Капитальные вложения являются для компаний сектора upstream нефтегазового комплекса России основным видом затрат. Именно величиной капитальных вложений определяется выбор того или иного варианта обустройства месторождений и создания инфраструктуры по транспорту и подготовке нефти. Кроме того, как показывает многолетняя практика, показатели эффективности инвестиционных проектов обустройства и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений наиболее чувствительны к изменению капитальных вложений. АО «Гипровостокнефть» имеет многолетний положительный опыт внедрения системы оптимизации капитальных затрат, основанной на применении удельных показателей стоимости строительства (УПСС) на ранних стадиях инвестиционного проектирования.

Рассмотрены основные принципы построения системы оптимизации капитальных затрат, теоретические и методологические основы применения УПСС, такие как мониторинг инновационных технологий и изменения ресурсоемкости с целью корректировки заложенной в основу УПСС ресурсно-технологической модели (РТМ); наличие и постоянное обновление базы объектов; мониторинг точности и достоверности оценок на основе системы УПСС и РТМ; правильная спецификация модели, грамотный подбор значимых параметров решений; применение принципа декомпозиции; составление и корректировка паспортов объектов и решений на всех стадиях проекта. Приведены примеры оптимизации капитальных вложений при обустройстве месторождений Центрально-Хорейверского поднятия.

Проанализированы развитие и актуализация концепции устойчивого развития для бизнес-сообщества. Выполнен сравнительный анализ показателей устойчивого развития крупнейших нефтегазовых транснациональных компаний. Рассмотрен вопрос вычисления сводного индекса устойчивого развития. С использованием формализованного подхода к оценке параметров уровня устойчивого развития рассчитаны экономическая эффективность, экологическая и социальная ответственность шести крупнейших, согласно рейтингу Forbes Global 2000 за 2014 год, нефтегазовых компаний за 2010-2014 гг. Исследование вносит вклад в создание универсальных измерителей устойчивого развития и позволяет ранжировать крупнейшие транснациональные компании отрасли по степени устойчивости.

Анализ результатов расчетов сводного индекса показал, что крупнейшие транснациональные компании развитых стран, прежде всего США (ExxonMobil, Chevron), значительно опережают относительно молодые компании из стран с развивающимися рынками (Россия и Китай) в области устойчивого развития. Сформирован следующий рейтинг компаний по степени устойчивости (от наименее к наиболее устойчивым): PetroChina, ПАО «Газпром», British Petroleum, Royal Dutch Shell, Chevron и ExxonMobil. Определены эталоны наиболее успешных стратегий для устойчивого развития компаний отрасли. Выявлены основные проблемы компаний в области устойчивого развития.

Формирование, внедрение и развитие национальной системы профессиональных квалификаций, отличной от функционирующей с советских времен, позволит России стать полноправным участником мировых рынков труда и образования. Центральным элементом этой системы является профессиональный стандарт, который описывает квалификации работников и является многофункциональным документом, предназначенным для использования в сфере труда и занятости населения, а также профессионального образования. Его внедрение предполагает значительные изменения в определении квалификационного уровня работников (их теперь будет девять), который придется подтверждать каждому работнику в центрах независимой оценки квалификаций и получать сертификат.

Представлены результаты оценки характеристик тектонической трещиноватости в терригенных и карбонатных массивах горных пород, содержащих залежи углеводородов. Установлена хорошая сходимость ориентации естественной трещиноватости, определенной по скважинным данным микросканера, результатам наземных площадных сейсмических исследований, микросейсмического мониторинга развития трещины гидроразрыва и регионального анализа линеаментов по космическим снимкам. Приведены примеры сопоставления направления оси максимального горизонтального сжатия и стресс-состояния с направлением бурения горизонтальных скважин и потоком флюидов. Рассмотрены возможные причины неуспешных операций многостадийного гидроразрыва пласта в карбонатных массивах в контексте кинематической характеристики систем естественной трещиноватости. Комплексный анализ данных о трещиноватости разного масштаба позволил разделить системы трещин по кинематическому признаку. Показано, что для территорий, приуроченных к платформам со слабой геологической обнаженностью, структурно-геоморфологический метод анализа линеаментов, выделенных на космических снимках, позволяет определить ориентацию осей регионального поля напряжений.

Рассмотрены существующие возможности расчета показателей фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) из данных томографии. Основными проблемами, возникающими на этапе гидродинамического моделирования, являются получение совпадающих расчетных томографических и измеренных в петрофизической лаборатории фильтрационных характеристик, а также объем памяти графических процессоров, необходимый для проведения расчетов.

В статье представлены результаты апробации нового подхода к определению ФЕС горных пород по данным рентгеновской томографии. В основу подхода положен принцип выделения нескольких фрагментов пористой среды (виртуальных кубов) из каждой трехмерной модели образца породы, расчета ФЕС для каждого виртуального образца и построения петрофизической связи. Фильтрационные расчеты выполенены на небольших по размеру виртуальных кубах, выделенных с учетом особенностей литологического строения образца. Новые приемы доступны пользователям персональных компьютеров. Данное решение особенно актуально для изучения малых (непредставительных) коллекций кернового материала, слабо консолидированного керна. Приведено сопоставление расчетных и полученных в лаборатории зависимостей пористость - проницаемость для месторождений различных нефтегазоносных провинций.

В соответствии нефтегазогеологическим районированием лицензионный участок Денисовской впадины ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» относится к Лайско-Лодминскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной области, в тектоническом отношении – к Денисовскому прогибу Печоро-Колвинского авлакогена. Основные перспективы нефтегазоносности лицензионного участка связываются с карбонатными рифогенными отложениями доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса. В пределах участка установлены зоны развития рифогенных построек франского и фаменского возраста, объединяющие группу Ипатских структур на юге участка, Баяндыских - в центральной части и Ламбейшорских - на севере. Сейсмические исследования и поисково-разведочное бурение позволили открыть залежи нефти в рифогенных отложениях задонского возраста нижнефаменского подъяруса верхнего девона на Баяндыском, Восточно-Ламбейшорском, Южно-Баяндыском месторождениях и месторождении им. А.А. Алабушина, что подтверждает высокую перспективность нефтегазоносности объектов в структурно-рифогенных ловушках.

Определен генетический тип нефтяных флюидов. Установлено проявление двух генетических типов битумов: силурийского и доманикового. Перспективы поисков залежей углеводородов могут быть связаны и с силурийскими и девонскими толщами.

Рассмотрены данные о строении и коллекторских свойствах карбонатных пород турнейских отложений, полученные в результате керновых исследований скважины на южном склоне Южно-Татарского свода. Изучены аспекты взаимосвязи зональности структурно-текстурных, петрофизических и геохимических характеристик карбонатных пород, в том числе по новым данным, полученным методом электронного парамагнитного резонанса (ЭПР).

Изучаемый интервал турнейского яруса карбонатных пород толщиной 12 м перекрывается визейскими отложениями, сложен биокластовыми известняками – грейнстоунами и пакстоунами, часто пористыми, кавернозными и нефтенасыщенными. В верхнем слое толщиной 5 м преобладают грейнстоуны, а в нижнем толщиной 7 м – пакстоуны. Форменные элементы представлены гранулированными раковинами и сгустками. Поровое пространство контролируется процессами выщелачивания, кальцитизации и стилолитовыми швами. Выявлено четкое улучшение коллекторских свойств вверх по разрезу при переходе от пакстоунов к грейнстоунам.

Оригинальные результаты исследований методом ЭПР получены на 21 образце, отобранном через 0,4-0,6 м. Спектры ЭПР Mn²⁺ характеризуются неширокими линиями, что указывает на морской генезис карбонатов. Постоянно присутствующие парамагнитные центры (ПЦ) Mn²⁺ сопровождаются также постоянно фиксируемыми ПЦ SO₂^-, что подчеркивает седиментационно-диагенетическую природу известняков.

Для получения надежной и долговечной конструкции нефтяной скважины необходимо применять цементы, обеспечивающие герметичность и целостность тампонажного камня в условиях длительного коррозионного воздействия на него пластовых вод. Одним из эффективных методов снижения коррозионного разрушения тампонажного камня является уменьшение его проницаемости вводом в раствор тонкомолотых добавок-уплотнителей, которые заполняют пространство между частицами цемента.

Представлены результаты исследования коррозионной стойкости тампонажного камня с добавкой микроцемента, который выдерживался в емкостях с агрессивными средами в течение 2 лет. Ввиду сложного химического состава пластовых вод и из-за взаимовлияния отдельных ионов описать механизм разрушения камня не представляется возможным. Поэтому образцы выдерживались в емкостях с однокомпонентными растворами: 5%-ными растворами хлорида натрия (NaCl), сульфата магния (MgSO₄), хлорида магния (MgCl₂), сульфата натрия (NaSO₄), а также в емкости с пластовой водой Падунского нефтяного месторождения Пермского края для оценки эффективности в промысловых условиях и с пресной водой для получения контрольных показателей.

В условиях естественного сокращения традиционной сырьевой базы нефти в России одним из наиболее перспективных объектов их пополнения является разработка продуктивных пластов баженовской свиты, относящихся к трудноизвлекаемым и нетрадиционным запасам. По оценкам Роснедр породы баженовской свиты могут содержать 180—360 млрд баррелей извлекаемых запасов.

Перспективы разработки баженовской свиты, высокообогащенной органическим веществом, могут быть связаны с закачкой воздуха под высоким давлением в продуктивный пласт. Это обеспечит образование в пласте высокоэффективного смешивающегося с нефтью вытесняющего агента за счет протекания внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов.

В статье приведены обобщенные корреляционные зависимости для определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти из пласта Б₂ (C_I) месторождений Самарской области. Обобщенные зависимости установлены на достаточно представительном керновом материале, отобранном на месторождениях, расположенных в границах Мелекесской впадины, Сокской седловины и Южно-Татарского свода, где вязкость нефти изменяется от 30,5 до 956 мПа·с.

При построении зависимостей важно было провести обоснованную выборку данных, полученных в разных организациях и при различных условиях. Предпочтение отдано результатам лабораторного моделирования процесса вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти, проведенного в условиях максимального соблюдения требований отраслевого стандарта. После отбраковки сомнительных определений объем выборки составил 268 образцов керна. На основании этих данных получены обобщенные зависимости остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти водой от проницаемости и подвижности. Поскольку вязкость пластовой нефти изменяется в широких пределах, по мнению авторов, необходимо обращать особое внимание на установленные обобщенные зависимости с учетом подвижности.

На объем электроэнергии, потребляемой системой поддержания пластового давления, влияет техническое состояние насосных агрегатов. В процессе эксплуатации их техническое состояние ухудшается вследствие естественного износа, что проявляется в увеличении потерь электроэнергии в насосе. Для снижения потерь энергии, обусловленных техническим состоянием насосных агрегатов, разработана методика определения оптимального состава работающих насосных агрегатов. Эффективность разработанной методики во многом зависит от точности определения текущего технического состояния.

Для оценки технического состояния насосных агрегатов предложена диагностическая система на основе искусственной нейронной сети (ИНС) и массивов данных, полученных с датчиков расхода, напора и температуры на выходе и входе насосов. Для корректной работы диагностической системы на основе эксплуатационных данных выполняется обучение нейронной сети с целью настройки весов между нейронами таким образом, чтобы суммарная ошибка выходного сигнала ИНС стремилась к нулю. Обучение проводится в программной среде Matlab c использованием алгоритма Левенберга – Марквардта. В зависимости от величины полученной ошибки веса корректируются.

Рассмотрен комплексный подход к ремонту добывающих скважин, эксплуатирующих месторождения на завершающей стадии разработки. Одним из направлений совершенствования методов восстановления добывающих скважин является применение технологий с использованием гибких труб. Ремонт скважин с использованием гибкой трубы часто осложнятся прихватами и последующими обрывами труб вследствие ограниченных технических возможностей колтюбинговой установки. Обоснована необходимость оценки технических рисков возможных аварий уже на стадии проектирования ремонта скважин с целью уменьшения трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

На основании анализа ремонтов скважин определена вероятность обрыва гибкой трубы в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ с помощью колтюбинговой установки. Предложенный способ позволяет оценивать и сравнивать различные риски по единым показателям и определять частоту возникновения негативного события в цифровом значении. Это позволит значительно снизить риски возникновения аварии и в целом повысить качество ремонта скважин. С учетом специфики ремонта скважин и вероятности прихвата с последующим обрывом гибкой трубы предложена технология извлечения прихваченных гибких труб из скважины при помощи колтюбинговой установки. Данный метод позволят при выполнении аварийных работ исключить такие операции, как глушение скважины и замена колтюбинговой установки на передвижной подъемный агрегат, что в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой проницаемости пласта часто является трудновыполнимой (иногда невыполнимой) задачей при ликвидации обрыва гибких труб.

Многие месторождения НГДУ «Нижнесортымск нефть» в настоящее время характеризуются увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Данные запасы сконцентрированы в низкопродуктивных пластах, пластах с неблагоприятными условиями залегания нефти или содержащих нефть с аномальными физико-химическими свойствами. С изменением структуры запасов нефти ежегодно возрастает число скважин, эксплуатация которых нерентабельна из-за низкого дебита продукции. В перспективе число малодебитных скважин будет интенсивно расти.

Для решения проблем, связанных с эксплуатацией малодебитного фонда, под контролем производственного отдела по добыче нефти и поддержанию пластового давления ОАО «Сургутнефтегаз» на месторождениях НГДУ ведутся работы по внедрению и качественному подбору погружного оборудования, испытания различных видов насосов и профилактические работы с применением различных ингибиторов солеотложений и солянокислотных обработок.

Проанализирована эксплуатация малодебитных добывающих скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Дано описание факторов, осложняющих их работу. Рассмотрены особенности периодической эксплуатации механизированного фонда скважин. Приведены результаты испытаний  винтовых насосов ЭОВНБ5-6-2000, которые были проведены в 2014–2015 гг. на фонде скважин с осложненными условиями эксплуатации. Представлены данные, полученные при реализации программы опытно-промышленных работ по проведению кратковременной периодической эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Ай-Пимском месторождении. Отмечено, что одним из преимуществ кратковременной периодической эксплуатации является возможность изменения производительность установки без подъема и смены типоразмера УЭЦН только за счет варьирования соотношения времени откачки и накопления. С целью своевременного контроля и оперативного принятия решений по подбору согласованного режима работы установки были оборудованы погружными электродвигателями с термоманометрическими системами.

В рамках научно-технической программы исследований и разработки высокопроизводительных информационно-вычислительных технологий для увеличения и эффективного использования ресурсного потенциала углеводородного сырья Союзного государства «СКИФ-НЕДРА» в настоящее время выполняются научно-исследовательские и проектные работы по исследованию и разработке информационных технологий создания высокопроизводительных многоуровневых систем хранения геолого-геофизических данных, обеспечивающих управление жизненным циклом информации при решении геолого-геофизических задач.

Рассмотрен пример реализации системы мониторинга энергопотребления добывающими скважинами, не оборудованными современными средствами автоматизации. Решение задач выявления, установления и поддержания энергосберегающего режима разработки основано на представлении месторождения как энергопроизводящего и одновременно знергопотребляющего комплекса, функционирующего на энергетическом самообеспечении. Энергосберегающий режим эксплуатации месторождений можно обеспечить только при организации автоматизированной системы технического учета электроэнергии, что до недавнего времени сдерживалось высокой стоимостью объектовых контроллеров и модулей передачи данных.

Изучена возможность реализации системы мониторинга электропитания установок скважинных штанговых (УСШН) и электроцентробежных (УЭЦН) насосов на основе аппаратно-программных комплексов c невысокими энергопотреблением и стоимостью без замены существующего технологического оборудования.

Для создания телеметрической системы (ТМС) использована система контроля энергетических параметров электродвигателей УСШН и УЭЦН на микросотах ZigBee. Предлагаемое решение реализует множество прозрачных каналов обмена данными контроллеров КСКН. Каждый канал представляет собой совокупность определенных элементов. Работоспособность элементов и в целом ТМС проверена с помощью собранного испытательного стенда. Вывод энергетических параметров работы УСШН и УЭЦН на персональный компьютер на диспетчерском пульте позволил вести оперативный контроль тока и напряжения, времени работы и простоя, технический учет затрат электроэнергии. Для реализации удаленного управления режимом работы скважины предусмотрена функциональность, позволяющая удаленно задавать расписание работы установки.