Качество нефтесервисных услуг, оказываемых подрядными организациями добывающим компаниям, напрямую влияет на эффективность деятельности последних. ПАО «НК «Роснефть» закупает большое количество услуг, чтобы обеспечить запланированный уровень добычи углеводородов. Именно поэтому надежно выстроенные долгосрочные взаимоотношения заказчик – подрядчик являются залогом успешной работы компании. Российские добывающие компании используют разные модели взаимоотношений с подрядчиками: от полного самообеспечения до закупки всех услуг на внешнем рынке. Однако в условиях волатильности цен на углеводороды даже крупные международные нефтесервисные компании не всегда демонстрируют финансово-экономическую стабильность, что приводит к сокращению количества подрядных организаций на рынке, оказывающих качественные услуги. В случае российских нефтесервисных подрядчиков ситуация складывается еще более критично. В связи с отмеченным компании «Роснефть» ключевые нефтесервисные услуги оказывают не только внешние подрядчики, но и внутренние сервисные подразделения. За последние 5 лет объем нефтесервисных услуг, которыми компания обеспечивает себя сама, существенно вырос. В этой связи «Роснефть» уделяет большое внимание развитию внутреннего сервиса и повышению его конкурентоспособность на рынке. Вопрос бенчмаркинга эффективности работы подрядных организаций и управления это работой с его помощью остро стоит перед всеми добывающими предприятиями. Особенно он актуален для крупных добывающих компаний с широкой географией деятельности. Это способствует созданию собственных инструментов управления. В частности, для повышения качества внутреннего сервиса и контроля качества услуг сторонних подрядчиков в ПАО «НК «Роснефть» разработана и внедрена система управления эффективностью деятельности подрядчиков (УЭДП). Анализ развития рынков нефтесервисных услуг в ПАО «НК «Роснефть» за период внедрения данной системы подтвердил ее эффективностьь.

Список литературы

1. Самойленко В. Бизнес – модели нефтесервисных услуг и эффективность нефтяных компаний//Экономика и управление: научно-практический журнал. 2016. – № 4 (132). – С. 87–93.

2. Кожевников А., Уилсон Э. Управление подрядчиками в нефтегазовой отрасли России как фактор экологической безопасности. – М.: WWF России. 2010.

3. Смирнов Д.Б. Совершенствование механизма управления стратегией устойчивого развития на предприятиях нефтяного комплекса // МИР (Модернизация. Инновация. Развитие). – 2016. – Т. 7. – № 1 (25). – С. 41–47.

4. Пять принципов философии контрактования ТНК-ВР. – https://expert.ru/siberia/2012/42/pyat-printsipov-filosofii-kontraktovaniya-tnk-vr/

5. Токарев А.Н. Нефтесервис как основа инновационного развития нефтяной промышленности//Сибирская финансовая школа. – 2014. – № 4 (105). – С. 91–99.

6. Зорина С. Образец эффективности //Сибирская нефть. – 2018. – № 156. – С. 14–20.

7. Программа непрерывных улучшений «Линия»: итоги работы за два года. – http://www.up-pro.ru/library/production_management/lean/liniya-itogi.html

8. Кивиже Г., Широв О. Эффективная организация работы с подрядчиками// Вестник McKinsey. – 2013. – № 28. – http://vestnikmckinsey.ru/transport-infrastructure-and-logistics/ehffektivnaya-organizaciya-rabotyh-...

9. Исаков А.С., Лирон Э.М. Управление эффективностью деятельности подрядчиков // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 18–21.

Приведен краткий анализ ситуации, необходимых действий и механизмов для развития отечественных технологий геофизических исследований скважин (ГИС). Представлен опыт нефтяной компании «Роснефть» по разработке и внедрению высокотехнологичных методов ГИС и сопутствующего программного обеспечения. Дано описание взаимодействия с ведущими геофизическими приборостроительными компаниями России с целью развития высокотехнологичных методов исследования скважин как по окончании бурения на геофизическом кабеле, так и в процессе бурения. Отмечена важность развития единого метрологического корпоративного центра для обеспечения высокого уровня точности разрабатываемого геофизического оборудования с целью достижения паритета с ведущими зарубежными производителями геофизического оборудования. Представлен механизм реализации опытно-промысловых испытаний высокотехнологичной аппаратуры, который включает межфукциональное взаимодействие, подготовку заключений и рекомендаций по доработке тестируемых технологий. Показаны преимущества мультифункционального подхода при проведении опытно-промысловых испытаний и схема взаимодействия между профильными структурными подразделениями компании «Роснефть». Приведены краткий перечень опытно-промысловых испытаний и основные результаты их проведенных. Рассмотрен механизм сопровождения технологии с этапа рассмотрения и оценки ее востребованности в компании до этапа определения целесообразности ее тиражирования по результатам проведения серии опытно-промысловых испытаний и всестороннего технологического анализа.

Месторождения с карбонатным типом коллектора составляют достаточно большую часть в ресурсном потенциала в всем мира и, в частности, в ПАО «НК «Роснефть». Для большинства карбонатных пород характерно наличие вторичной пористости, представленной трещинами и кавернами. Разделение пустотного пространства на типы является важнейшим этапом при оценке запасов углеводородов, выборе схемы и параметров разработки данных месторождений. В статье представлен анализ степени кавернозности пород вендских и нижнекембрийских карбонатных отложений Непско-Ботуобинской антеклизы в пределах лицензионных участков ПАО «НК «Роснефть» по результатам проведенных исследований на керне. Предложен подход к определению доли каверновой пористости, определенной по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Долю каверновой пористости оценивали по керну с использованием следующих методов: компьютерная томография, ядерно-магнитный резонанс, а также по различию коэффициентов пористости образцов разного диаметра. Для определения каверновой пористости по данным ГИС за основу взят метод, предложенный В.М. Добрыниным, который основан на различиях разных типов пустотного пространства по объемной сжимаемости. Анализ результатов исследований упругих свойств на керне и учет особенностей изучаемых отложений, в частности, полиминерального состава и галитизации пустотного пространства, позволили подобрать параметры применяемой методики для наилучшего сопоставления каверновой пористости рассматриваемых отложений по данным ГИС и изучения керна. Верификация полученных результатов с методами ядерно-магнитного резонанса и компьютерной томографии колонки показала хорошую сходимость. Различия, вероятней всего, обусловлены разными масштабами исследований. Для более глубокой настройки методики оценки доли каверновой пористости необходимо определить границу сжимаемости пустот, отнесенных к порам и кавернам.

Список литературы

1. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., Бочко Р.А. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ // под ред. К. Багринцевой. – М.: Наука, 2003. – 264 с.

2. Ghafoori M.R., Roostaeian M., Sajjadian V.A. Secondary Porosity: A Key Parameter Controlling the Hydrocarbon Production in Heterogeneous Carbonate Reservoirs // Petrophysics – February 2009 – P. 67–78.

3. Баюк И.О., Рыжков В.И. Определение параметров трещин и пор карбонатных коллекторов по данным волнового акустического каротажа // Технология сейсморазведки. – 2010. – № 3. – С. 32–42.

4. Добрынин В.М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа – 1991. – № 5. – С. 30–34.

5. Kazatchenko E., Markov M., Mousatov A. Determination of Primary and Secondary Porosity in Carbonate Formations Using Acoustic Data // SPE-84209-MS. – 2003.

6. Гаджиев В., Соловьев Ю., Эйнауди Ф. Применение усовершенствованных акустических методов исследований скважин на месторождении Карачаганак, Казахстан // SPE-139778-RU. – 2010.

7. Костин Д.К., Кузнецов Е.Г., Вилесов А.П. Опыт ООО «ТННЦ» по изучению керна с помощью рентгеновского компьютерного томографа // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 3. – С. 18–21.

8. Расчет коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов Восточной Сибири по данным ядерно-магнитного каротажа / В.А. Колесов [и др.] // Каротажник. – 2014. – Вып. 8 (242). – С. 50–58.

9. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1970. – 239 с.

10. Особенности петрофизической модели карбонатных коллекторов Иркутских лицензионных участков / Д.А. Филатов, В.А. Колесов, Н.Б. Красильникова, В.В. Исаева // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 42–45.

Снижение прироста запасов и, как следствие добычи, углеводородов в традиционных песчано-алевритовых коллекторах на территории Российской Федерации заставляет все большее внимание уделять разведке и освоению месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях. Одним из таких перспективных районов является Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления и, в частности, карбонатные отложения Юрубчено-Тохомского месторождения.

В статье приведены результаты изучения неоднородного строения сложнопостроенного карбонатного резервуара рифейского возраста Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения методами геофизических исследований скважин и исследования керна, включая специальные методы изучения пустотного пространства (микроскопия, стереомикроскопия, томография и микротомография и др.). Представлены методические приемы, которые позволяют не только качественно, но и количественно описать неоднородное строение сложнопостроенных коллекторов. В результате комплексирования литологических и петрофизических исследований определены закономерности распространения щелевидных пустот в интракластовых доломитах как основного типа емкости продуктивного рифейского коллектора. Даны количественные характеристики различных типов пустотного пространства. Разработаны критерии выделения и количественной оценки свойств перспективных интервалов в разрезе скважин, а также определена концептуальная геологическая модель рифейского коллектора. На основе систематизации геолого-геофизической и промысловой информации определены критерии продуктивности рифейских отложений, такие как наличие интракластовых доломитов, окремнения, повышенной трещиноватости, степень глинистости. Выявленные критерии позволили обосновать закономерности распределения перспективных зон в пределах Юрубченской залежи, что позволит сделать ее разработку более эффективной. Благодаря уточнению концептуальной модели в настоящее время проводится корректировка траекторий горизонтальных скважин, что даст возможность получить начальные параметры отдельных скважин выше плановых.

Список литературы

1. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Углеводородные скопления в нетрадиционных ловушках глубокозалегающих отложениях севера Западной Сибири – резерв прироста ресурсов нефти и газа // Сб. трудов Международной научно-практической конференции «Новые идеи в геологии». – Перо, 2019. – С. 544–598.

2. Окнова Н.С. Неантиклинальные ловушки и их примеры в нефтегазоносных провинциях // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 1. – С. 1–14.

3. Концептуальная модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения / Н.М. Кутукова, Е.М. Бирун, Р.А. Малахов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 4–7.

4. Конторович А.Э. Байкитский регион // Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. – 1994. – Вып. 6. – 52 с.

5. Харахинов В.В., Шленкин С.И. Нефтегазоносность докембрийских толщ Восточной Сибири на примере Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакполения. – М.: Научный мир. 2011. – 420 с.

6. Харахинов В.В. Тектонический контроль и геодинамические обстановки формирования месторождений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления // Эволюция тектонических процессов в Истории Земли. Материалы XXXVII тектонического совещания. Т.2. – Новосибирск: СО РАН, Гео, 2004. – С. 252–253.

7. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., Бочко Р.А. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. – М.: Наука, 2003. – 264 с.

8. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов рифея Юрубчено-Тохомского месторождения / К.И. Багринцева, Н.Б. Красильникова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2015. – № 1. – С. 24–40.

Проектные риски применительно к задачам ПАО «НК «Роснефть» по разведке и освоению ресурсов углеводородов на арктическом шельфе Российской Федерации во многом определяются геокриологической обстановкой (характером распространения многолетнемерзлых пород (ММП), их толщиной, среднегодовой температурой, криогенным строением и льдистостью, теплофизическими и прочностными свойствами). Поэтому разработка методики геокриологического картографирования и создание геокриологических карт являются актуальными.

В статье представлены методика и результаты картографирования криолитозоны Карского шельфа. Методика базируется на ретроспективном подходе к изучению субаквальной криолитозоны с использованием теплового математического моделирования. В математической модели в качестве начальных приняты условия одного из изученных периодов прошлого, а прогнозируемыми являются современные мерзлотные условия. Приведены этапы картографирования: составление базы данных, районирование по истории развития шельфа, построение палеогеографического сценария, геологической модели, их тестирование и геокриологический прогноз с помощью математического моделирования. Использование результатов моделирования и их увязка с натурными данными являются завершающей фазой процесса картографирования. Результаты исследований представлены в виде геокриологической карты. На карте показаны распространение, глубина залегания кровли и толщина многолетнемерзлых пород, а также распространение охлажденных и талых пород. Охлажденные породы развиты на западе и северо-западе акватории, где во время морской изотопной стадии МИС–2 (25-15 тыс. лет назад) существовал ледник. Перигляциальная зона во время МИС-2 занимает область современных глубин моря от 0 до 80-100 м, прилегающую к континенту. На юго-западе и в центре этой зоны в распространении талых, охлажденных, мерзлых пород и их параметрах прослеживается связь с основными природными событиями позднего плейстоцена-голоцена. Распространение многолетнемерзлых пород на юго-западе и в центре перигляциальной зоны преимущественно островное, на северо-востоке – в основном сплошное. Центральная часть этой зоны на месте акваториального продолжения Оби, Енисея и других рек, наследует подпрудный приледниковый бассейн пресных вод, существовавший во время оледенения МИС-2. Толщина многолетнемерзлых пород на юго-западе не превышает 100 м, на северо-востоке составляет от 100 до 300 м.

Список литературы

1. Прибрежная криолитозона северо-западного Ямала: проблемы освоения / В.В. Баулин, Н.В. Иванова, Ф.М. Ривкин [и др.] // Криосфера Земли. – 2005. – T. IX. – № 1. – C. 28–37.

2. Новая ГИС – ориентированная карта субаквальных многолетнемерзлых пород Карского моря / А.А. Васильев, П.В. Рекант, Г.Е. Облогов, Ю.В. Коростелев // Сб. докладов расширенного заседания Научного Совета по криологии Земли РАН. – 2018. – Т. 1. – С. 291–295.

3. Куликов С.Н., Рокос С.И. Выделение массивов многолетнемерзлых пород на временных сейсмоакустических разрезах мелководных районов Печорского и Карского морей // Геофизические изыскания. – 2017. – № 3. – С. 34–42.

4. Мельников В.П., Спесивцев В.И. Инженерно-геологические и геокриологические условия шельфа Баренцева и Карского морей. – Новосибирск: Наука, 1995. – 198 с.

5. Романовский Н.Н., Тумской В.Е. Ретроспективный подход к оценке современного распространения и строения шельфовой криолитозоны Восточной Арктики // Криосфера Земли. – 2011. – Т. XV. – № 1. – С. 3–14.

6. Свидетельство о государственной регистрации № 2016614404. Программа для моделирования геокриологических условий на ЭВМ «Qfrost» / Д.Г. Песоцкий. – № 2016611719; заявл. 02.03.16; опубл. 25.05.16.

7. Свидетельство № 940281. РосАПО. Программа расчета теплового взаимодействия инженерных сооружений с вечномерзлыми грунтами WARM / Л.Н. Хрусталев, Н.В. Емельянов, Г.П. Пустовойт, С.В. Яковлев. – 1994.

8. Геотермия арктических морей / М.Д. Хуторской, В.Р. Ахмедзянов, А.В. Ермаков [и др.] // Труды Геологического института. – 2013. – Вып. 605. – 232 с.

9. The last Eurasian ice sheets – a chronological database and time-slice reconstruction, DATED-1. Boreas / A.L.C. Hughes, R. Gyllencreutz, Ш.S. Lohne  [et al.] . – 2016. – V. 45. – P. 1–45.

10. Васильчук Ю.К. Изотопно-кислородный состав подземных льдов (опыт геокриологических реконструкций). – М.: РИО Мособлупрполиграфиздата, 1992. – Т. 1. – 420 с. – Т. 2. – 264 с.

11. Волков Н.Г. Прогноз температурного и водно-ионного режима засоленных мерзлых пород и криопэгов (на примере п-ва Ямал): автореф. дис... канд. геол.-минерал. наук. – М., 2006. – 26 с.

В процессе развития технологий бурения и поиска эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов, в последние десятилетия широкое распространение получило бурение горизонтальных скважин. Крупнейшие мировые компании стали массово внедрять эту технологию. Постоянное повышение сложности геологических условий в районах бурения, вовлечение в разработку залежей с трудно извлекаемыми запасами и экономические причины стимулировали развитие технологий строительства горизонтальных скважин и в Российской Федерации. Объемы бурения в ПАО «НК «Роснефть» за последние десять лет увеличились в несколько раз, в том числе и объемы бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. В условиях увеличения объема горизонтального бурения изменились конструкции скважин (многоствольные, многозабойные), геологические особенности строения целевых пластов стали более разнообразными, возросла вариативность комплекса каротажа во время бурения. Это обусловило необходимость систематизации и классификации скважин по степени сложности для геонавигации с целью оптимального распределения ресурсов при бурении (проектные документы, персонал, сервисное сопровождение при строительстве скважины и др.) и повышения эффективности проводки горизонтальных скважин.

В статье рассмотрен новый параметр, предложенный авторами для применения в нефтегазовой отрасли при оценке строительства горизонтальных скважин, - индекс сложности геонавигации. Дано описание методики определения этого параметра. Представлен алгоритм классификации скважин по сложности геонавигации. Приведен пример оптимизации используемых сервисных услуг на основе представленной классификации. Применение предложенных параметра и методики его определения и оптимизация решений на этой основе позволит снизить непроизводительные затраты и повысить экономическую эффективность бурения горизонтальных скважин.

Список литературы

1. Филимонов В.П., Кудашов К.В., Ширшов А.Ю. Повышение эффективности бурения скважины с большим отходом от вертикали на месторождении Одопту-море (Северный Купол) // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 41–45.

2. Automatic Geosteering of Wells / S. Stishenko, Y. Petrakov, A. Sabirov, A. Sobolev // SPE 191594-18RPTC-MS. – 2018.

3. Barry A., Burnett P., Meakin C. Geosteering Horizontal Wells in a Thin Oil Column // SPE-50072-MS. – 1998. – DOI:10.2118/50072-MS.

4. Griffiths R. Well Placement Fundamentals. – Schlumberger, 2009. – 327 с.

5. Southcott A., Harper H. 3-D Seismic Proves Its Value in Bakken Geosteering // Urtec-1922656-MS. – 2014. – DOI:10.15530/URTEC-2014-1922656.

6. Drilling Optimisation of Extended Reach Multilateral Wells to Maximise Reservoir Contact in Carbonate / C. Verma, F. Rodriguez, Q.M. Qasin [et al.] // SPE-186982. – 2017. – DOI:10.2118/186982-MS.

В статье предложена методика применения методов машинного обучения при подборе скважин-кандидатов для проведения гидроразрыва пласта (ГРП) для условий одного из месторождений ПАО «НК «Роснефть». В настоящее время при подборе скважин-кандидатов для ГРП требуется анализ большого объема информации об истории работы, проведенных ранее мероприятиях, техническом состоянии, энергетическом состоянии пласта и др. Анализ данных традиционными методами требует значительных трудозатрат, но не дает гарантии точного прогноза результатов ГРП. В последние годы подобные задачи решаются с применением современных цифровых технологий. Наиболее активно развиваются методы анализа данных на основе алгоритмов машинного обучения, предназначенные для извлечения знаний из представленного массива данных с целью принятия решений применительно к рассматриваемым объектам.

В статье рассмотрена разработка комплексного подхода для подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП. Созданы прогнозные модели машинного обучения для следующих показателей: начальные дебиты нефти и жидкости, дебит нефти через 1, 3, 6 мес после проведения ГРП, чистый дисконтированный доход (NPV). При прогнозировании каждого показателя использовались три алгоритма машинного обучения. Для каждой модели выбран алгоритм, давший наименьшую ошибку. Показано, что для моделирования целевых показателей после ГРП лучшими оказались нелинейные алгоритмы градиентного бустинга и случайного леса. Подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП осуществлен на основании ранжированного списка скважин-кандидатов по прогнозным целевым технологическим и экономическим показателям. Апробация предложенного подхода на одном из месторождений компании «Роснефть» показала возможность повышения точности прогнозирования и экономической эффективности. В пяти скважинах, подобранных с помощью технологии машинного обучения проведены операции ГРП, результаты которых подтвердили корректность выбора скважин и точность прогноза прироста дебита нефти. Построенные модели обладают существенно лучшей прогностической способностью, чем традиционный подход. В частности, отклонение прогнозного прироста дебита нефти от фактического на тестовой выборке скважин одного из месторождений Западной Сибири уменьшилось с 43 до 23 %.

Список литературы

1. Aryanto А., Kasmungin S., Fathaddin MT. Hydraulic fracturing candidate-well selection using artificial intelligence approach // Prosiding seminar nasional cendekiawan, 2018. – P. 1–7.

2. Yanfang W., Salehi S. Refracture candidate selection using hybrid simulation with neural network and data analysis techniques // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – V. 123. – P. 138–146.

3. Rahmanifard H., Plaksina T. Application of artifcial intelligence techniques in the petroleum industry: a review // Artifcial Intelligence Review, 2018. – P. 1–24.

4. Development of an intelligent systems approach for restimulation candidate selection / S. Mohaghegh, S. Reeves, D. Hill [et al.] // SPE-59767-MS, 2000. – Р. 1–11.

5. Comparison of Candidate-Well Selection Mathematical Models for Hydraulic Fracturing / Ting Yu [et al.] // Fuzzy Systems & Operations Research and Management. – 2015. – V. 367. – 289 p.

6. Гайнуллин М.М., Шабаров А.Б. Применение теории нечетких множеств для подбора скважин с целью геолого-технологических мероприятий на нефтяных месторождениях // Вестник Тюменского гос. университета. – 2011. – № 7. – C. 30–37.

7. Alimkhanov R., Samoylova I. Application of Data Mining Tools for Analysis and Prediction of Hydraulic Fracturing Efficiency for the BV8 Reservoir of the Povkh Oil Field / SPE-171332-MS. – 2014. – October 14. – C. 1–20. – DOI:10.2118/171332-MS.

8. Давлетова А.Р., Колонских А.В., Федоров А.И. Направление трещины повторного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2017 – № 11. – С. 110–113.

9. Методика выбора скважин-кандидатов для проведения повторного гидроразрыва пласта на основе эффекта переориентации трещины // П.Д. Савченко, А.И. Федоров, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 114–117.

10. Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть» / С.Е. Здольник, Ю.В. Некипелов, М.А. Гапонов, А.Е. Фоломеев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 92–95.

В статье рассмотрено применение широко распространенной в настоящее время технологии лазерного сканирования при осуществлении геометрического и строительного контроля на разных стадиях строительства объекта. Наземное лазерное сканирование проводилось на двух технологических установках нефтеперерабатывающих заводов ПАО «НК «Роснефть» специалистами проектных институтов компании – ОАО «ВНИПИнефть» и АО «Самаранефтехимпроект». Результаты наземного лазерного сканирования подготавливались в специализированных программных продуктах и далее сопоставлялись с трехмерной проектной моделью объекта. В результате сопоставления выполнен визуальный анализ и составлены картограммы отклонений. Отмечено, что картограммы построены на основании полученных данных в автоматизированном режиме. Применяемый подход дает возможность использования наземного лазерного сканирования в качестве обязательного элемента строительного контроля совместно с авторским надзором в ключевых точках строительства объекта. Анализ отклонений позволяет оценить наличие смещений и более серьезных нарушений проектных решений, соблюдение необходимых уровней на построенном объекте. По результатам анализа слставляются точные указания находящимся на объекте исполнителям для внесения изменений еще на этапе строительства. Успешная реализация проектов по сравнительному анализу проектной 3D модели и измеренных данных в виде облака точек позволяет с уверенностью применять технологию наземного лазерного сканирования для строительного контроля объектов в нефтегазовой отрасли. Данный вид работ необходим для выявления расхождений и несоответствий объектов. Позволяет значительно снизить время на сбор, анализ и получение результата. Правильно организованный процесс проведения работ практически исключает человеческий фактор, в значительной степени влияющий на итоговый результат.

В статье рассмотрено современное состояние и основные тенденции развития корпоративного программного обеспечения (ПО) для геологического моделирования нефтегазовых месторождений, а также выявление основных факторов, влияющих на функциональное наполнение и архитектурные особенности корпоративного программного продукта в ближайшей перспективе. Изучено влияние современных информационных технологий, таких как нереляционные базы данных, облачные хранилища и приложения, многоядерные вычисления, системы управления знаниями, на программное обеспечение, разрабатываемое для решения задач построения «цифрового двойника» месторождения и цифровой геологической модели. Особое внимание уделено актуальным тенденциям в развитии ПО для моделирования нефтегазовых месторождений. Отмечена потребность в интеграции специализированных программ моделирования нефтегазовых месторождений в универсальные комплексы, охватывающие весь цикл геолого-технологического проектирования (от обработки сейсмической информации до фильтрационных расчетов и оценки экономических рисков). Показана необходимость автоматизации процесса моделирования месторождений, в том числе фиксации технологических особенностей различных этапов процесса и создания «шаблонов» моделирования, обеспечения повторяемости вычислений. Важным аспектом является обеспечение возможности многопользовательской работы с «цифровой моделью» как в режиме поэтапной обработки данных специалистами различных профилей, так и в режиме параллельной обработки одного массива данных однопрофильными специалистами. Отмечены такие этапы, как переход от распараллеленных вычислений к распределенным, позволяющим исключить ограничения на вычислительные мощности, и переход к системам интеллектуальной поддержки ПО в рамках корпоративных систем управления знаниями. Сделан акцент на разработку, в соответствии с указанными приоритетами, корпоративной линейки программных продуктов моделирования нефтегазовых месторождений ПАО «НК «Роснефть» и, в частности, программного комплекса геологического моделирования «РН-ГЕОСИМ». Полученные результаты позволяют компании обоснованно выбирать функциональное наполнение и программную архитектуру для разрабатываемых программных средств моделирования месторождений и таким образом повышать эффективность их использования.

Список литературы

1. Технологическое развитие Блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть» / В.В. Яковлев, М.М. Хасанов, Д.О. Прокофьев, А.В. Шушков // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №12 – C. 6–10.

2. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. – М.: ООО ИПЦ Маска, 2009. – 376 с.

3. Veyber V., Kudinov A., Markov N. Model-driven Platform for Oil and Gas Enterprise Data Integration // International Journal of Computer Applications. – 2012. – V. 49. – P. 14–19.

4. Экспертный анализ геолого-физической информации по Приобскому и Муравленковскому месторождениям на основе моделей машинного обучения / Д.В. Егоров, Н.В. Буханов, О.Т. Осмоналиева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 28–31.

5. Разработка методик автоматизации многоскважинного анализа и интерпретации данных геофизических исследований скважин и изучения керна / Л.Р. Миникеева, О.В. Надеждин, Э.Р. Нугуманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 54–57.

6. Автоматизация процесса петрофизической интерпретации как элемент эффективной геонавигации / А.В. Билинчук, К.В. Горев, В.В. Корябкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 36–39.

7. Integrated Static and Dynamic Uncertainties Modeling Big-Loop Workflow Enhances Performance Prediction and Optimization / S. Kumar, X.H. Wen, J. He [et al.] // SPE Reservoir Simulation Conference. – 2017. – DOI:10.2118/182711-ms

8. Moniruzzaman A.B.M., Hossain S. NoSQL Database: New Era of Databases for Big data Analytics – Classification, Characteristics and Comparison // International Journal of Database Theory and Application. – 2013. – V. 6. – № 4.

9. Perrons R.K., Hems A. Cloud computing in the upstream oil & gas industry: A proposed way forward // Energy Policy. – 2013. – V. 56. – P. 732–737.

10. High performance computing using MPI and OpenMP on multi-core parallel systems / H. Jin, D.C. Jespersen, P. Mehrotra [et al.] // Parallel Computing. – 2011. – V. 37. – P. 562–575.

11. https://docs.nvidia.com/cuda/cuda-c-programming-guide/index.html

12. Halsey T. Computational sciences in the upstream oil and gas industry// Phil. Trans. R. Soc.– 2016. – V. 374. – № 2078. – http://dx.doi.org/10.1098/rsta.2015.0429

13. Гидродинамическое моделирование основных месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» с использованием суперкомпьютерных технологий / Н.С. Бахтий, А.А. Аристов, Д.А. Ходанович [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 64–67.

14. Микрюкова А. iKnow: единая точка доступа к техническим знаниям // Управление производством. – 2014. – http://www.up-pro.ru/print/library/information_systems/management/iknow-bz.html

15. The Effect of KMS Usage on Organizational Performance in Oil and Gas Industry: An Empirical Study in the Context of Developing Economy / A. Badpa, J. Salim, J. Yahaya [et al.] // International Journal of Trend in Research and Development (IJTRD) – 2018. – V. 5. – № 2. – http://www.ijtrd.com/ViewFullText.aspx?Id=15819

Современный этап развития техники и технологии добычи углеводородов характеризуется существенным увеличением объемов производственной информации о текущем состоянии технологических процессов на газовых и газоконденсатных промыслах. Ставится задача цифровой трансформации предприятий отрасли, важным элементом которой является создание интеллектуальных промыслов, управление которыми будет осуществляться в автоматическом режиме, а их контроль - дистанционно группами экспертов через ситуационные центры. Интеллектуализация промыслов включает следующие этапы: дооснащение АСУ ТП необходимым оборудованием для удаленного контроля и управления процессами добычи и подготовки газа и газового конденсата; создание цифровых двойников для расчета многовариантных сценариев работы промысла; создание распределенной системы интеллектуального управления промыслом, в том числе систем автоматического управления промыслом (САУП) и автоматического регулирования (САР) для каждой скважины. САУП обеспечит выбор оптимального сценария и управление в режиме реального времени всем промыслом, а САР - поддержание заданных САУП режимов и безопасную эксплуатацию скважин, в том числе в автономном режиме при потере связи с САУП. Для реализации работы САУП в режиме реального времени важным представляется применение технологий искусственного интеллекта, которые позволят ускорить прогнозные расчеты и выбор оптимального сценария работы промысла.

В статье рассмотрен процессе цифровой трансформации, реализованной в виде трехуровневой системы управления добычей газа и конденсата, включая уровни промысла, дочернего предприятия и головной компании, причем каждый со своими особенностями. Концепция интеллектуализации газовых и газоконденсатных промыслов, предложенная сотрудниками ПАО «НК «Роснефть», базируется на современных представлениях о необходимой и эффективной цифровой трансформации производства, которая при помощи ИТ-технологий максимально задействует потенциал продуктивного пласта и наземного оборудования. Промыслы, оснащенные интеллектуальными системами управления, позволят получить дополнительную добычу углеводородов, в первую очередь за счет сокращения непроизводительных потерь пластовой энергии, возникающих при неоптимальном «ручном» регулировании скважин и потоков в системе добычи и подготовки газа.

Список литературы

1. Еремин Н.А., Абукова Л.А., Дмитриевский А.Н. Цифровая модернизация газового комплекса // В сб. Актуальные вопросы разработки и внедрения малолюдных (удаленных) технологий добычи и подготовки газа на месторождениях ПАО «Газпром». Доклады заседания секции «Добыча газа и газового конденсата» Научно-технического совета ПАО «Газпром», 2017. – С. 9–20.

2. Гаричев С.Н., Еремин Н.А. Технология управления в реальном времени. В 2 ч. – М.: МФТИ, 2015. – Ч. 1. – 196 с.

3. Воробьев А.Е., Тчаро Х., Воробьев К.А. Цифровизация нефтяной промышленности: «интеллектуальный» нефтепромысел // Вестник Евразийской науки. – 2018. – № 3. – https://esj.today/PDF/77NZVN318.pdf

4. Лобков Ю.А. Интеллектуальное месторождение ПАО «ЛУКОЙЛ» // Инженерная практика. – 2017. – № 11. – С. 4–9.

5. Алексеенко А.С. Цифровые двойники и их применение // Газовая промышленность. – 2018. – № 9 (774). – С. 38–39.

6. Волков С.В. «Цифровой двойник» актива – основа умного месторождения // Доклад на III конференции «Технологии в области разведки и добычи нефти» ПАО «НК «Роснефть». – М., 2017.

7. Серых Т. Цифровизация разведки и добычи Роснефть // Доклад на III Конференции «Технологии в области разведки и добычи нефти» ПАО «НК «Роснефть». – М., 2017.

Центробежный газосепаратор роторного типа, изобретенный в 50-х годах ХХ века П.Д. Ляпковым, широко применяется во всем мире по сей день, однако в силу своей конструкции имеет низкую устойчивость к гидроабразивному износу. Относительно низкая износоустойчивость является причиной случаев полного разрущения газосепаратора. Появившиеся на рынке газосепараторы вихревого и шнекового типов не имеют в своей конструкции вращающегося барабана, в их работе используется эффект свободных вихрей, вследствие чего износоустойчивость конструкции многократно увеличивается. В рамках разработки стратегии постепенной замены применяемых газосепараторов роторного типа на газосепараторы вихревого или шнекового типо инициирован проект комплексного изучения сравнительных характеристик образцов данного оборудования, выпускаемого на территории РФ. Исследовано влияние отсутствия вращающегося центробежного барабана в газосепараторах нового поколения на эффективность сепарации газа и изменение потребляемой мощности. Стендовыми испытаниями установлено, что газосепараторы вихревого и шнекового типов имеют несколько меньшую эффективность сепарации газа, но при этом и меньшую потребляемую мощность по сравнению с газосепаратором роторного типа (базовый вариант). При этом некоторые протестированные модели газосепараторов вихревого типа лишь немного уступали по эффективности сепарации базовому варианту. Это свидетельствует о потенциале конструктивной доработки оборудования с целью улучшения его характеристик. Использование полученных в ходе исследований сведений позволит сформировать новые технические требования к газосепараторам, которые, по мнению специалистов ПАО «НК «Роснефть», должны не только обеспечивать эффективность сепарации газа, но и быть энергоэффективными. Выявленный эффект снижения потребляемой мощности газосепараторов роторного типа и газосепараторов вихревого и шнекового типов невелик и составляет 0,25-0,3 кВт·ч на единицу оборудования. Однако с учетом того, что ПАО «НК «Роснефть» является крупнейшей в России нефтегазодобывающей компанией и фонд, эксплуатируемый с использованием установок электроприводных центробежных насосов, превышает 43 тыс. скважин, суммарный эффект энергосбережения становится значительным. Энергосбережение при замене газосепараторов роторного типа на газосепараторы вихревого или шнекового типов начали учитывать в нефтегазодобывающих обществах группы ПАО «НК «Роснефть» при подготовке программ снижения затрат на добычу нефти механизированным способом.

Список литературы

1. А.с. СССР 109579. Погружной центробежный электронасос / П.Д. Ляпков; заявитель П.Д. Ляпков. – № 575117; заявл. 01.11.54; опубл. 00.00.57.

2. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС Прес, 2008. – 309 с.

3. Повышение эффективности работы погружных электроцентробежных установок при добыче нефти с высоким газосодержанием / Р.И. Вахитова, Д.А. Сарачева, Д.Р. Уразаков, Е.Б. Думлер. – Альметьевск: АГНИ, 2019. – 104 с.

4. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 2005. – 24 с.

5. Якимов С.Б., Шпортко А.А., Шалагин Ю.Ю. О путях повышения надежности газосепараторов ЭЦН на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. – № 1. – С. 33–39.

6. Перельман М.О., Пещеренко М.П., Пещеренко С.Н. Особенности многофазных течений в газосепараторах, определяющие их гидроабразивную стойкость // Бурение и нефть. – 2013. – № 5. – С. 44–47.

7. Герасимов В.В. Высоконадежное оборудование для работы в осложненных условиях // Инженерная практика. – 2012. – № 2. – С. 18–25.

Одной из ключевых и приоритетных целей ПАО «НК «Роснефть» является постоянное улучшение в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды. Для ее достижения компания реализует «Проект по развитию системы управления целостностью производственных объектов и оборудования», направленный в первую очередь на устранение рисков крупных аварий и уменьшение числа отказов. По мере развития и внедрения системы появилась потребность в оценке ее эффективности. В методических рекомендациях API RP 754 предложен такие показатели, как Process Safety Events Rate (PSER), которые определяют уровни безопасности процесса и измеряют число инцидентов за 1 млн ч наработки. Данные показатели получили широкое распространение в мире и используются для оценки мер обеспечения безопасности технологических процессов, способствуя извлечению опыта из незначительных событий, преследую цель предотвращения происшествий с более тяжелыми последствиями, накопления знаний по управлению рисками и целостностью технологического объекта. Показатели PSER базируются на единообразных и контролируемых исходных данных и расчетах, т.е. они не зависят ни от внутренних критериев классификации происшествий компаний, периодически пересматриваемых, ни от внешних, продиктованных национальным законодательством.

В 2018 г. ПАО «НК «Роснефть» провела апробацию методологии классификации и учета происшествий для определения показателей PSER в 25 дочерних обществах. С начала 2019 г. оценка уровня безопасности с применением показателей PSER внедрена в целом по компании.

Уже первые результаты, полученные по итогам 6 мес 2019 г. свидетельствуют о практической ценности учета и анализа показателей PSER для формирования мер по снижению рисков, сокращению количества и тяжести последствий аварий. Кроме того, учет и расчет показателей PSER позволяет ПАО «НК «Роснефть» проводить международный бенчмаркинг путем сравнения с другими нефтегазовыми компаниями по уровню обеспечения промышленной безопасности производства.

Список литературы

1. 7 Fundamentals of an operationally excellent management system / Ch. Lutchman, D. Evans, W. Ghanem, R. Maharaj. – USA, Boca Roton: CRC Press, 2015. – 456 р.

2. Андреева Н.Н., Сивоконь И.С. Поддержание инфраструктуры месторождений нефти и газа. Управление целостностью опасных производственных объектов. – М. Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – 192 с.

3. Методические рекомендации ANSI/API RP 754 «Показатели безопасности процесса для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности». – https://www.api.org/oil-and-natural-gas/health-and-safety/refinery-and-plant-safety/process-safety/p...

4. Отчет № 456 OGP «Производственная безопасность – Практические рекомендации по основным показателям эффективности». – https://www.api.org/oil-and-natural-gas/health-and-safety/refinery-and-plant-safety/process-safety/p...

Изложены современные представления о строении доюрского основания Западной Сибири. Традиционно геологическая модель Западной Сибири понимается с позиции геосинклинальной концепции эволюции земной коры. В последние 50 лет развивается геодинамический подход к решению данного вопроса, основанныйна плейт-тектонической концепции, который позволяет по-новому оценить перспективы доюрского комплекса. Данный подход предполагает, что основание Западной Сибири является продолжением Центрально-Азиатского складчатого пояса, геодинамическим аналогом которого в настоящее время считается юго-восточная Азия – зона взаимодействия Тихоокеанской и Индо-Австралийской тектонических плит, которая трассируется залежами углеводородов разного масштаба, в том числе известными месторождениями Вьетнама. В настоящее время доюрское основание Западной Сибири (структурное строение, вещественный состав) недостаточно изучено. Анализ имеющихся литературных данных о вещественном составе пород доюрского комплекса Западной Сибири, размещении нефтегазоносных регионов Земного шара, распределение скоплений газогидратов и углеводородных проявлений в Мировом океане в концепции плейт-тектонической модели показал, что доюрский комплекс представлен породами и геодинамическими обстановками их формирования благоприятными для образования коллекторов и скоплений углеводородов. Проведенные ранее авторами детальные исследования пород-коллекторов доюрского основания на разрабатываемых месторождениях показали, что породы формировались в разных геодинамических условиях. Ввиду сложного строения доюрского основания – его блокового строения, интенсивной дизъюнктивной тектоники и неравномерного развития вторичных процессов, разной направленности в отношении образования пустотного пространства – поиск залежей углеводородов в нем сильно затруднен. Выявленные залежи нефти, газоконденсата и газа в доюрском основании свидетельствуют о его перспективности для поисков залежей углеводородов.

Список литературы

1. Буслов М.М. Тектоника и геодинамика Центрально-Азиатского складчатого пояса: роль позднепалеозойских крупноамплитудных сдвигов // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52. – № 1. – С. 66–90.

2. Буслов М.М. Тектоническое районирование и геодинамика Алтае-Саянской складчатой области // Геология и геофизика и минеральное сырье Сибири // Материалы 1-й научно-практической конференции. – Т. 1. – Новосибирск, 2014. – С. 168–171.

3. История геологического развития и строение фундамента западной части Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна / К.С. Иванов, В.А. Коротеев, М.Ф. Печеркин [и др.] // Геология и геофизика. – 2009. – Т. 50. – № 4. – С. 484–501.

4. Новые данные о строении фундамента Западно-Сибирской плиты / К.С. Иванов, Ю.В. Ерохин, В.Б. Писецкий [и др.] // Литосфера. – 2013. – № 4. – С. 91–106.

5. Гаврилов В.П. Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях // Геология нефти и газа. – 2008. – № 1. – С. 56–64.

6. Шакиров Р.Б. Газогеохимические поля окраинных морей Восточной Азии. – М.: ГЕОС, 2018. – 341 с.

7. Брехунцов А.М. Структурно-фациальная зональность и нефтегазоносность палеозойского мегакомплекса Западной Сибири // Материалы II Всероссийской научной конференции «Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности» Тюмень 27–29 апреля 2010 г. – Новосибирск: Изд-во ОИТ ИНГГ СО РАН, 2010. – С. 25–28.

8. Геолого-геофизические предпосылки освоения нефтегазового потенциала доюрских отложений Западной Сибири / В.В. Харахинов, С.И. Шленкин, В.Н. Нестеров [и др.] // Геофизика. Спец. выпуск к 50-летию «Хантымансийск­геофизики». – 2001. – С. 78–87.

9. Михайлец Н.М. Формирование залежей углеводородов в породах коры выветривания фундамента Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. – 2012. – № 5 (23). – С. 54–56.

10. Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири / А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева [и др.] // Георесурсы. 2015. – № 2 (61). – С. 63–76.

11. Шадрина С.В., Кондаков А.П. Новые данные о фундаменте северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 94–99.

12. Выделение коллекторов в метаморфических породах в южной зоне северо-восточного обрамления Краснолененского свода / А.П. Кондаков, В.А. Ефимов, А.Ш., Джаманов С.В. Шадрина // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 51–56.

13. Pardo Echarte M.E., Cobiella Reguera J.L. Oil and Gas E[ploration in Cuba. Springer Briefs in Earth System Sciences. – 2017. – 88 p. DOI 10/1007/978-3-319-56744-0_4.

14. C. Manuella F., Scribano V., Carbone S. Abyssal serpentinites as gigantic factories as marine salts and oil // Marine and Petroleum Geology. – 2018. – V. 92. – P. 1041–1055.

15. Киреев Ф.А. Граниты и их нефтегазоносность // В сб. Дегазация Земли и генезис нефтегазоносных месторождений. – М: ГЕОС, 2011. – С. 442–455.

В статье рассмотрено созданию концептуальной модели строения газоносного резервуара туронских отложений (пласта Т кузнецовской свиты) в северных районах Западной Сибири. Формирование геологической концепции показно на примере газовой залежи, выявленной в границах Харампурского и Фестивального месторождений в отложениях газсалинской пачки кузнецовской свиты. Уникальность Харампурского месторождения заключается в наличии запасов газа в опесчаненном разрезе туронских отложений кузнецовской свиты. Наличие алевролито-песчанистых прослоев в составе кузнецовской свиты, выделяемых в газсалинскую пачку, является особенностью только Тазовского типа разреза. Отложения газсалинской пачки характеризуются пониженными коллекторскими свойствами и повышенной глинистостью по сравнению с сеноманскими пластами покурской свиты. Предпосылкой к формированию новой геологической концепции стали результаты первых опытных работ на объекте: были выявлены низкая подтверждаемость ранее утвержденной геологической модели пласта Т и резкая неоднозначность петрофизических и структурных параметров. Это обусловило необходимость пересмотра всей существующей геологической концепции туронских отложений, включая создание новой петрофизической основы с учетом гетерогенного коллектора.

По данным изучения керна и геофизических исследований скважин (ГИС) установлено трехчленное строение пласта Т, проанализированы условия формирования каждой пачки. Сложное строение пласта Т обусловлено тонким переслаиванием коллекторов и неколлекторов, дополнительно осложненное процессами биотурбации. Такие структурно-текстурные особенности приводят к занижению фильтрационно-емкостных свойств и осложняют обоснование газоводяного контакта по данным ГИС. Наиболее сложен для определения коэффициент газонасыщенности. На основе концепции смешанного хемогенно-терригенного генезиса отложений газсалинской пачки предложен вариант петрофизической модели гетерогенного коллектора. Использование гетерогенной модели коллектора позволило более точно определить эффективный объем и фильтрационно-емкостные свойства пласта. Изучены также основные характеристики газоносного резервуара: современная и палеоморфология туронских отложений, тектонофизическая характеристика морфоструктуры района, преобладающие направления современных и палеонапряжений, характер проявления дизьюнктивной тектоники.

Список литературы

1. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. – 114 с.

2. Кудаманов А.И., Агалаков С.Е., Маринов В.А. К вопросу о турон-раннеконьякском осадконакоплении в пределах Западно-Сибирской плиты // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 7. – С. 19–26.

3. Кудаманов А.И., Авраменко Э.Б. Осадконакопление туронских отложений Западно-Сибирской плиты на примере Харампурского лицензионного участка // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 70–75.

4. Лисицын А.П. Лавинная седиментация изменения уровня океана, перерывы и пелагическое осадконакопление – глобальные закономерности // 27 Международный геологический конгресс. Т. 3: Палеокеанология. – М., 1984. – С. 3–21.

5. Вейнхебер П., Новиков С.В., Езерский Д.М., Филимонов А.Ю. Обоснование петрофизической модели микрослоистых коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств / А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков, Е.А. Жадеева [и др.] // SPE-182501. – 2016.

6. Инновационные подходы к изучению гетерогенных анизотропных коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств / А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков, Е.Г. Кузнецов [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 46–51.

В статье рассмотрены характеристики, особенности и методика применения новейшей (2014 г.) разработки АО НПФ «Геофизика» – прибора пятизондового бокового каротажа (5БК). Перед разработкой прибора совместно с АО «Центральная геофизическая экспедиция» было проведено полное компьютерное моделирование разрабатываемых зондов. Выбраны длины зондов, которые требуются для получения единого вертикального разрешения и различной глубинности измерения для каждого зонда. Глубинность измерения подбиралась таким образом, чтобы обеспечить выделение радиусов зоны проникновения и оценить удельное электрическое сопротивление незатронутой части пласта и зоны проникновения. В результате разработанный прибор позволяет решать те же задачи, что и зарубежные приборы многозондового бокового каротажа, такие как Rtexplorer компании Baker Huges или HRLA компании Schlumberger, однако имеет собственную, уникальную зондовую установку. Проведено сравнение характеристик и фактических каротажных измерений разработанного прибора с прибором однозондового бокового каротажа К1-723 и прибором HRLA. Продемонстрирована работа программы обработки показаний кривых прибора 5БК и ее функционал. Приведены примеры введения поправок, учитывающих влияние скважины; проведения поточечного и попластового решения обратной задачи. Решение обратной задачи реализовано на основании как введения поправок (трехслойные палетки), так и выполнения полноценной инверсии – вычисления синтезируемых кривых в модели и сравнения их с каротажными данными с последующим уточнением модели. Выполнен расчет параметра невязки при каждом уточнении модели как степени несовпадения модельного решения с каротажными кривыми.

Список литературы

1. Клименко В.А., Салахов Т.Р., Юлмухаметов К.Р. Прибор электрического многоэлектродного бокового каротажа // Каротажник. – 2015. – Вып. 11 (257). – С. 71–80.

2. Пантюхин В.А., Диченко В.Г., Нигматзянов Р.А. Многозондовый прибор электрического каротажа высокого разрешения ЭК-ВР // Каротажник. – 2016. – Вып. 9 (267). – С. 109–118.

3. Презентация прибора HRLA High-Resolution Laterolog Array Tool компании Schlumberger. – https://www.slb.com/~/media/files/evaluation/brochures/wireline_open_hole/petrophysics/resistivity/h...

4. Better Saturation From New Array Laterolog / E. Legendre [et al.] // SPWLA 40th Annual Logging Symposium: Conference Paper (Oslo, Norway, 30 ay – 3 June 1999).

5. Advanced Processing For A New Array Laterolog Tool / H. Maurer [et al.] // SPWLA 50th Annual Logging Symposium: Conference Paper (Woodlands, Texas, USA, 21–24 May 2009).

6. Improved Resistivity Interpretation Utilizing a New Array Laterolog Tool and Associated Inversion Processing / J.W. Smits [et al.] // SPE-49328-MS. – 1998.

7. Liu C.R. Theory of Electromagnetic Well Logging. – Elveiser, 2017. – 714 p.

8. Привалова О.Р. Результаты опытно-промышленных работ по внедрению новой аппаратуры ГИС на месторождениях ПАО «АНК «БАШНЕФТЬ» в 2016 г. // Тезисы докладов XXIII Международной научно-практической конференции «Новая геофизическая техника и технологии для решения задач нефтегазовых и сервисных компаний». – Уфа, 2017. – С. 22–23.

9. Оценка эффективности работы прибора многоэлектродного бокового каротажа высокого разрешения и пакета программ обработки результатов его измерений / А.С. Кашик [и др.] // Газ. Нефть. Новации. – 2016. – № 10. – С. 64–71.

10. Клименко В.А. Программно-методический комплекс оценки электрических свойств горных пород по показаниям пятизондового бокового каротажа (5БК) // Каротажник. – 2017. ­– Вып. 7 (277). – С. 134–142.

В статье рассмотрены результаты работ по цифровой обработке и комплексной интерпретации материалов сейсморазведки 3D, выполненных с использованием технологии общей отражающей поверхности (Common Reflection Surface - CRS) на одном из лицензионных участков АО «Самаранефтегаз» в Волго-Уральском регионе. Оценены текущие задачи современной сейсморазведки, решаемые группой компаний «Роснефть». Отмечено существование специальных технологий обработки сейсморазведочных данных, появившихся в последнее время, способных решить эти задачи. Кратко освещены история возникновения и развития технологии CRS, основа и сущность метода CRS. Показано место технологии CRS в существующей технологической цепочке обработки данных сейсморазведки. Для иллюстрации результативности процессов обработки и интерпретации выбран один из проектов АО «Самаранефтегаз» в Урало-Поволжье. Рассмотрены результаты обработки сейсмических данных по стандартному графу и по графу, включающему применение специальной технологии CRS. Проведены сравнение, качественный и количественный анализ результатов работ 2019 г. и ранее полученных данных 2012 г. Показаны преимущества применения технологии CRS, в частности, такие как более высокие прослеживаемость, степень разрешения итоговых сейсмических кубов, а также возможность восстановления верхней части разреза. При анализе результатов интерпретации отмечены преимущества специальной обработки по технологии CRS как на картах структурного плана, так и на схемах динамических атрибутов. Оценен потенциал технологии CRS для получения новой геолого-геофизической информацию в условиях, когда имеющиеся данные сейсморазведки требуют дополнительных изучения и анализа, а получение новых данных невозможно либо связано с высокими затратами.

Список литературы

1. Common-reflection-surface stack – a real data example / J. Mann, R. Jaeger, T. Mueller [et al.] // Appl. Geoph. 42 – Special issue on Karlsruhe workshop on macro model independent seismic reflection imaging. – 1999. – P. 301–318.

2. Опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ-3D по методике SLIP-SWEEP / Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, И.Г. Хамитов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 82–85.

Карбонатонакопление в пределах северной бортовой зоны Прикаспийской впадины контролируется тектоническими процессами и эвстатическими колебаниями уровня моря, значительно влияющими на коллекторские свойства пород. Бортовые уступы высотой от 400 до 1000 м являются одной из главных особенностей геологического строения рассматриваемой территории. Они представляют собой границы различных фациальных зон: относительно глубоководных (депрессионных) темноцветных глинисто-карбонатных отложений и светлоокрашенных карбонатных пород мелководного шельфа, краевые части которых образуют барьерную рифовую систему. В последние годы в результате проведения поисково-разведочных работ на этой территории накопился значительный объем новых фактических материалов. Информация позволяет не только дополнить, но и существенно уточнить и развить устоявшиеся представления о региональных особенностях строения района исследований.

В статье предложена реконструкция карбонатных комплексов, основанная на интерпретации данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин с позиции секвентной стратиграфии. Проведенные работы позволили уточнить строение Токаревской и Цыгановско-Ульяновской площадей, а также проследить зоны развития рифовых массивов. Анализ сейсморазведочных данных показал, что вдоль бровки нижнепермского уступа протягивается цепочка локальных вытянутых структур, сформировавшихся в результате унаследованного рифообразования. Испытаниями скважин установлено, что в отложениях артинского возраста присутствуют пласты-коллекторы, которые приурочены к фациальной зоне рифа. На основе структурных построений составлены фациальные карты ассельского и сакмарско-артинского ярусов в пределах Токаревской и Цыгановско-Ульяновской площадей Прикаспийской впадины. Предложена седиментационная модель формирования карбонатных комплексов, отражающая цикличность эвстатических событий. Секвенс-стратиграфический анализ способствовал определению новых перспективных объектов геолого-поисковых работ.

Список литературы

1. Проблемы происхождения и развития Прикаспийской впадины / М.П. Антипов, В.А. Быкадоров, Ю.А. Волож, Ю.Г. Леонов // Геология нефти и газа. – 2009. – № 3. – С. 11–19.

2. Волож Ю.А. Осадочные бассейны Западного Казахстана (на основе сейсмостратиграфического анализа): автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук. – М.,

1991. – 49 c.

3. Нефтегазоносность палеозойской шельфовой окраины севера Прикаспийской впадины (на примере Федоровского блока) / под ред. Б. М. Куандыкова, А. Шомфаи, Ли Гиан. – Алматы: Урал Ойл энд Газ, 2011. – 279 с.

Для повышения эффективности разработки месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью необходимо снижение себестоимости ее добычи как за счет оптимизации операционных затрат и капитальных вложений, так и путем внедрения новых технологий или усовершенствованных вариантов существующих методов, обеспечивающих увеличение коэффициента извлечения нефти. Термогравитационное дренирование пластов является промышленно освоенным способом добычи тяжелой высоковязкой нефти из пластов с толщиной от 10 до 50 м. В статье рассмотрены две новые схемы термогравитационного дренирования пластов, потенциально пригодные для условий массивных объектов, содержащих тяжелую высоковязкую нефть, толщиной 100 м и более. Первый из рассмотренных вариантов термогравитационного дренирования пластов предполгает бурении в одной вертикальной плоскости на встречу друг другу горизонтальных нагнетательных и пологонисходящих добывающих скважин. По данным секторного гидродинамического моделирования такое расположение скважин позволяет охватить паротепловым воздействием дополнительный объем массивных пластов и увеличить коэффициент извлечения нефти. Второй предложенный вариант термогравитационного дренирования пластов заключается в разбуривании массивных пластов горизонтальными нагнетательными и пологовосходящими добывающими скважинами, расположенными перпендикулярно друг другу и чередующимися с вертикальными добывающими скважинами. Такая схема обеспечивает увеличение расчетного коэффициент извлечения нефти за счет активизации тепловых и фильтрационных потоков не только в вертикальном направлении, но и по латерали. Оба рассмотренных варианта термогравитационного дренирования пластов позволяют сократить фонд скважин для бурения и соответственно затраты на разработку массивных пластов, насыщенных тяжелой высоковязкой нефтью.

Список литературы

1. Тараскин Е.Н., Захарян А.З., Урсегов С.О. Адаптивный вариант оценки технологической эффективности закачки пара в условиях карбонатного коллектора с высоковязкой нефтью // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 102–107.

2. Doan Q.T., Farouq Ali S.M., Tan, T.B. SAGD Performance Variability – Analysis of Actual Production Data for 28 Athabasca Oil Sands Well Pairs // SPE-195348. – 2019.

3. Совершенствование технологии бурения скважин при разработке Ярегского месторождения тяжелой нефти методом встречного ТГДП / М.В. Чертенков, Д.С. Лопарев, Г.В. Буслаев [и др.] // SPE-171275. – 2014.

4. Коноплев Ю.П., Герасимов И.В. 80 лет добычи на Ярегском месторождении высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 7. – С. 30–32.

5. Тараскин Е.Н., Урсегов С.О. Повышение эффективности термогравитационного дренирования карбонатных пластов на основе комбинации горизонтальных, пологих и вертикальных скважин // SPE-187692. – 2017.

6. Пат. 2334096 РФ. Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа / Р.С. Хисамов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – № 2007135244/03; заявл. 24.09.07; опубл. 20.09.08.

7. Пат. 2580339 РФ. Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа / С.О. Урсегов, Е.Н. Тараскин; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2014151083/03; заявл. 09.12.14; опубл. 10.04.16.

8. Пат. 2368767 РФ. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Рамазанов, Д.В. Страхов, Р.З. Зиятдинов, В.Б. Оснос; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – № 2008112385/03; заявл. 31.03.08; опубл. 27.09.09.

В 2019 г. компания «Зарубежнефть» стала участником проекта по разработке месторождений южной части Ферганской долины, создав совместное предприятие с АО «Узбекнефтегазом» – ООО «ANDIJANPETRO». Разработка этих месторождений началась в 1945 г. Пробурено 775 эксплуатационных скважин, плотность сетки скважин – 1-9 га/скв, 90 % фонда ликвидировано, часть в бездействии или в ожидании ликвидации. Действующий фонд скважин характеризуется очень высоким износом. При вхождении в проект перед АО «Зарубежнефть» стояла задача провести анализ месторождения в краткие сроки при недостаточном объеме и качестве исходных данных. Первоначальные действия включали сбор исходной информации, ревизию технического состояния скважин и наземных объектов месторождения. Сбор исходных данных был осложнен рассредоточением информации между различными организациями Республики Узбекистан и тем, что почти все данные были представлены исключительно в бумажном виде. АО «ВНИИнефть», входящее в группу компаний «Зарубежнефть», совместно с АО Зарубежнефть провело работы по оцифровке и анализу всех доступных данных. Использование современных инструментов анализа позволило наметить ряд первоочередных мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти. Выполнен анализ качества исходных данных и отбракована недостоверная исходная информация. Физическая ревизия объектов месторождения потребовала не только визуального контроля, но и проведения исследований скважин и насосного оборудования, замера координат скважин и обновления статуса состояния фонда.

На основе собранной информации выполнено восстановления истории работы скважин, включая добычу, конструкцию и историю геолого-технических мероприятий. По исследованиям проведены интерпретация оцифрованных материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и локальная переинтерпретация данных 3D сейсморазведки. При совмещении с результатами опробований и данными о добыче это позволило выделить пропущенные интервалы и перспективные объекты для геолого-разведочных работ. Результатом работы стала программа развития месторождений, позволяющая увеличить добычу в 4 раза и обеспечивающая их рентабельную эксплуатацию.

Более 100 лет кислотная обработка прискважинной зоны нефтяных пластов является одним из самых универсальных способов увеличения продуктивности скважин. За этот период отечественными и зарубежными специалистами разработаны многочисленные модификации кислотных составов и технологических вариантов кислотной обработки, которые в зависимости от конкретных геолого-физических условий разработки различных месторождений демонстрируют результативность в совершенно разных пределах количественных параметров. Эффективность кислотных обработок карбонатных и терригенных нефтяных пластов, эксплуатирующихся скважинами с условно вертикальными и горизонтальными участками стволов, зависит от ряда факторов. К естественным факторам относятся тип и геологическое строение конкретного продуктивного пласта, макро- и микронеоднородность коллектора, физико-химические свойства насыщающих флюидов, пластовые давления и температуры, нефте- и водонасыщенность коллектора, распределение запасов нефти вокруг скважин, взаимовлияния скважин и другие природных аспекты разработки конкретных объектов. Техногенные факторы связаны с качеством подбора скважин-кандидатов и выполнения подготовительных работ на скважине; выбор типа и компонентного состава кислотных растворов и композиций; проектированием и адекватной реализацией технологий закачки кислот, временем выдержки кислот и сопутствующих химических продуктов в пласте; качества и способа освоения; квалификацией исполнителей; наличием системы поддержания пластовой энергии; конструкцией скважины; типом забоя, реализацией оптимальных забойных и пластовых давлений (депрессии), сохранением полученного эффекта в послеремонтный период и другими субъективными аспектами. Невысокие технологические результаты при стимуляции продуктивности пластов-коллекторов являются, как правило, следствием неэффективного распределения кислоты в пластах с различными фильтрационно-емкостными свойствами, образования веществ, кольматирующих поровое пространство в ходе кислотной обработки, недостаточной глубины кислотного воздействия и др.

В связи с отмеченным все большее значение приобретает разработка современных технологических способов повышения нефтеотдачи неоднородных карбонатных коллекторов. Одними из таких способов являются пенокислотная и большеобъемная селективная обработки, результаты применения которых рассмотрены в статье.

Список литературы

1. Хисамов Р.С., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Увеличение продуктивности карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. – Казань: Ихлас, 2015. – 192 с.

2. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. Т. 4. Кислотная обработка скважин / под ред. проф. И.Т. Мищенко. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с.

3. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. – Казань: ФЭН, 2007. – 424 с.

4. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов / М.А. Силин [и др.]. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 120 с.

5. Пат. 2638668 РФ, МПК E 21 B 43/24 Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора / Ф.З. Исмагилов, А.Г. Хабибрахманов, И.М. Новиков, Р.Р. Латыпов, А.А. Нафиков, В.Б. Подавалов, М.М. Нигъматуллин, В.В. Гаврилов, И.М. Нигъматуллин, М.Х. Мусабиров, Э.М. Абусалимов, А.Ю. Дмитриева, Н.М. Мусабирова, Е.Г. Орлов, Р.Р. Яруллин; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2016146031; заявл. 23.11.16; опубл. 15.12.17.

6. Пат. 2308475 РФ, МПК С 09 К 8/74. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) / М.Х. Мусабиров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2006104156/03; заявл. 10.02.06; опубл. 20.10.07.

7. Пат. 2570179 РФ, МПК Е 21 В 43/27, Е 21 В 33/138. Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины / М.Х. Мусабиров, Ф.З. Исмагилов, Р.Г. Ханнанов, Э.М. Абусалимов, А.М. Даминов, Н.М. Мусабирова; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2014146075/03; заявл. 17.11.14; опубл. 10.12.15.

Условия освоения нетрадиционных запасов обусловливают применение усовершенствованных подходов при изучении особенностей стимуляции скважин, эксплуатирующих доманиковые отложения. Важным аспектом применения кислотных составов является получение значимого прироста коэффициента продуктивности скважин на базе детального изучения возможности воздействия различных составов на образцы кернового материала в лабораторных условиях. Проведение фильтрационных исследований на моделях пластов снижает риски применения новых кислотных составов в условиях реальных месторождений с нетрадиционными запасами при проведении опытно-промышленных испытаний.

В статье представлены результаты оптимизации кислотных составов для условий доманиковых отложений. Путем физико-химических исследований на манометрической установке с использованием образцов кернового материала, проб нефти и воды Бавлинского месторождения оптимизирована рецептура кислотного состава. Представлены результаты подбора ингибиторов коррозии, тестов по оценке стабильности кислотного состава и стабилизации ионов железа (III), предотвращающих образование устойчивых эмульсий и осадка. Приведены экспериментальные данные фильтрационных исследований по определению оптимального объема кислотного состава при различных скоростях закачки кислотного состава в поровую матрицу коллектора.

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 интенсификации добычи кислотными составами в скважинах, пробуренных на доманиковые отложения.

Список литературы

1. Опыт изучения и освоения доманиковых отложений на примере Бавлинского месторождения Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 78–83.

2. Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, А.Е. Фоломеев, Г.Т. Булгакова, А. Г. Телин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 78–82.

3. Кислотные обработки. Составы, механизмы реакции. Дизайн / В.Н. Глущенко, О.А. Пташко, Р.Я. Харисов, А.В. Денисова. – Уфа: Гилем, 2010. – 392 с.

4. Пат. 2161250 РФ, Способ кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта / А.Г. Телин, Т.А. Исмагилов, Т.М. Вахитов, М.Ф. Вахитов, Х.З. Кавеев, А.И. Хисамутдинов, И.А. Хайруллин, Н.З. Ахметов; заявитель и патентообладатель ООО УфНИПИцентр «Нефтегаз-2». – № 2000109725/03; заявл. 21.04.00; опубл. 27.12.00.

5. Манометрическая установка как инструмент выбора кислотных составов для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, А.Е. Фоломеев, Е.И. Коптяева, А.Г. Телин // V Всероссийская научно.-практическая конференция «Нефтепромысловая химия», посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и 50-летию кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности. РГУ, 24–25 июня 2010 г. – М.: РГУ нефти и газа, 2010. – С. 91–92.

6. Особенности проектирования солянокислотного воздействия на высокотемпературные карбонатные пласты месторождения им. Романа Требса, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция / А.Е. Фоломеев, А.Р. Шарифуллин, С.А. Вахрушев [и др.] // SPE-171242-Ru. – 2014.

7. Телин А.Г. Пути повышения эффективности солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах с высоковязкими нефтями // Материалы международной научно-практической конференции «Современные методы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и нетрадиционными коллекторами», посвященной 120-летию казахстанской нефти, открытию административного корпуса филиала ТОО «КМГ Инжиниринг» «Каспиймунайгаз». – Т. 1. – Атырау, 2019. – С. 477–485.

8. Розовский Р.Я. Кинетика топохимических реакций. – М.: Химия, 1974. – 224 с.

9. Подходы к оценке эффективности химреагентов на керновом материале доманиковых отложений / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, М.Х. Мусабиров, Д.И. Ганиев // Электронный журнал – Нефтяная провинция. – 2019. – № 3 (19). – С. 141–155.

10. Integrated Approach to Acid Treatment Optimization in Carbonate Reservoirs / R.Ya. Kharisov, A.E. Folomeev, A.R. Sharifullin [et all.] // Energy & Fuels. – 2012. – V. 26. – P. 2621–2630.

В статье представлены результаты физико-химических исследований, физического и математического моделирования и опытно-промысловых испытаний технологии кислотного воздействия на солеотложения в добывающих скважинах Соровского месторождения, эксплуатирующих терригенный коллектор. На основе результатов физического моделирования установлено выпадение неорганических солей из попутно-добываемой воды в призабойной зоне пласта. Рассмотрены подходы к определению количества выпадающего в призабойной зоне карбоната кальция с использованием эмпирического метода Оддо – Томсона и физического моделирования. В ходе физико-химических исследований выбрана оптимальная концентрация соляной кислоты и подобраны модифицирующие добавки с учетом их минимальной эффективной дозировки для геолого-физических условий продуктивных объектов Соровского месторождения, а также протестирована совместимость оптимальных кислотных составов с нефтью и водой основного объекта разработки. Приведены результаты физического моделирования кислотного воздействия с использованием различных технологических решений (вариации кислотных составов, создание предоторочки взаимного растворителя). Дано описание подхода к математическому моделированию кислотного воздействия на призабойную зону скважин Соровского месторождения в условиях солеотложения. Поход заключается в определении количества вторично отложенного карбоната кальция и последующих расчете оптимального объема кислотного состава и оценке технологической эффективности обработки. Разработан расчетный шаблон кислотной обработки, позволяющий определить оптимальные параметры воздействия на пласт: тип, концентрацию и объем кислотного состава, прогнозные показатели эксплуатации скважин после вывода на установившийся режим (дебит жидкости, коэффициент продуктивности). На основе результатам физико-химических и фильтрационных исследований, а также математического моделирования разработана проект применения технологии кислотного воздействия. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний кислотного воздействия в добывающих скважинах Соровского месторождения.

Список литературы

1. Проектирование кислотного воздействия для условий солеотлагающих скважин, эксплуатирующих терригенные объекты, на примере Соровского месторождения / А.Е. Фоломеев, А.Р. Шарифуллин, С.А. Вахрушев, И.С. Давиденко // Межрегиональная научно-техническая конференция «70 лет научных исследований и проектирования обустройства месторождений нефти и газа», г. Уфа, 21-22 сентября 2017 г. – Уфа: БашНИПИнефть, 2018. – С. 205–216.

2. Комплексный подход при обосновании выбора технологии борьбы с солеотложением в нефтедобывающих скважинах / А.Е. Фоломеев, Р.А. Фаизов, А.Р. Шарифуллин [и др.] // Инженерная практика. – 2018. – № 06–07. – С. 98–104.

3. Oddo J.E., Tomson M.B. Method predicts well bore scale, corrosion // Oil and Gas. – 1998. – June. – Р. 107–114.

4. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. – М.: Недра, 1978. – 256 с.

5. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. 3-rd Edition. – New York: JohnWilley & Sons, LTD, 2000. – 824 с.

6. McLeod H.O., Jr. Ledlow L.B., Till M.V. The Planning, Execution and Evaluation of Acid Treatments in Sandstone Formations // SPE-11931. – 1983.

7. McLeod Н.О. Matrix Acidizing // Journal of Petroleum Technology. – 1984. – V. 36. – Р. 2055–2069.

8. Ингибиторы для предотвращения солеотложений в нефтедобыче / А.И. Волошин, В.Н. Гусаков, А.В. Фахреева, В.А. Докичев // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 11. – С. 60–72.

Кавитация, сопровождаемая многочисленными вторичными эффектами, является мощным интенсифицирующим фактором процессов диспергирования, эмульгирования, гомогенизации, очистки от отложений и др. В статье обобщен многолетний опыт авторов по разработке научно-обоснованных теоретических и технологических решений в проектировании оборудования и разработке технологий с использованием кавитационных струйных истечений, для решения проблем нефтегазовой отрасли. Получены многокомпонентные дисперсные среды (буровые и тампонажные растворы) с использованием кавитации, позволяющие достигать существенных положительных результатов в процессах строительства и капитального ремонта скважин. Реализована очистка эксплуатационных колонн и насосно-компрессорных труб от отложений различного химического состава и прочности, что позволяет сокращать капитальные вложения и эксплуатационные затраты на замену и ремонт оборудования, а также увеличивает межремонтный период. Разработаны способы интенсификации добычи пластовых флюидов за счет обработки прискважинных зон продуктивного пласта при проведении виброволновой интенсификации или комплексной физико-химической декольматации фильтрационных каналов. Предложены методы очистки забоев добывающих скважин от уплотненных сцементированных глинисто-песчаных пробок, полностью или частично перекрывающих интервал перфорации, в том числе на депрессии. Предложенные технические решения прошли промышленную апробацию на объектах нефтяной и газовой промышленности в Краснодарском и Ставропольском краях, на предприятиях Ростовской, Тюменской, Астраханской, Свердловской и Волгоградской областей, республик Адыгея, Калмыкия и Коми, в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. Научная новизна и уникальность предлагаемых устройств и технологий подтверждена патентами и свидетельствами на базы данных.

Список литературы

1. Омельянюк М.В., Пахлян И.А., Зотов Е.Н. Разработка и апробация струйных технологий и устройств для повышения эффективности очистки забоев добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 69–72.

2. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Интенсификация дебита при ремонте скважин с поглощающими пластами // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 82–85.

3. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Гидродинамические и кавитационные струйные технологии в нефтегазовом деле. – Кубань: Изд-во Кубанского гос. технологического ун-та, 2017. – 215 с.

4. Маслов В.В. Совершенствование технологии приготовления, разработка и выбор компонентов буровых промывочных жидкостей для строительства нефтяных и газовых скважин: дис... канд. тех. наук. – Тюмень, 2007.

5. Пат. на полезную модель 116068 РФ. Кавитационный диспергатор-смеситель / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян: заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2011143283; заявл. 26.10.11 г.; опубл. 20.05.12.

6. Пат. 2694774 РФ. Роторный пульсационный аппарат / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян, Е.В. Мелюхов; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2018128078; заявл. 31.07.17; опубл. 16.07.19.

7. Омельянюк М.В. Разработка технологии гидродинамической кавитационной очистки труб от отложений при ремонте скважин: дис.... канд. тех. наук. – Краснодар, 2004. – 214 с.

8. Пат. 2542015 РФ. Ротационный гидравлический вибратор / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2014104385/03; заявл. 07.02.14; опубл. 20.02.15.

9. Fighting Scale: Removal and Prevention / M. Crabtree, D. Eslinger, P. Flet­cher [et al.] // Oilfield Rev. – 1999. – V. 11. – № 3. – P. 30–45.

10. Пат. 2676071 РФ. Устройство для очистки внутренних поверхностей / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2018118285; заявл. 17.05.18; опубл. 25.12.18.

Одним из ключевых факторов, влияющих на эффективность эксплуатации добывающих скважин, особенно при высоком содержании газа в продукции, является поддержание оптимального затрубного давления газа. Накопление нефтяного газа в затрубном пространстве в процессе добычи нефти механизированным способом, в частности, скважинными штанговыми насосными установками (УСШН), приводит к снижению депрессии на пласт, притока пластовой жидкости и другим негативным последствиям, что обусловливает актуальность применения различных методов и технологий откачки газа из затрубного пространства добывающих скважин.

В статье рассмотрена задача оптимизации затрубного давления газа и оценки эффективности его снижения путем расчета потенциального прироста дебита скважины. В качестве оптимизационных критериев предложено совместное выполнение следующих условий: обеспечение допустимой объемной доли газа на приеме насоса, минимальное погружение насоса под динамический уровень, максимизация дебита скважины. Разработан двухэтапный алгоритм расчета параметров оптимального режима эксплуатации скважины, базирующийся на математической модели трехфазного стационарного течения флюида в стволе скважины с учетом фазовых переходов, гидравлических потерь, эффекта проскальзывания нефти и газа. Проведено исследование влияния газового фактора и обводненности продукции на эффективность снижения давления газа в затрубном пространстве добывающих скважин. Результаты моделирования показали, что оптимальное затрубное давления газа растет с увеличением газового фактора и снижением обводненности, причем в режиме естественной сепарации газа на приеме оно может достигать 4 МПа. Предложено в составе УСШН использовать газовые сепараторы и якори, позволяющие при прочих равных условиях снизить оптимальное затрубное давление газ. Расчетами показано, что откачка газа из затрубного пространства скважины позволяет при благоприятных геолого-технических условиях получить значительный прирост дебита жидкости – до 15-20 м³/сут, причем величина прироста дебита жидкости растет с уменьшением газового фактора и увеличением обводненности продукции.

Список литературы

1. Комплексный подход к снижению влияния попутного нефтяного газа на эффективность работы штанговых насосных установок / С.Г. Зубаиров, К.Р. Уразаков, А.М. Азизов, Р.В. Усманов // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17.– № 3. – С. 106–112.

2. Технология увеличения добычи нефти из малопродуктивных скважин / К.Р. Уразаков, Э.В. Абрамова, А.С. Топольников, Р.З. Миннигалимов // Нефтегазовое дело. – 2013. – № 4. – С. 201–211.

3. Рабаев Р.У., Белозеров В.В., Молчанова В.А. Методы утилизации попутного затрубного нефтяного газа // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 2. – С. 88–93.

4. Исследование и оптимизация отбора газа из затрубного пространства нефтяных скважин / А.В. Севастьянов, Ш.Г. Мингулов, Ю.В. Нигай [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2 (104). – С. 42–48.

5. Мак-Кой Ч. Работающий от балансира станка-качалки газовый компрессор полезен в различных промысловых операциях // Нефтегазовые технологии. – 2004. – № 3. – С. 44–46.

6. Эффективная система добычи нефти / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 11. – С. 49–54.

7. Уразаков К.Р., Молчанова В.А., Топольников А.С. Математическая модель штанговой установки с эжектором для откачки газа из затрубного пространства // Нефть. Газ. Новации. – 2007. – № 6. – С. 54 – 60.

8. 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.

9. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 90–93.

10. Drift-flux modeling of two-phase flow in wellbores / H. Shi, J. Holmes, L.J. Durlofsky [et all.] // SPE-84228-РА. – 2005.

11. Волков М.Г., Смолянец Е.Ф. Особенности эксплуатации нефтедобывающих скважин в условиях повышеного свободного газосодержания добываемой продукции // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 120–124.

12. Михайлов В.Г., Пономарев А.И., Топольников А.С. Прогнозирование газового фактора с учетом растворенного метана, этана и пропана в пластовой воде на поздних стадиях разработки запасов нефти // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 3. – С. 41–48.

Результатом сооружения подводного перехода методом наклонно направленного бурения является трубопровод, проложенный в скважине. Для успешного протаскивания трубопровода следует подготовить скважину, конструктивные параметры которой обеспечат беспрепятственное прохождение трубопровода. Изучение результатов протаскивания магистральных трубопроводов при сооружении подводных переходов показывает, что возникновение технологических осложнений сопряженно с участками скважины, которые характеризуются наличием уступов (ступенек) в интервалах перехода грунтов, различающихся по прочности; интервалов обрушения несцементированных грунтов и неустойчивых глинистых грунтов; участков, на которых происходит накопление крупноразмерных включений. Для предотвращения технологических осложнений и недопущения потери сооружаемого подводного перехода с трубопроводом в нем из-за наличия зон осложненных интервалов в построенной скважине следует как предъявлять строгие требования к состоянию скважины подводного перехода трубопровода, так и контролировать ее геометрические параметры и профиль перед протаскиванием трубопровода.

В статье приведены результаты изучения известных результатов протаскивания трубопроводов на переходах, сооруженных методом наклонно направленного бурения. Рассмотрена их взаимосвязь с возможными изменениями траектории движения трубопровода в скважине при наличии преград по стволу. Отмечено взаимное влияние тяговых усилий буровой установки и упруго-деформативных, прочностных характеристик трубопровода. В результате проведенной работы на основании оценки влияния различных препятствий (в виде накопленного объема грунта, состоящего из частиц, не обладающих сцеплением между собой) на величину тягового усилия, определены условия, необходимые для безопасного протаскивания трубопровода в скважину подводного перехода при изменении траектории движения трубопровода в скважине из-за ее зашламования.

Список литературы

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

2. Инженерно-технические проблемы протаскивания трубопровода в скважину подводного перехода / З.З. Шарафутдинов, А.Н. Сапсай, Д.А. Шаталов [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 114–119.

3. Сапсай А.Н., Шарафутдинов З.З., Урманчеев С.Ф. Определение оптимального радиуса кривизны скважин для сооружения подводного перехода // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 90–93.

4. Сапсай А.Н., Шарафутдинов З.З., Урманчеев С.Ф. Работоспособность бурильной колонны при строительстве подводных переходов трубопроводов методом наклонно направленного бурения // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 88–92.

5. 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.

6. Вафин Д.Р., Сапсай А.Н., Шаталов Д.А. Технико-экономические границы применения метода наклонно-направленного бурения при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 7 (3). – С. 66–73.

В литературных данных исследованию напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопроводов и металлоконструкций площадных объектов уделяется значительно меньшее внимание, чем аналогичным объектам линейной части магистральных трубопроводов. В статье проанализированы возможности, преимущества и недостатки существующих подходов к экспериментальному определению параметров НДС технологических трубопроводов и других металлоконструкций, применяемых на нефтеперекачивающих станциях и нефтебазах. Характерные размеры этих изделий находятся в пределах от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров. Это их существенное отличие от объектов линейной части, где характерная длина начинается от десяти метров (длина одной трубной секции). Рассмотрены возможности тензометрии, оптических, магнитных и ультразвуковых методов. Приведены примеры попыток практической реализации этих методов на площадных объектах. Отмечены проблемы, которые препятствуют внедрению этих методов в практику диагностирования объектов при эксплуатации. Среди данных проблем к основным можно отнести следующие: как правило, отсутствует информация об исходном состоянии металлоконструкции перед началом эксплуатации и истории их нагружения при эксплуатации; химический состав и способы изготовления контролируемых металлоконструкций изменяются в широких пределах; результаты измерения и расчета параметров НДС зависят от химического состава и способа изготовления металлоконструкций; отсутствуют общепринятые установленные требования к образцам для эталонирования механических напряжений в металле. Показано, что измерение параметров НДС металлоконструкций целесообразно проводить с использованием комплекса взаимодополняющих методов. Целесообразно также дополнять эти измерения расчетными методами определения напряжений. Отмечено, что в настоящее время отсутствуют методики, в полной мере отвечающие требованиям к измерению параметров НДС металлоконструкций в составе площадных объектов магистральных трубопроводов. Рассмотрены перспективные методы определения НДС.

Список литературы

1. Махутов Н.А. Прочность и безопасность: фундаментальные и прикладные исследования. – Новосибирск: Наука, 2008. – 528 с.

2. Влияние напряженно-деформированного состояния на предельное состояние трубопровода/ Ю.В. Лисин, С.В. Эрмиш, Н.А. Махутов [и др.] //Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 4. – С. 12–16.

3. Неганов Д.А. Основы детерминированных нормативных методов обоснования прочности трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 6. – С. 608–617.

4. Растрескивание металла корпусов задвижек фонтанной арматуры газодобывающих скважин северных месторождений/Б.А. Ерехинский, С.В. Маслаков, Н.И. Шустов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2014. – № 2. – С. 31–36.

5. Ляпишев Д.М., Житомирский Б.Л. Современные подходы к организации мониторинга напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций // Газовая промышленность. – 2016. – № 11. – С. 46–53.

6. Егоров Ф.А., Неугодников А.П., Велиюлин И.И. Исследование напряженно-деформированного состояния труб магистрального трубопровода с помощью волоконно-оптических датчиков деформации // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 10. – С. 26–29.

7. Определение продольных механических напряжений в трубопроводе на основании данных волоконно-оптических датчиков деформации / Р.Р. Исламов [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – № 5. – С 45–50.

8. К вопросу применения магнитного метода НК для определения напряженно-деформированного состояния металлоконструкций / Э.С. Горкунов [и др.] // В мире НК. – 2016. – Т. 19. – № 3. – С. 43–46.

9. Антонов А.А., Летуновский А.П. Возможности оценки остаточных напряжений в сварных конструкциях // В мире НК. – 2018. – Т. 21. – № 1. – С. 10–12.

10. Кузьмицкий М.Л., Ксенофонтов Н.М. Перспективы применения физических методов измерения приложенных напряжений для оценки технического состояния механического оборудования судоходных гидротехнических сооружений // В мире НК. – 2018. – Т. 21. – № 1. – С. 14–18.

11. Жуков С.В., Копица Н.Н. Дефект – условие разрушения? // Трубопроводный транспорт. Теория и практика. – 2006. – № 1. – С. 84–87.

12. Мехонцев Ю.Я. Магнитоупругие датчики для исследования остаточных напряжений. В кн.: Остаточные напряжения в заготовках и деталях крупных машин. – Свердловск: НИИТЯЖМАШ, 1971. – C. 91–111.

13. Агиней Р.В., Исламов Р.Р., Мамедова Э.А. Определение напряженно-деформированного состояния участка трубопровода под давлением по результатам измерения коэрцитивной силы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 3. – С. 284–298.

14. Особенности измерения внутренних напряжений в ферромагнитных материалах с использованием эффекта Баркгаузена и других магнитных методов/ В.Л. Венгринович, Д.А. Винтов, А.Н. Прудников [и др.] // В мире НК. – 2018. – Т. 21. – № 1. – С. 5–9.

15. Дымкин Г.Я., Краснобрыжий С.А., Шевелев А.В. Ультразвуковой метод измерения остаточных механических напряжений в ободьях цельнокатаных колес с учетом собственной анизотропии металла // Дефектоскопия. – 2013. – № 1. – С. 12–19.

16. Прибор и методики измерения акустической анизотропии и остаточных напряжений металла магистральных газопроводов/ Волкова Л.В. [и др.]//Приборы и методы измерений. - 2019. – Т. 10. – № 1. – С. 42–52.

17. Влияние анизотропии упругих свойств проката на выявляемость дефектов при ультразвуковом контроле качества сварки труб большого диаметра / Н.П. Алешин [и др.] // Дефектоскопия. – 1988. – № 6. – С. 80–86.

18. Опыт применения электромагнитно-акустических толщиномеров при диагностировании металлоконструкций и механо-технологического оборудования» / Л.Ю. Могильнер [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 3. – С. 315–325.

Для принятия обоснованных технологических решений необходимо учитывать взаимосвязь пласта, скважины и наземной инфраструктуры, что требует проведения многовариантных расчетов в условиях неопределенности. В ПАО «Газпром нефть» определение оптимального варианта разработки и обустройства месторождения выполняется на базе собственной информационной системы интегрированного концептуального проектирования ЭРА:ИСКРА. Технология, реализованная в системе, основана на выполнении серийного расчета, но при работе с большим массивом данных, расчет методом полного перебора нецелесообразен. Для решения этой задачи требуется разработка оптимизационных инструментов, позволяющих найти глобально оптимальное решение за ограниченное время.

В статье выполнена постановка задачи математической оптимизации. Проведены анализ и тестирование методов классического дизайна экспериментов, методов derivative-free, мета-эвристики и с метамоделями, в том числе предложенных в рамках работы. Предложенные алгоритмы оптимизированы с учетом поставленной задачи: адаптированы для работы при наличии физических ограничений по технической совместимости решений и допустимым значениям входных параметров. Для тестирования алгоритмов использованы результаты расчетов, выполненные в рамках одного из проектов, где рассматривались 864 варианта. Работа алгоритмов оценивалась по двум метрикам: число итераций до сходимости и сходимость алгоритма на 100-й итерации. Результаты тестирования алгоритмов свидетельствуют, что использование предложенных методов оптимизации существенно сокращает время поиска оптимального варианта разработки и обустройства месторождения в информационной системе ЭРА:ИСКРА. Это дает возможность быстрее определять глобальный оптимальный вариант и перераспределять ресурсы с рутинных операций на анализ и детальную проработку выбранного оптимального варианта.

Список литературы

1. Интегрированное концептуальное проектирование как инструмент системного инжиниринга / В.П. Батрашкин, Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – C. 80–83.

2. Власов А.И., Можчиль А.Ф. Обзор технологий: от цифрового к интеллектуальному месторождению // PROнефть. – 2018. – № 3 (9). – C. 68–74.

3. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2017610926. «ЭРА:ИСКРА» / А.В. Жагрин, М.М. Хасанов, Р.Р Исмагилов [и др.]; патентообладатель ПАО «Газпром нефть». – № 2016662818/16; заявл. 24.11.16; опубл. 19.01.17.

4. Пат. 2670801 РФ, G 06 F 17/50. Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов / Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов, А.Ф. Можчиль, Н.З. Гильмутдинова, Д.Е. Дмитриев, Д.Е. Кондаков. – № 2017147019/08; заявл. 29.12.17; опубл. 25.10.18.

5. Выбор стратегии развития региональной инфраструктуры в условиях неопределенности добычи с использованием программного обеспечения «ЭРА:ИСКРА» / Р.Д. Хамидуллин, Р.Р. Исмагилов, А.В. Кан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – C. 64–67.

6. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений / Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – C. 71–73.

7. Shan S., Wang, G.G. Survey of modeling and optimization strategies to solve high-dimensional design problems with computationally-expensive black-box functions // Structural and Multidisciplinary Optimization. – 2010. – V. 41. – № 2. – Р. 219–241.

8. Rios L.M., Sahinidis N.V. Derivative-free optimization: a review of algorithms and comparison of software implementations // J. Global Optimization. – 2013. – V. 56. – P. 1247–1293.

9. Bergstra J., Yamins D., Cox D.D. Making a Science of Model Search: Hyperparameter Optimization in Hundreds of Dimensions for Vision Architectures // To appear in Proc. of the 30th International Conference on Machine Learning (ICML 2013). – 2013.