайзинг бурения – предусматривают переход от дисциплинарной парадигмы к междисциплинарной модели управления производством, при которой решения в области супервайзинга формируются специалистами, обладающими междисциплинарными знаниями, с использованием единой информационной и цифровой базы. Этап опытно-промысловых испытаний рассмотрен на примере объектов ТКРС ТПП «Лангепаснефтегаз». Оценена работоспособность программного и аппаратного обеспечения. Определена эффективность организационно-технических решений (мобильность комплекса, совмещение профессий, междисциплинарность управления, повышение технико-экономических показателей ТКРС) при мониторинге параметров перекачиваемых жидкостей в ходе выполнении системой контроля и управления технологическими процессами следующих операций: глушение скважин, ремонтно-изоляционные работы, обработка призабойной зоны, промывка скважин, нормализация забоя с применением винтового забойного двигателя (бурение, фрезерование). Успешное проведение опытно-промысловых испытаний обеспечило в 2018 г. промышленное внедрение цифрового супервайзинга в ТПП «Покачевнефтегаз», «Урайнефтегаз», «Повхнефтегаз», «Когалымнефтегаз» и «Лангепаснефтегаз». С целью дальнейшего снижения затрат проведены опытно-промысловые испытания цифрового супервайзинга аварийных работ и оптимизации режимов основных операций при капитальном ремонте скважин в ТПП «Повхнефтегаз». В рамках подготовки к испытаниям составлена программа работ и разработана методика их проведения. Проведены курсы повышения квалификации специалистов мобильного поста цифрового супервайзинга. Сконструировано, модернизировано и оборудовано специализированное транспортное средство на базе полноприводного автомобиля УАЗ. Создан аппаратно-программный комплекс цифрового супервайзинга аварийных работ, объединяющий программные обеспечения СКУТП, станции ГТИ «Кедр 101» и АРМ супервайзера по бурению и капитальному ремонту скважин.

Список литературы

1. Кульчицкий В.В., Щебетов А.В. Супервайзинг – управление качеством строительства и ремонта скважин // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2016. – № 2. – С. 11–15.

2. Аппаратно-программный комплекс геосупервайзинга бурения и ТиКРС / В.В. Кульчицкий, А.В. Щебетов, А.К. Пархоменко [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. – № 2. – С. 55–59.

3. Геосупервайзинг – прогрессивная система управления качеством ТиКРС / В.В. Кульчицкий, А.В. Щебетов, А.К. Пархоменко [и др.] // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2016. – № 4. – С. 12–16.

4. Кульчицкий В.В., Пархоменко А.К., Щебетов А.В. Современные тенденции развития супервайзинга строительства и ремонта скважин // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 11. – С. 53–61.

5. Пархоменко А.К., Крайнова Э.А. Организационно-управленческий механизм взаимодействия нефтегазодобывающих и сервисных предприятий на этапе эксплуатации нефтяных скважин // Экономика и предпринимательство. – 2017. –  № 9 (ч.1). – С. 899–904.

6. Нефтегазовое будущее за национальным исследовательским университетом /  А.И. Владимиров, В.Г. Мартынов, В.В. Кульчицкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 5. – С. 40–43.