Научно-технический центр «Газпром нефти» адаптирует методы системной инженерии и другие практики для задач нефтегазовой отрасли. Единые подходы станут своего рода инструкцией для управления сложными проектами всего периметра Блока разведки и добычи. Ценностно-ориентированная инженерия (Value-Driven Engineering - VDE) – стратегический подход к системной инженерии, оптимизирующий несколько дисциплин в одной модели. Например, сложные компоненты проекта разбираются на более простые, поскольку так легче найти для них исполнителя. Планирование разделяется на фазы, что позволяет проще соблюдать сроки. Конечный продукт на этапе проектирования и управления можно дробить на сегменты и элементы, чтобы в процессе без проблем вносить коррективы в конфигурацию. По сути, подход VDE больше всего похож на пошаговую инструкцию к сборке конструкций со множеством деталей – без нее для того, чтобы правильно соединить элементы, потребуется значительно больше времени, и это будет сложнее. В настоящее время системная инженерия успешно применяется в NASA и авиационной промышленности. Благодаря этому подходу удается сочетать множество взаимосвязанных технологий в космических аппаратах и самолетах. В нефтяной отрасли передовыми компаниями являются BP и Shell. Для адаптации подходов системной инженерии к решению прикладных задач «Газпром нефти» специалисты компании проводят несколько этапов работ. Первый шаг – это ретроспективный анализ проектов, затрагивающий все аспекты нефтедобычи от сейсморазведки до эксплуатации месторождений. Для формирования оптимальной концепции команда проекта изучает специализированную литературу и опыт смежных отраслей, в основном зарубежный. Уже проведен анализ существующих научных достижений, лучших практик и цифровых инструментов. Несмотря на то, что главным объектом внедрения VDE станет разработка новых месторождений, отдельные практики могут быть применены и на уже разрабатываемых активах.

Список литературы

1. Guide to the Systems Engineering Body of Knowledge (SEBoK). Версия 1.9.1. URL: https://www.sebokwiki.org/wiki/Guide_to_the_Systems_Engineering_Body_of_Knowledge_(SEBoK)

2. 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.

3. Honour Eric C. Technical report: Value of Systems Engineering. Lean Aerospace Initiative, October 2004.

4. Introduction to Requirements Engineering. REBOK. Requirements Engineering Body of Knowledge. REQB, 2013

5. Альтшуллер Г.С. Основы изобретательства. – Воронеж: Центрально черноземное кн. изд-во, 1964. – 240 с.

6. Альтшуллер А.Г. Алгоритм изобретения. – М.: Московский рабочий, 1969. – 63 с.

7. Катценбах Д., Смит Д. Командный подход. – М.: Альпина Паблишер, 2013. – 430 с.

8. Сазерленд Д. Scrum. Революционный метод управления проектами. – М.: Манн, Иванов и Фербер, 2017. – 272 с.

9. Аппело Ю. Agile-менеджмент. Лидерство и управление командами. – М.: Альпина Паблишер, 2018. – 610 с.

10. Белбин Р. Команды менеджеров. Секреты успеха и причины неудач. – М.: Гиппо, 2003. – 315 с.

В новой стратегии ПАО «Газпром нефть» ставит перед собой задачу к 2030 г. стать ориентиром для других компаний отрасли в мире по безопасности, эффективности и технологичности. Изучение мирового опыта в других отраслях, таких как авиастроение, военная и атомная промышленность, показало, что для решения нетривиальных инженерных задач по созданию сложных систем необходимо работать на стыке нескольких технических дисциплин. В 1957 г. Г. Гуд и Р. Макол предложили делать акцент на достижения математической науки в системном методе проектирования технического оборудования. В качестве основной проблемы для инженеров-проектировщиков они выделили постоянно возрастающую сложность систем, которые невозможно реализовать с помощью масштабирования инструментов реализации малых систем. Г. Гуд и Р. Макол предложили при подготовке специалистов использовать широкий охват различных дисциплин, а также формировать проектные команды для воплощения сложных проектов. Развитие системной инженерии в России начинает свой отсчет с 60-х годов ХХ века (системотехника), появление которой было обусловлено проблемами построения сложных систем военного назначения. Новый этап развития отечественной системной инженерии пришелся на начало 2010 г. Проблемы, возникающие при реализации сложных проектов, заставили обратиться к практикам системной инженерии.

В статье рассмотрена роль инженера-интегратора в составе рабочей группы проекта и требованиям, которые предъявляются к его компетенциям, сформулированным на основе международного опыта. Формирование философии системного мышления и внедрение системного инжиниринга в процессы нефтегазовой отрасли позволят повысить эффективность управления активами на протяжении всего жизненного цикла. Создание новой парадигмы мышления и подхода к осуществлению инженерной деятельности даст возможность подготовить специалистов нового формата, которые будут выполнять интегрирующую функцию.

Список литературы

1. Восстание машины. Почему Boeing 737 MAX убивает людей. – 21.03.2019. https://ria.ru/20190321/1551968367.html.

2. After 2 Crashes of New Boeing Jet, Pilot Training Now a Focus, The New York Times / N. Kitroeff, D. Gelles, J. Nicas [et al] https://www.nytimes.com/2019/03/16/business/boeing-max-flight-simulator-ethiopia-lion-air.html.

3. https://www.sebokwiki.org/wiki/Hubble_Space_Telescope.

4. Батоврин В. Современная системная инженерия и ее роль в управлении проектами (часть 1) // Управление проектами и программами. – 2015. – № 03 (43). ­– С. 166-178.

5. Системная инженерия. Принципы и практика / А. Косяков, У.Н. Свит, С.Д. Сеймур, С.М. Бимер. – М.: ДМК Пресс, 2014. – 624 с.

6. Костенко К., Брезгулевский Е., Мирошниченко Е. Компетенции системного инженера // Молодежь и современные информационные технологии: сборник трудов XIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. – Томск, 2016. – 515 с.

7. Портер М. Конкурентное преимущество: Как достичь высокого результата и обеспечить его устойчивость. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2005. – 716 с.

8. Интегрированное концептуальное проектирование как инструмент системного инжиниринга / В.П. Батрашкин, Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 80-83.

9. Робастный подход к логистическому инжинирингу на этапах концептуального проектирования / Н.З. Базылева, Р.А. Панов, А.Ф. Можчиль [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 104-108.

10. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017610926 / А.В. Жагрин, М.М. Хасанов, Р.Р. Исмагилов; заявитель «ЭРА:ИСКРА». – 2016662818/16; заявл. 24.11.16; опубл. 19.01.17.

11. Пат. № 2670801 РФ. 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; заявитель и патентообладатель ПАО «Газпром нефть»; заявл. 29.12.17; опубл. 25.10.18.

Анализ углеводородных систем является эффективным инструментом для оценки рисков, связанных с генерацией, миграцией, аккумуляцией и сохранностью углеводородов. В статье рассмотрены основные результаты геохимических исследований органического вещества каменного материала и флюидов верхнеюрского возраста на территории отдаленной группы месторождений, входящей в периметр деятельности компании АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». По результатам проведенных геохимических исследований установлено, что основным генетическим источником полученных образцов нефти в пределах территории исследования является баженовская свита. Это свидетельствует, что залежи углеводородов на территории отдаленной группы месторождений сформировались преимущественно за счет латеральной миграции из очагов баженовской свиты в более погруженных зонах. Посредством детального изучения распределения углеводородов-биомаркеров в образцах нефти и битумоидов удалось установить граничные зоны дальности миграции углеводородов. По совокупности результатов геохимических исследований выполнено ранжирование территории работ по степени перспективности поисков углеводородов. Итогом работы стало снижение степени геологической неопределенности, связанной с прогнозом заполнения ловушек в области, отдаленной от очагов генерации на значительное расстояние (более 115 км). На основании разработанной геолого-геохимической концепции формирования залежей углеводородов выполнено ранжирование территории исследования по степени перспектив заполнения ловушек пластов яновстановской и сиговской свит. Это позволило скорректировать программу геолого-разведочных работ, провести переоценку показателей GCoS (geological chance of success - шанс геологического успеха), связанных с параметрами миграции нефти из отложений баженовской свиты к ловушке в предполагаемой зоне аккумуляции в пределах яновстановской свиты.

Список литературы

1. Prospects of Shale Oil Bazhenov Formation in the South-East of Western Siberia / I.V. Goncharov [et al.] // SPE-171170. – 2014.

2. Grandtham P.G., Wakefield L.L. Variations in the sterane carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geologic time // Organic Geochemistry. – 1988. – V. 12. – P. 61–73.

3. Региональное исследование геохимии сырых нефтей и отдельных материнских пород Западно-Сибирского бассейна. Интерпретативное издание / А.Э. Конторович [и др.]. – GEOMARK RESEARCH, INC., СП Таирус, 1994. – 294 с.

4. Генетические типы и природа флюидов углеводородных залежей юго-востока Западной Сибири / И.В. Гончаров, Н.В. Обласов, А.В. Сметанин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 8–13.

5. El Diasty W.S., Moldowan J.M. The Western Desert versus Nile Delta: A comparative molecular biomarker study // Marine and Petroleum Geology. – 2013. – V. 46. – Р. 319–334.

6. Waples D.W., Machihara T. Application of sterane and triterpane biomarkers in petroleum exploration //Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 1990. – V. 38. – № 3. – P. 357–380.

7. Открытие новых залежей углеводородов – результат системного подхода к оценке потенциала длительно разрабатываемого региона / В.А. Шашель, М.В. Букатов, Д.Н. Пескова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – C. 21–23.

Переход от детерминистических оценок запасов и ресурсов к вероятностным моделям перед обусловливает необходимость решения задач оценки и количественного описания степени неопределенности, имеющейся на разных этапах геологического моделирования. В рамках изучения месторождений на разведочной стадии ключевой неопределенностью является структурная модель как один из факторов, максимальным влияющих на величину оцениваемых запасов и ресурсов. Базой для структурных построений чаще всего являются данные сейсмических исследований 2D или 3D, качество интерпретации которых представляет собой функцию результирующей неопределенность сейсмических данных. Качество данных, ограничения метода и субъективность интерпретации обусловливают неоднозначность результатов сейсмической интерпретации, что делает задачу оценки погрешности сейсмических данных одним из важнейших этапов создания стохастических моделей в процессе многовариантного геологического моделирования. Точность сейсмических данных можно описать как интеграцию погрешности трассировки отражающего горизонта во временном масштабе (насколько корректно коррелируется отражающих горизонт, связанный с целевой стратиграфической единицей) и погрешности скоростной модели (насколько точно можно перевести результаты интерпретации в глубинную область). Предложен алгоритм оценки неопределенности структурных моделей месторождений на разведочной стадии, которые характеризуются низкой степенью изученности, с использованием всех основных факторов, влияющих на сейсмические построения на этапе интерпретации сейсмических данных. Результатом количественной оценки степени неопределенности структурных построений является карта стандартного отклонения, выступающая основой создания стохастических моделей в процессе многовариантного геологического моделирования, дальнейшего подсчета запасов и анализа чувствительности объема запасов к ключевым параметрам, характеризующимся неопределенностью.

Список литературы

1. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа / В.Б. Левянт [и др.]. – М.: Министерство природных ресурсов, ОАО «ЦГЭ», 2006. – 39 с.

2. Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ (при работах на нефть и газ) / В.С. Киселев [и др.]. – М.: Министерство Геологии СССР, ВНИИГеофизика, 1984. – 41 с.

3. Авербух А.Г., Иванова Н.Л. Оценка и учет влияния погрешностей 3D сейсмических структурных построений // Экспозиция Нефть Газ. – 2009. – № 3. – С. 61–62.

4. Vinicius Ramos Pinto Seismic uncertainty estimation in reservoir structural modelling // FIRSTBREAK. – October 2017. – V. 35. – Р. 51–54.

5. Thore P., Shtuka A. Structural uncertainties: Determination, management, and applications // Geophysics. – 2002. – V. 67 (2). – Р. 840–852.

Стратиграфическая привязка отражений на основе увязки сейсмических и скважинных данных является необходимым элементом обработки и интерпретации материалов сейсморазведки. Основным критерием качества увязки является коэффициент корреляции между модельной сейсмической трассой, рассчитанной по скважинным данным, и фактической. На практике ряд объективных факторов (нелинейность волновых процессов, неблагоприятные сейсмогеологические условия, погрешности наблюдений) в сочетании с субъективностью интерпретатора, как правило, не позволяют получить однозначный результат, характеризующийся высоким коэффициентом корреляции (более 0,7).

Рядом исследователей получены положительные результаты при анализе нелинейных (нестационарных) процессов с использованием динамической (адаптивной) трансформации сигналов во временной области (Dynamic Time Warping - DTW). Для изучения возможности практического применения алгоритма DTW разработан программный модуль с использованием языка программирования Python и стандартных библиотек. Программный модуль позволяет выполнять автоматизированную привязку сейсмических данных. Для оценки качества решения используется эвклидово расстояние (норма L2) между синтетической и фактической трассой при минимуме трансформаций (сжатие, растяжение) сигнала во времени. Базовый функционал программного модуля включает чтение сейсмических и скважинных данных, оценку статистического импульса (или выбор теоретического импульса), задание максимальных значений допустимых сдвигов во времени, выполнение процедуры DTW, запись результатов – уточненной зависимости время – глубина, детерминистический импульс. Корректность работы алгоритма проверена на ряде теоретических (модельных) примеров. Выполнено сравнение результатов, полученных опытным интерпретатором с использованием стандартного программного обеспечения, и результатов автоматизированной привязки. При стандартной оценке качества привязки с использованием коэффициента корреляции синтетической и фактической сейсмических трасс автоматизированный алгоритм позволяет получить сравнимое качество (как правило, коэффициент корреляции выше на 3-10%) при существенно меньших затратах времени. Программный модуль может быть использован для экспресс-привязки скважинных данных и последующей передачи результатов специалисту-интерпретатору для экспертной оценки и при необходимости уточнения окончательной привязки. Наибольшую эффективность работа алгоритма обеспечивает на ранних стадиях, когда на исследуемом участке недостаточно данных об изменении скоростей. На разведочном этапе при использовании алгоритма сейсмической инверсии модуль позволит подобрать наилучшую сходимость синтетической и сейсмической трассы, что в итоге повлияет на корректность извлечения импульса и, следовательно, качестве прогноза петрофизических свойств.

Список литературы

1. Herrera Roberto H., Fomel S., Van der Baan M. Automatic approaches for seismic to well tying // Interpretation. – SD-9-SD17. – 2014. – DOI: 10.1190/INT-2013-0130.1.

2. Mu˜noz Andrew, Hale D. Automatically tying well logs to seismic data // Center for Wave Phenomena. – 2012. – Р. 253–260.

С 2016 г. ПАО «Газпром нефть» ведет геолого-разведочные работы, направленные на изучение отложений доманикового типа. Битуминозные отложения доманиковой формации являются сложным объектом, характеризуются низкой изученностью и особенностями строения. Кроме того, отсутствуют однозначные критерии, определяющие перспективность отложений данного типа. В связи с этим актуальной является задача оценки возможных добычных характеристик доманиковых отложений и нефтеносного потенциала битуминозной формации Волго-Уральского бассейна.

В статье рассмотрены особенности геолого-геофизических и геохимических параметров, определяемых с целью изучения и определения достоверной оценки запасов и ресурсного потенциала отложений доманикового типа. Предложена концептуальная модель строения, а также ряд методических приемов и полезных рекомендаций используемых при исследовании и анализе битуминозной формации. В результате изучения отложений доманикового типа выделены следующие геолого-геофизических и геохимических параметры, характеризующиеся высокой неопределенностью и в тоже время существенно влияющие на оценку нефтеносного потенциала отложений и, следовательно, концептуальные решения: границы объекта по вертикали и площади распространения; фильтрационно-емкостные свойства, определения органической пористости, а также ряд геолого-геохимических параметров. Показано, что битуминозные отложения доманикового типа изучены недостаточно и требуется проведение дополнительных исследований с постановкой ряда экспериментов. По площади распространения отложения доманикового типа характеризуются широким диапазоном залегания с различным количеством битуминозных пачек, неоднозначными геолого-геофизическими и геохимическими свойствами. Отмечена необходимость разработки методик, норм и критериев определения исследуемых геолого-геофизических параметров.

Список литературы

1. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование XXI век. – 2017. – № 4 (67). – С. 102–115.

2. Вторичное минералообразование в породах доманикового горизонта / В.М. Горожанин, Е.Н. Горожанина, О.В. Артюшкова [и др.] // В сб. Фациальный анализ в литологии: теория и практика. – М.: МАКС Пресс, 2019. - 172 с.

3. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – Спецвыпуск. Ч. 1. – С. 112–124.

4. Виноградов А.П. Химический элементарный состав морских водорослей // Труды биогеохимической лаборатории АН СССР. – 1935. – Ч. 1. – Т. 3. – С. 87–201.

5. Дегенс Э.Т. Геохимия осадочных образований. - М.: Мир, 1967. – 299 с.

6. Бойченко Е.А., Саенко Г.Н., Удельнова Т.Н. Эволюция концентрационной функции растений в биосфере // Геохимия. – 1968. – № 10. – С. 1260–1264.

7. Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области / Г.Ф. Ульмишек, А.В. Шаломеенко, Д.Ю. Холтон [и др.] // Геология нефти и газа. – 2017. – № 5. – C. 67–70.

8. Определение генезиса нетрадиционных коллекторов с целью картирования перспективных площадей свободной нефти в отложениях баженовского горизонта на примере Пальяновской площади Красноленинского месторождения / Д.Е. Заграновская, А.Д. Коробов, К.В. Стрижнев, В.В. Жуков // Недропользование XXI век. – 2017.– № 1. – С. 24-35.

9. Коробов А.Д., Коробова Л.А. Пульсирующий стресс как отражение тектоно-гидротермальной активизации и его роль в формировании продуктивных коллекторов чехла (на примере Западной Сибири) // Геология, геофизика, разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 6. – С. 4–12.

10. Прогноз перспективных зон для отложений доманикового типа на территории Волго-Уральской НГП / А.А. Вашкевич, К.В. Стрижнев, В.А. Шашель [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 14–17.

11. Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production, and soil contamination studies / Lafargue E., Marquis F., Pillot D. // Revue de institut francais du petrole. – 1998. – Т. 53. – № 4. – С. 421- 437.

12. Contributions to total storage capacity in Devonian shales / Schettler Jr P.D. [et al.] // SPE-23422-MS. – 1991.

В статье рассмотрено применение подхода системной инженерии для создания программного обеспечения «Стоимостной инжиниринг Бурение» для прогнозирования стоимости скважины. Разработка продукта выполнена по V-модели жизненного цикла, при котором пройдены следующие этапы: инженерия требований, функциональный дизайн, синтез, реализация, верификация и валидация. На каждом этапе жизненного цикла применены необходимые практики и инструменты: выявление и опрос стейкхолдеров, разработка методологии, прототипирование, концептуальная модель, функциональные требования, модель базы данных, внешнее окружение системы, технический проект и архитектура системы, тестирование на выполнение поставленных целей. Совместная работа технических специалистов по бурению, IT архитекторов, программистов, специалистов бизнес-анализа на всех этапах жизненного цикла разработки системы позволила сделать уникальный IT продукт, позволяющий проводить оценку стоимости скважин нефтегазового проекта на разных его этапах в зависимости от количества доступной информации. Применение практик системной инженерии при реализации проекта «Стоимостной инжиниринг Бурение» позволило эффективно пройти основные этапы IT проекта и создать уникальный продукт по интегрированной оценке стоимости скважины. Тестирование системы при решении поставленных бизнес-задач с требованиий стейкхолдеров показало успешность данного подхода и достижение заявленных бизнес-эффектов. Следующий этап «Развитие ИС СИБ» предполагает трансформацию V-модели в W-модель. Основными задачами являются: интеграция ИС «Стоимостной инжиниринг Бурение» в систему концептуального инжиниринга ПАО «Газпром нефть»; повышение детализации входных данных и глубины существующих функциональных возможностей системы; разработка нового функционала матричной системы оценки стоимости строительства скважин под диапазоны изменяемых условий; расширение организационного объема проекта.

Список литературы

1. Стоимостной инжиниринг в бурении: создание прототипа программного комплекса по оценке стоимости скважины и его возможности/ И.Ф. Рустамов, А.О. Соболев, Г.В. Созоненко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – C. 24 – 27

2. Подходы и инструменты для оценки стоимости скважин в ПАО «Газпром нефть» / С. Третьяков, Ю. Максимов, А. Соболев [и др.] // SPE-191641-18RPTC-RU. – 2018.

3. Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании / А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 126-129.

Развитие технологий бурения и строительства горизонтальных скважин (ГС) с высокотехнологичными системами заканчивания позволяет говорить о возможности эффективной разработки сложнопостроенных нефтяных и газонефтяных месторождений практически любого уровня сложности. В последние годы в России прослеживается тренд на ввод в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых(менее (1-2)×10^-3 мкм²) и гипернизкопроницаемых ((0,1-0,001)×10^-3 мкм²) коллекторах. К последним в первую очередь относят баженовские, доманиковые и ачимовские отложения. Вследствие крайне низких природных фильтрационных свойств этих коллекторов их разработка на современном этапе технологического развития предусматривает обязательное заканчивание горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Опыт разработки пластов указанного типа в ПАО «Газпром нефть» показывает, что наибольшие дебиты нефти достигаются, если система трещин МГРП вскрывает не только низкопроницаемую матрицу пород, но и захватывает высокопроводящие (как правило, трещиноватые) прослои. Различие в проницаемости между высокопроводящими слоями и гипернизкопроницаемой матрицей вмещающих пород может достигать 10⁵-10⁶. Наличие в разрезе высокопроводящих прослоев связано с достижением высоких начальных дебитов нефти в новых скважинах. Однако в процессе дальнейшей разработки могут возникать и негативные последствия из-за преждевременных и непредсказуемых прорывов газа и воды по узким трещиноватым прослоям.

В статье рассмотрены вопросы учета рисков потери производительности скважин вследствие резко выраженной геологической неоднородности рассматриваемых залежей, если даже масштабы влияния указанной неоднородности пока плохо поддаются оценке современными методами исследований. Выполнен анализ некоторых результатов керновых, геофизических, гидродинамических и трассерных исследований с выделением характерных признаков, свидетельствующих о наличии в разрезе нефтеносного комплекса локальных высокопроводящих прослоев. Кроме того, предложены некоторые управляющие решения, позволяющие минимизировать негативные последствия при разработке такого рода неоднородных залежей в условиях системы поддержания пластового давления.

Список литературы

1. Промыслово-геофизический контроль разработки низкопроницаемых пластов в скважинах со сложным заканчиванием. Опыт компании «Газпром нефть» / А.В. Билинчук, А.И. Ипатов, А.В. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство». – 2018. – № 12. – С. 34–37.

2. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. – М. – Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2018. – 796 с.

3. Чухланцева Е.Р. Комплексирование методов литофациального и геолого-геофизического моделирования в целях геометризации верхнесеноманских залежей Мессояхской зоны нефтегазонакопления: автореферат дис. канд. геол.-мин. наук. – Томск, 2016. – 22 с.

4. Грабовская Ф.Р., Жуков В.В., Заграновская Д.Е. Строение и условия формирования баженовского горизонта Пальяновской площади Западной Сибири // Литология и полезные ископаемые. – 2018. – № 3. – С. 195–206.

5. Вольпин С.Г., Ломакина О.В., Афанаскин И.В. Особенности геологического строения и энергетического состояния залежи в отложениях баженовской свиты // Материалы международной научно-технической конференции Geopetrol 2014, Exploration and production of oil and natural gas reservoirs – new technologies, new challenges, Krakow, 15–18.09.14. – Краков. 2017. – С. 85–95.

6. Выбор оптимальной технологии заканчивания в нефтяных оторочках континентального генезиса на примере пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского и Тазовского месторождений / Д.А. Сугаипов, В.В. Ляпин, Д.А. Решетников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №4. – С. 66–69.

7. Листойкин Д.А., Ридель А.А., Коваленко И.В. Гидродинамические исследования скважин как инструмент корректировки геологических данных и оценки влияния подстилающих вод на разработку пласта Восточно-Мессояхского месторождения // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 1 (7). – C. 52–57.

8. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. – М.-Ижевск: РХД, 2006. – 780 с.

9. Оптимизация обратной закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении / О.С. Ушмаев, И.Л. Чамеев, Д.Ю. Баженов [и др.] // PROнефть. – 2016. – № 2. – С. 54–60.

В статье рассмотрены системы разработки подгазовых зон нефтяных оторочек с различной ориентацией горизонтальных стволов относительно кустовой площадки. Выполнено сравнение линейного и радиального расположения горизонтальных скважин. Дано описание физических процессов, происходящих в пласте при разработке нефтяных оторочек подобными системами скважин. При линейном расположении стволов скважин образуется конус газа с равномерно распределенной вдоль ствола скважины шириной, но для бурения скважин по такой системе требуются относительно большие капитальные вложения из-за относительно большего числа кустов по сравнению с радиальной системой размещения. При радиальной системе размещения скважин затраты на строительство кустовых площадок меньше, однако конусообразование происходит неравномерно из-за интерференции скважин в районе пяток, что приводит к снижению добычи. Представлен метод определения оптимальной ориентации горизонтальных стволов скважин, в качестве критерия оптимальности использован NPV. Профиль добычи рассчитан по аналитическим формулам, основанным на теории Батлера, описывающей добычу нефти без прорыва газа в подгазовых зонах. Результаты расчета представлены в виде палетки с выделением областей оптимальной ориентации горизонтальных стволов в зависимости от ширины конуса газа и плотности сетки скважин. Приведено сравнение результатов расчета оптимальной схемы размещения скважин с применением предложенной методики и на полномасштабной гидродинамической модели. Результаты работы можно использовать при выполнении оценок эффективности эксплуатации месторождений, не введенных в разработку.

Список литературы

1. Оценка рентабельных толщин при разработке нефтяных оторочек горизонтальными скважинами / М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, Д.А. Самоловов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 44–47.

2. Метод определения оптимальных параметров системы разработки газонефтяных зон нефтяных оторочек / М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, Д.А. Самоловов [и др.] // SPE-166898. – 2013.

3. Самоловов Д.А. Технико-экономическое обоснование оптимальной схемы кустования» // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 23–25.

4. Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании» / А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 126–129.

5. Повышев К.И., Вершинин С.А., Верниковская О.С. Особенности разработки, обустройства и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений. Результаты внедрения интегрированной модели» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 7. – С. 68–71.

6. Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек на примере Новопортовского месторождения» / Д.А. Сугаипов, И.Ф. Рустамов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 35–36.

7. Интегрированный подход к разработке нефтяных оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения» / Д.А. Сугаипов, Д.Ю. Баженов, С.С. Девятьяров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 60–63.

8. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 536 с.

В статье представлена методика прокси-интегрированного моделирования, позволяющая в условиях недостатка исходных данных создать и настроить математическую модель область дренирования – скважина – нефтесборный коллектор. Дано описание процесса создания и настройки модели Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ).

Методология построения интегрированных моделей (ИМ) пласт – скважина – система сбора продукции, используемая в существующих в настоящее время коммерческих симуляторах, требует большого количества исходных данных и глубокой детализации отдельных элементов ИМ. Для этого необходима настройка геолого-гидродинамической модели (ГГДМ), моделей скважин и наземной инфраструктуры. Оперативные создание и настройка возможны только для моделей скважин. Адаптация ГГДМ проводится в течение всего периода разработки месторождения, и достижение ею необходимой прогнозной сходимости может потребовать большого количества времени и трудозатрат. Для модели наземной инфраструктуры может быть серьезно ограничена степень детализации из-за требований к наличию замеров давлений на каждом элементе трубопроводной сети. В рассмотренном в статье примере изменение давления можно рассчитать только на участках от приема установки подготовки нефти (УПН) до замерных установок (ЗУ). Кроме того, полученные в результате следования подобному подходу ИМ обладают низкой скоростью расчетов. Совокупность указанных факторов часто приводит к невозможности использования классического подхода к созданию ИМ и обусловливает необходимость разработки методики построения ИМ, оперативно настраиваемой, устойчивой к малому количеству и низкому качеству исходных данных и обладающей высокой скоростью расчетов. Предложен и апробирован комплексный подход к построению подобной модели. В статье представлены решения для создания и автоматизированной адаптации моделей области дренирования, ствола, газлифтных клапанов и штуцеров выкидной линии, а также линии активного газа скважины в условиях характерной для газлифтного способа эксплуатации низкой частоты замеров и рассинхронизации исходных данных. Кроме того, приведена методика расчета модели инфраструктуры, требующая для настройки замеров давлений только в трех точках: устье скважины, ЗУ и УПН. Показаны решения для интеграции отдельных элементов в единую расчетную модель и алгоритм для фильтрации исходных данных, а также реализация полученного решения на примере ВУ ОНГКМ и сходимость расчетов полученной прокси-интегрированной модели с фактическими данными при ретроспективном анализе.

Список литературы

1. Галяутдинов И.М., Череповицын А.Е. Комплексный подход к подбору скважин-кандидатов для проведения ГТМ (на примере Восточного участка Оренбургского НГКМ) // Нефть. Газ. Новации. – 2017 – № 7. – С. 23–33.

2. Самосогласованный подход к определению индикаторной диаграммы нефтяной скважины / М.М. Хасанов, Р.А. Хабибуллин, Т.Р. Мусабиров, В.А. Краснов // SPE 160782-RU. – 2012.

3. Хабибуллин Р.А., Бурцев Я.А. Новый подход к расчету режима работы газлифтной скважины для оптимизации работы // SPE-176668-RU. – 2015.

4. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells / SPE. – 1999.

5. Оптимизация работы скважин, эксплуатируемых газлифтным механизированным способом в условиях шельфа / А.А. Лубнин, Е.В. Юдин, Р.Ф. Фазлытдинов [и др.] // SPE-181903-RU. – 2016.

6. Endres S. Simplicial Homology Global Optimisation. A Lipshitz global optimization algorithm. – September. – 2019. – https://stefan-endres.github.io/shgo/ files/shgo_slides.pdf

В статье рассмотрен опыт создания полномасштабной интегрированной (пласт – скважина – инфраструктура) модели газовых пластов и газовых шапок крупного нефтегазоконденсатного месторождения Ямала. Поиск оптимальных решений задачи оптимизации совместной разработки нефтяных оторочек, газовых шапок продуктивных пластов и пластов сухого газа осуществлялся с учетом влияния ограничений сети сбора и подготовки. Задача включала создание и адаптацию гидродинамических моделей, а также их интеграцию с наземной сетью сбора, устранение проблем, возникающих в системе газосбора, и нахождение оптимальной динамики добычи углеводородов при совместной добыче нефти из нефтяных оторочек, газа газовых шапок и из пластов сухого газа. Проведенные интегрированные расчеты позволили выявить и последовательно минимизировать риски, связанные c геологическим потенциалом продуктивных пластов и пропускной способностью системы газопроводов на ранних этапах проработки проекта. Это дало возможность более корректно оценить технико-экономические показатели проекта. Выполнены оценка и интегрированные расчеты добычи газа с учетом предложенных дополнительных возможностей проекта (upside). Предложенные варианты оптимизации проектных решений при расчетах на интегрированной модели позволили добиться потенциального увеличения добычи газа и конденсата на объекте. Показано, что создание интегрированной модели с учетом поверхностного обустройства крупного многопластового нефтегазоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками кольцевого типа и подстилающей водой является необходимым инструментом для выполнения комплексного факторного анализа, который способствует решению проблем оптимизации разработки, выявлению и минимизации рисков, связанных с добычей нефти и газа.

Список литературы

1. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений / С.Н. Закиров, В.И. Васильев, А.И. Гутников [и др.]. – М.: Недра, 1984. – 295 с.

2. Lee J., Wattenbarger R.A. Gas Reservoir Engineering. – Richardson, Texas: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1996, 349 p.

3. Богданов Е.В. Оценка неопределенности параметров месторождения: использование метода планирования эксперимента для оптимизации планирования разработки // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 92–97.

4. Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений при разработке нефтяных оторочек многопластовых НГКМ / И.Л. Чамеев, Р.Т. Апасов, А.И. Варавва [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 46–49.

Одной из важных составляющих успешного развития любой нефтяной компании являются качественная обработка и анализ большого объема данных для последующего решения задач прогнозирования и планирования объемов добычи нефти, жидкости, природного и нефтяного газа. Среди активно развиваемых цифровых технологий стоит отметить методы машинного обучения, имеющие большой потенциал для решения задач прогнозирования временных рядов различной природы данных. Однако практика показывает, что большинство инженерных задач нельзя эффективно решить, используя только алгоритмы машинного обучения либо только физико-математические и подобные модели. Решение задач с использованием только одного из подходов либо более трудозатратно и может требовать дополнительных данных и достаточно глубокого понимания физики процесса (для описания всех процессов рассматриваемой системы полной физико-математической моделью), либо допускает возможность наличия нефизичных решений и неконтролируемую погрешность получаемых результатов (только машинное обучение). Для разрешения указанных проблем в статье предложен метод объединения упрощенной физико-математической модели и модели машинного обучения создания так называемой гибридной модели. Предложенный гибридный подход, сочетая методы машинного обучения и базовую упрощенную псевдо-2D физико-математическую модель, позволяет минимизировать погрешности расчета, возникающие из-за невозможности глубокой детализации базовой модели, с использованием неявных зависимостей, получаемых с помощью модели машинного обучения, что позволяет корректировать основной прогноз. Также гибридный подход дает возможность при необходимости вносить новые управляющие параметры, которые не учитываются физико-математической моделью, но могут существенно влиять на итоговый результат. Показано, что качество адаптации к фактическим данным и качество прогноза добычи удовлетворяют требованиям, предъявляемым к полномасштабным гидродинамическим 3D моделям.

Список литературы

1. Направления развития когнитивных технологий в периметре Блока разведки и добычи компании «Газпром нефть»/ В.В. Яковлев, М.М. Хасанов, А.Н. Ситников [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2017. - № 3. – С. 6-9.

2. A Novel Approach to Refinment Reservoir Proxy Model Using Machine-Learning Techniques / Zotkin O., Osokina A., Simonov M. [et al.] // SPE–198411–MS. – 2019. – DOI: 10.2118/198411-MS.

3. Application of Machine Learning Methods for Modeling the Current Indicators of Operating Wells Stock of PJSC Gazprom Neft / N. Teplyakov, A. Slabetskiy, N. Sarapulov [et al.] // SPE–191585–18RPTC–MS. – 2018.

4. Полуаналитические модели расчета интерференции скважин на базе класса моделей CRM / И.Ф. Хатмуллин, А.П. Цанда, А.М. Андрианова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 38–41. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-12-38-41.

5. Hochreiter, Sepp & Schmidhuber, Jürgen. Long Short-term Memory //

Neural computation. – 1997. – V. 9. – № 8. – P. 1735–1780. – DOI: 10.1162/neco.1997.9.8.1735.

6. A Capacitance Model To Infer Interwell Connectivity From Production and Injection Rate Fluctuations / A.A. Yousef, P.H. Gentil, J.L. Jensen, L.W. Lake // SPE–95322–MS. – 2005.

7. The use of capacitance–resistance models for rapid estimation of waterflood performance and optimization / M. Sayarpour, E. Zuluaga, C.S. Kabir [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – V. 69. – P. 227–238.

8. Бузинов C.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984. – 269 с.

9. Heteroskedasticity‐Robust Standard Errors for Fixed Effects Panel Data Regression / Stock J.H., Watson M.W. // Econometric. – 2008. – V. 76. – № 1. – Р. 155–174.

В статье приведен обзор модульного программного комплекса, предназначенного для решения полного перечня задач технологической цепочки операции гидродразрыва пласта (ГРП): от планирования и проектирования до сопровождения и анализа эффективности. Программный комплекс разработан проектным консорциумом профильных вузов и институтов РАН в партнерстве с Научно-техническим центром ПАО «Газпром нефть». Работы по созданию симулятора включали два блока: разработку модульной платформы с набором инженерных инструментов для обращения с данными и разработку подключаемых расчетных модулей, отвечающих за моделирование физических процессов. Основой расчетного ядра симулятора является иерархия моделей развития трещин, позволяющая корректно моделировать ГРП практически в любых геологических условиях. Так, в условиях однородных коллекторов используется псевдотрехмерная модель (Pseudo 3D), для пластов с переменными по слоям геомеханическими и фильтрационными свойствами – планарная модель (Planar 3D), дополненная учетом пороупругости (Pl3D Biot) для случаев с аномально низким или высоким поровым давлением, а для моделирования ГРП в трещиноватых коллекторах предлагается использовать специализированный расчетный модуль, учитывающий влияние естественных трещин на процесс формирования стимулированного объема пласта (SRV). В задаче моделирования транспорта проппанта также реализована цепочка подмоделей, учитывающих эффекты осаждения, дрейфа и заклинивания проппанта, существенно влияющие на геометрию и проводимость закрепленной трещины. При работе с симулятором доступен широкий набор инструментов для загрузки, обработки и интерпретации промысловых данных: результатов геофизических исследований, записей тестовых закачек, данных микросейсмического мониторинга или истории фактической работы скважины. По результатам инженерного сопровождения ГРП формируется цифровой отчет, содержащий используемые исходные данные, а также информацию о цепочке корректировок, вносимых в плановый дизайн операции. В состав симулятора также входит модуль оптимизации экономической эффективности операции ГРП с учетом прогнозирования добычи нефти. Симулятор «Кибер ГРП» прошел этапы валидации моделей, апробации и опытно-промышленных испытаний на реальных данных силами инженеров Научно-технического центра «Газпром нефти». В настоящее время завершается подготовка первого промышленного релиза, который будет доступен внешним пользователям.

Список литературы

1. Mayer B.R. Frac Model in 3D – 4 Parts // Oil and Gas Journal. – 1985. – June–July.

2. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – Wiley, 2000. – 824 р.

3. Baree R.D. A Practical Numerical Simulator for Three-Dimensional Fracture Propagation in Heterogeneous Media // SPE-12273-MS. – 1983.

4. Smith M.B., Klein H.A. Practical Applications of Coupling Fully Numerical 2-D Transport Calculation with a PC-Based Fracture Geometry Simulator //

SPE-30505. – 1995.

5. Computer simulation of hydraulic fractures / J. Adachi [et al.] // International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences. – 2007. – P. 739–757.

6. Crouch S.L., Starfield A.M. Boundary element methods in solid mechanics. – George Allen & Unwin. – 1983. – 322 с.

7. Garagash D.I., Detournay E., Adachi J.I. Multiscale tip asymptotics in hydraulic fracture with leak-off // J. Fluid Mech. – 2011. – V. 669. – P. 260–297.

8. Dontsov E.V., Peirce A.P. A multiscale Implicit Level Set Algorithm (ILSA) to model hydraulic fracture propagation incorporating combined viscous, toughness, and leak-off asymptotics // Comput. Methods Appl. Mech. Engrg. – 2017. – V. 313. – P. 53–84.

9. Osiptsov A.A. Fluid mechanics of hydraulic fracturing: a review // Journal of petroleum science and engineering. – 2017. – V. 156. – P. 513–535.

10. Боронин С.А., Осипцов А.А. Двухконтинуальная модель течения суспензии в трещине гидроразрыва // Доклады Академии наук. – 2010. – Т. 31. – № 6. – С. 758–761.

11. Carter R.D. Derivation of the General Equation for Estimating the Extent of the Fractured Area, Appendix I of Optimum Fluid Characteristics for Fracture Extension. In: Howard, G.C., Fast, C.R. (Eds.), Drilling and Production Practice. – American Petroleum Institute. – 1957. – Р. 261–269.

12. Baree R.D., Conway M.W. Experimental and Numerical Modeling of Convective Proppant Transport // SPE-28564. – 1995.

13. Gadde P.B., Sharma M.M. The Impact of Proppant Retardation on Propped Fracture Lenghts // SPE-97106. – 2005.

14. Friehauf B.S. Simulation and Design of Energized Hydraulic Fractures. Doctor of Philosophy Dissertation. – The University of Texas at Austin, 2009. – 233 р.

15. Dontsov E.V., Peirce A.P. Slurry flow, gravitational settling and a Proppant Transport Model for Hydraulic Fractures // Journal of Fluid Mechanics. – 2014. – V. 760. – P. 567–590.

16. Shiozawa S., Mc Clure M. Stimulation of Proppant Transport with Gravitation Settling and Fracture Closure in a Three-Dimentional Hydraulic Fracturing Simulator // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – V. 138. – P. 298–314.

17. Garagash I.A., Osiptsov A.A., Boronin S.A. Dynamic bridging of proppant particles in a hydraulic fracture // International Journal of Engineering Science. – 2019. – V. 135. – Feb. 1. – P. 86–101.

18. Lubrication model of suspension flow in a hydraulic fracture with frictional rheology for shear-induced migration and jamming / E.V. Dontsov, S.A. Boronin, A.A. Osiptsov, D.Y. Derbyshev // Proceedings of the Royal Society A. – 2019. – Jun 19. – 475(2226):20190039.

19. Baykin A.N., Golovin S.V. Influence of pore pressure on the development of a hydraulic fracture in poroelastic medium // Int. J. Rock Mech. & Mining Sci. – 2018. – V. 108. – P. 198–208.

20. Boronin S.A., Osiptsov A.A., Desroches J. Displacement of yield-stress fluids in a fracture // International Journal of Multiphase Flow. – 2015. – Nov. 1. – P. 47–63.

21. Golovin S.V., Baykin A.N. Application of the Fully Coupled Planar 3D Poroelastic Hydraulic Fracturing Model to the Analysis of the Permeability Contrast Impact on Fracture Propagation // Rock Mech. & Rock Eng. – 2018. – V. 51. – No. 10. – P. 3205–3217.

22. Modeling of Stimulated Reservoir Volume by Multistage Hydraulic Fracturing in Formation with Pre-Existing Natural Fractures / A.A. Erofeev, V.A. Vostrikova, R.M. Sitdikov [et al.] // ECMOR XVI – 16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. September, 2018. – Barselona: European Association of Geoscientists & Engineers. – 11 p.

В настоящее время ПАО «Газпром нефть» уделяет серьезное внимание использованию новых технологий, которые бы позволили значительно повысить качество строительства, скорость окупаемости проектов и максимально сократить сроки проведения работ. Блочно-модульное строительство объединяет различные технологии возведения объектов с помощью модулей СКИД, блок-боксов и крупнообъемных блоков (суперблоков). Компанией накоплен достаточный опыт, имеются достижения, инструменты и компетенции в развитии данного способа строительства объектов нефтегазовой инфраструктуры. Особое внимание к технологии блочно-модульного строительства обусловлено необходимостью достижения таких целей, как скоростное строительство, создание полноценно функционирующих временных мобильных зданий и сооружений; упрощение строительства путем унификации и стандартизации монтажных работ зданий и сооружений, упрощение проектирования вследствие создания типовых серий объектов и баз данных с каталогами продукции унифицированных блоков-модулей или блочно-модульных единиц.

В статье рассмотрен и проанализирован опыт применения блочно-модульного строительства в компании «Газпром нефть». Сформулированы основные преимущества и недостатки использования данной технологии. Приведены примеры успешной реализации блочно-модульного строительства и сформулированы основные выводы. Дано описание основных целей оптимизации блочно-модульного строительства в рамках компании «Газпром нефть» в части технического нормирования, планирования строительства и наиболее рационального применения технологий. Представлен опыт применения блочно-модульного метода строительства нефтегазовых месторождений на севере России с использованием крупнообъемных блоков (суперблоков). Дано описание технологии доставки суперблоков и монтажа. Показаны преимущества применения данной технологии и рассмотрены основные проблемы ее внедрения в ПАО «Газпром нефть». Проанализированы ключевые этапы развития технологического проекта «Поиск и внедрение объектов блочного строительства», основной задачей которого в настоящее время является оценка потенциальной возможности применения суперблоков при реализации крупных проектов компании, а также ожидаемого экономического эффекта.

Список литературы

1. Бячков А.И. Разработка конструктивно-технических решений объектов в суперблоках для нефтепромыслового и магистрального трубопроводного транспорта в Западной Сибири: дис. … на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. – Гипротюменнефтегаз, 1984. – 221 с.

2. Огудов А.Г., Андрианова Л.И., Пнёва А.П. Внедрение индустриального метода строительства с использованием узлов максимальной заводской готовности // Нефть и газ Западной Сибири. – 2013. – Ч. 1. – С. 121–123.

3. Соколов С.М., Стрекопытов С.К., Тукаев Ш.Г. Проблемы строительства нефтегазовых объектов крупными блоками // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 3. – С. 94–95.

4. Кожушков И.П., Смирнов А.П., Колонских К.В. Перспективные методы блочно-модульного строительства нефтегазовых объектов с применением суперблоков // PROНефть. – 2019. – № 2. – С. 71–75.

5. Захарова М.В., Пономарев А.Б. Опыт строительства зданий и сооружений по модульной технологии // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Строительство и архитектура. – 2017. –Т. 8. – № 1. – С. 148–155.

Увеличение числа краткосрочных проектов в нефтегазовой отрасли обусловило потребность в быстросборных, легких, мобильных, долговечных конструкциях. Традиционные решения не позволяют решить указанные задачи, поэтому в качестве замены металлических конструкций рассматриваются композитные. Широкое применение композитов в строительстве и других отраслях обусловлено высокими прочностными и удельными характеристиками в сочетании со стойкостью к коррозии и специальными свойствами, а также удобством транспортировки и монтажа готовых изделий ввиду их сравнительно малого веса. Темпы роста отечественного рынка композитов значительно превышают мировой уровень, но при этом доля российской отрасли композитов по отношению к глобальной до сих пор едва превышает 1 %. Это обусловлено рядом сдерживающих факторов, особенно заметных на примере строительства. Основными причинами медленного развития композитной отрасли в России — неразвитость внутреннего рынка и недостаток подготовленных кадров, а также несовершенство системы нормативно-технической документации на применение композитных материалов.

В статье рассмотрены основные факторы, сдерживающие развитие отрасли композитных материалов, технологические задачи крупных компаний, перспективы, возможности и ограничения применения и внедрения композитов при обустройстве месторождений. Показаны преимущества композитных конструкций по сравнению с металлическими и инновационные методы повышения прочностных характеристик. Представлены реализованные проекты с применением композитов и сделаны выводы о перспективе внедрения композитных конструкций в строительстве для нефтегазовой отрасли в ближайшем будущем.

Список литературы

1. Динамика цен металлопроката. – М.: Металлоторговая система Metalsea, 2019. – http://metalsea.ru/pricesummary

2. Российский рынок композитов показывает ежегодный рост на 20 %. – Официальный сайт Министерства промышленности и торговли РФ, 2017. – http://minpromtorg.gov.ru/press-centre/news/#!rossiyskiy_rynok_kompozitov_pokazyvaet_ezhegodnyy_rost...

3. Черных М.А. Проблематика применения базальтокомпозитной продукции в ГОСТируемых// КОМПОЗИТНЫЙ МИР. – 2017. – №6. – С. 36-37.

4. https://standartgost.ru/org/1-4294950630?page=3

5. http://www.fiberpull.ru/

6. Composite fire protection. – Официальный сайт Technical Fibre Products Ltd (США). – https://www.tfpglobal.com/products/composite-materials/composite-fire-protection

7. Черенева В. Фундамент в вечной мерзлоте. – Электронный журнал. – СПб.: Российская Газета RG.RU. – https://rg.ru/2019/02/06/reg-szfo/peterburgskie-uchenye-razrabotali-svai-dlia-stroitelstva-v-arktike...

Эффективность процесса сепарации при промысловой подготовке во многом определяет качество газа и нефти, влияющее на их последующие транспортировку, использование и потребление. Значительный вклад в эффективность сепарации вносят сепарационные устройства. Современный уровень развития техники и накопленные знания в области новых материалов позволяют создавать сепарационные устройства, поверхность которых покрыта супергидрофобными и гидрофильными (бифильными) материалами с заданной геометрической конфигурацией. Это позволяет изменить параметры смачивания и газодинамические характеристики сепарационных элементов. Гидрофобные и супергидрофобные материалы обладают рядом уникальных функциональных свойств: водонепроницаемостью; устойчивостью к коррозии, биообрастанию и неорганическим загрязнениям. Вследствие этого такие материалы представляют интерес для широкого спектра технических применений. Cупергидрофобные покрытия существенно изменяют режимы теплообмена и массопереноса, что обусловливает перспективность их применения в промышленности для улучшения термодинамики, газодинамики и энергоэффективности различных процессов подготовки газа. Наиболее надежным и масштабируемым методом создания супергидрофобных поверхностей является обработка поверхности с самосборкой на ней структур, обладающих «иерархической шероховатостью». В статье рассмотрен метод получения сепарационных устройств с бифильной поверхностью. Проведены испытания нескольких комбинаций сетчатых насадок с различными типами поверхности. Испытания проводились на стендовой сепарационной установке в вертикальном потоке газа. Изучено изменение коэффициента сепарации. По сравнению с сепарацией с использованием только сетчатой насадки, при использовании двух сепарационных элементов коэффициент сепарации изначально превышает 90 %. Показано, что наилучшим сочетанием является комбинация гидрофобного теплообменника и бифильной сетчатой насадки. На основе полученных данных выполнены эскизы перспективного опытно-промышленного изделия – «конденсационного сепаратора».

Список литературы

1. Shirtcliffe N.J., McHale G., Newton M.I. Learning from superhydrophobic plants: The use of hydrophilic areas on superhydrophobic surfaces for droplet control // Langmuir. – 2009. – Т. 25. – № 24. – С. 14121–14128.

2. Super-Hydrophobic and Super-Oleophilic Coating Mesh Film for the Separation of Oil and Water / L. Feng, Z. Zhang, Z. Mai [et al.] // Angewandte Chemie International Edition. – 2004. – Т. 43. – № 15. – С. 2012–2014.

3. Super-hydrophobic surfaces to condensed micro-droplets at temperatures below the freezing point retard ice/frost formation / M. He, J. Wang, H. Li, Y. Song // Soft Matter. – 2011. – Т. 7. – № 8. – С. 3993.

4. Zhang P.A., Lv F.Y.Y. Review of the recent advances in superhydrophobic surfaces and the emerging energy-related applications // Energy. – 2015. – Т. 82. – Р. 1068–1087.

5. Jhee S., Lee K.-S., Kim W.-S. Effect of surface treatments on the frosting/defrosting behavior of a fin-tube heat exchanger // International Journal of Refrigeration. – 2002. – Т. 25. – № 8. – Р. 1047–1053.

6. Dropwise condensation on superhydrophobic surfaces with two-tier roughness /Chen C.-H., Cai Q., Tsai C. [et al.] // Applied Physics Letters. – 2007. – Т. 90. – № 17. – Р. 173108.

7. Boreyko J.B., Chen C.-H. Self-Propelled Dropwise Condensate on Superhydrophobic Surfaces // Physical Review Letters. – 2009. – Т. 103. – № 18. – Р. 184501.

8. Narhe R.D., Beysens D.A. Water condensation on a super-hydrophobic spike surface // Europhysics Letters (EPL). – 2006. – Т. 75. – № 1. – Р. 98–104.

9. Wu Y., Zhang C. Analysis of anti-condensation mechanism on superhydrophobic anodic aluminum oxide surface // Applied Thermal Engineering. – 2013. – Т. 58. – № 1–2. – Р. 664–669.

10. Zhang Experimental study of the effects of fin surface characteristics on defrosting behavior / Liang C., Wang F., Lü Y. [et al.] // Applied Thermal Engineering. – 2015. – Т. 75. – Р. 86–92.

11. Condensate drainage performance of a plain fin-and-tube heat exchanger constructed from anisotropic micro-grooved fins / A.D. Sommers, R. Yu, N.C. Okamoto, K. Upadhyayula // International Journal of Refrigeration. – 2012. – Т. 35. – № 6. – Р. 1766–1778.

С конца 70-х годов ХХ века, после выявления нефтеносных рукавообразных песчаных тел в терригенной толще нижнего карбона, на северо-западе Башкортостана (Верхне-Камская впадина и прилегающие тектонические регионы) пробурено 3 тыс. новых скважин и выполнены значительные объемы сейсморазведки 2D и 3D. В результате получены новые геологические и геофизические данные. Это позволило разделить терригенный разрез тульского горизонта на две пачки и существенно уточнить литолого-фациальные условия формирования палеорусловых, устьевых баровых, продельтовых и песчаных отложений позднетульского возраста, историю развития тектонических колебаний территории, морфологию и размеры известных песчаных тел, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, а также выявить новые участки распространения коллекторов и направления дельтовых каналов. Установлено, что развитие песчаных тел происходило в пределах двух разновеликих мысов обширной дельтовой равнины, разделенных мелководным морским заливом субмеридионального простирания. Результаты фракционного анализа палеорусловых песков и данных геофизических исследований скважин показали хорошую сортировку зерен, отсутствие крупнозернистой фракции и небольшое содержание мелко- и среднезернистой. Средние значения ФЕС устьевых баровых и палеорусловых коллекторов высокие и значительно превышают показатели пойменных образований. Нефтеносность устьевых баров, палеорусловых песков приурочена к сводам и крыльям поднятий, а площадь нефтеносности зависит преимущественно от длины положительного перегиба слоев в месте пересечения палеорукава и структурного плана. В результате проведенной работы намечены новые участки для постановки геолого-разведочных работ с целью выявления новых высокопродуктивных месторождений нефти.

Список литературы

1. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне- и нижнекаменноугольных отложений Башкирии и их нефтеносность // Тр. ин-та / УфНИИ. – 1959. – Вып. V. – 221 с.

2. Валиуллина Р.Т. Литология и условия осадконакопления терригенных отложений нижнего карбона платформенной части Башкирии, в связи с их нефтеносностью: дис. …канд. геол.-минер. наук. – Уфа, 1970. – 162 с.

3. Цоцур В.С. Закономерности размещения залежей нефти в терригенной толще нижнего карбона платформенной части Башкирии: дис. … канд. геол.-минер. наук. – Уфа, 1975. – 226 с.

4. Викторов   П.Ф. О значении   рукавообразных зон песчаников при разработке нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 1975. – № 11. – С. 25–28.

5. Эрозионно–аккумулятивные образования нижнего карбона и их нефтегазоносность. В сб. Губкинские чтения / И.А. Исхаков, Р.Х. Масагутов, А.В. Наумов, Е.В. Лозин. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 1999. – С. 105–106.

6. Devonian sea-level changes in the Platvorm region of Bashkortostan / M.A. Yunusov, R.Kh. Masagutov, V.V. Arkhipova, G.M. Yunusova // Courier Forschungsinstitut Senckenberg. – 1977. – V. 199. – P. 65–74.

7. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. – Уфа: Изд-во БашНИПИнефть, 2015 – 704 с.

Региональные геологические исследования ПАО «НК «Роснефть», проводимые в акваториальной части Печорского нефтегазоносного бассейна, направлены на изучение различных нефтегазоносных комплексов, в том числе нижнекаменноугольного (C₁v) терригенного комплекса (кожимский надгоризонт). Этот комплекс представляет интерес для обнаружения промышленных скоплений в связи с уже доказанной нефтегазоносностью комплекса на суше. В рамках работы особое внимание было уделено выделению и обоснованию закономерностей строения и распространения как по разрезу, так и по площади барово-дельтовых отложений.

В статье приведены результаты исследований кожимского надгоризонта в акваториальной части Печорского нефтегазоносного бассейна. В качестве исходных данных использованы результаты сейсмической интерпретации 2D профилей и 3D съемок в пределах разрозненных лицензионных участков, изучения керна трех скважин и геофизических исследований девяти скважин, вскрывших анализируемый интервал. Кроме того, привлекались данные по смежным участкам суши. Методической основой выполненных работ служили сейсмостратиграфические и сейсмофациальные исследования. Построение седиментационной модели кожимского надгоризонта визейского яруса включало несколько этапов: анализ ранее проведенных исследований в Печорском бассейне, комплексную интерпретацию скважинных и сейсмических данных, построение карт временных и глубинных толщин, атрибутный анализ, выделение сейсмических фаций, фациальную и палеогеографическую интерпретацию всех полученных данных. В результате проведена фациальная интерпретация комплекса, выделены обстановки осадконакопления с обособлением зон глубокого шельфа, открытого мелководного шельфа, впадин и отмелей на мелком шельфе, денудационной прибрежной равнины и дельтового побережья. В зоне дельтового побережья выделены устьевой и дистальный бары, междельтовое мелководье, прибрежная угленосная равнина. Выделенный в западной части Печоро-Колвинского авлакогена барово-дельтовый комплекс с мощной толщей предположительно песчаных отложений представляет большой поисковый интерес.

Список литературы

1. Природные резервуары в терригенных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна / Е.О. Малышева, З.В. Ларионова, Н.Н. Рябинкина, Н.Н. Тимонина: отв. ред. В.А. Дедеев. – Сыктывкар: Коми научный центр УрО РАН, 1993. – 151 с.

2. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов, П.К. Костыгова, З.В. Ларионова [и др.]. – СПб: ООО «Реноме», 2011. – С. 176–181.

3. Атлас геологических карт «Тимано-Печорский седиментационный бассейн»/ Н.И. Никонов, В.И. Богацкий, А.В. Мартынов [и др.]. – Ухта: ООО «Региональный дом печати, 2000. – 152 с.

4. Моргулис Е.А. Эволюция Баренцевоморского региона и его углеводородные системы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2009. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/5/24_2009.pdf

Рассмотренная в рамках исследования Темирская площадь относится к типу изолированных карбонатных платформ, в пределах которых осадконакопление контролируется тектоническими процессами и эвстатическими колебаниями уровня моря. В статье на основе принципов секвентно-стратиграфического анализа рассмотрено строение визейско-башкирского комплекса пород Темирской карбонатной платформы. Сейсмостратиграфическая интерпретация региональных сейсмических профилей и материалов 3D сейсморазведки, а также данные глубокого бурения пяти скважин позволили уточнить границы и особенности внутреннего строения платформы. Визейско-башкирские отложения в разрезе представлены карбонатными породами различных фациальных зон изолированной платформы – органогенных построек и их краевых частей (баундстоунами, грейнстоунами), а также прилегающих лагунных и глубоководных областей (вак-, пак- и мадстоунами). Основная часть карбонатонакопления и формирования высокоамплитудных органогенных построек приходится на период высокого стояния моря (HST), постройки образуются в бортовых зонах платформы с наветренной стороны, в центральной части также могут возникать небольшие патч-рифы. Фундаментальные принципы карбонатной седиментации были использованы для построения моделей осадконакопления, где прослежены зоны распространения рифовых, лагунных, склоновых и глубоководных фаций, а также зоны улучшенных коллекторских свойств пород, приуроченных к границам комплексов (SB). Для оценки общей толщины карбонатных образований каменноугольного возраста Темирского массива составлена карта толщин, включающая отложения между отражающими горизонтами Р₂ и Р_2-1. На основании исследований, проведенных в рамках настоящей работы, построены итоговые фациальные карты, где дан прогноз развития органогенных построек визейско-башкирского возраста.

Список литературы

1. Оренбургский тектонический узел: геологическое строение и нефтегазоносность // Под ред. Ю.А. Волож, В.С. Парасына. – М.: Научный мир, 2013. – 261 с.

2. Сим Л.А., Сабиров И.А., Гордеев Н.А. Новейшее напряженное состояние Мангышлака и возможное его влияние на распределение месторождений углеводородов // Экспозиция Нефть Газ. – 2019. – № 4 (71). – С. 22–27.

3. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. Монография. – М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2016. – 244 c.

4. Ажгалиев Д.К. Особенности формирования карбонатных толщ в верхнем палеозое на востоке Прикаспийского бассейна в связи с перспективами нефтегазоносности // Территория Нефтегаз. – 2017. – №. 7–8. – С. 22–36.

5. Гурьянов А.В. Генетические типы и вторичные преобразования карбонатных пород как основа для прогнозирования их коллекторских свойств: дис. … канд. геол.-мин. наук. – М., 1990. – 205 с.

Промышленная нефтегазоносность карбонатного девонско-каменноугольного комплекса юго-восточной части Прикаспийской впадины в зоне развития карбонатных платформ доказана в пределах крупных высокоамплитудных структур Приморского свода: Кашаган, Тенгиз, Королевская. Для стабилизации добычи углеводородов и повышения экономической эффективности необходимо существенное пополнение активных запасов как за счет открытия и разведки новых месторождений, так и за счет доизучения старых промыслов.

В статье на основе принципов и концепций секвентной стратиграфии рассмотрено строение верхнепалеозойского комплекса пород площади Каратон-Бирлестик. Подсолевые отложения каменноугольного и девонского возрастов представлены карбонатными породами различных фациальных зон изолированной платформы – органогенных построек, их краевых частей (баундстоунами, грейнстоунами), а также прилегающих лагунных и глубоководных областей (вак-, пак- и мадстоунами). Интерпретация региональных сейсмопрофилей и материалов 3D сейсморазведки с учетом данных глубокого бурения позволила уточнить особенности внутреннего строения карбонатных комплексов площади Каратон-Бирлестик, а также проследить зоны развития рифовых построек. Верхнедевонский карбонатный массив согласно анализу сейсморазведочных данных представляет собой единую приподнятую структуру с локальными сводами. В породах визейско-башкирского комплекса выделяются высокоамплитудные структуры (до 300 м), сформировавшиеся в результате унаследованного рифообразования, которые могут служить ловушками для углеводородов. Согласно результатам проведенной комплексной интерпретации геолого-геофизической информации для наиболее точного прогноза распространения пород-коллекторов необходимо учитывать влияние условий осадконакопления. В зависимости от принадлежности отложений к определенной литофациальной зоне, фильтрационно-емкостные свойства могут значительно изменяться. Так грейнстоуны и баундстоуны органогенных построек и их краевых частей площади Каратон-Бирлестик характеризуются наилучшей пористостью и проницаемостью за счет влияния вторичных изменений, которые способствовали увеличению пустотного пространства.

Список литературы

1. Выделение геоэлектрических неоднородностей в образованиях осадочного чехла в пределах блока Каратон-Саркамыс на основе технологии магнитотеллурических зондирований (МТЗ): дис. … д-ра философии. – Алматы, 2019. – 153 с.

2. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. Монография. – М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2016. – 244 с.

Одним из важных направлений повышения технологической и экономической эффективности строительства скважин является применение качественных систем буровых растворов, обладающих свойствами, соответствующими геологическим условиям бурения, и невысокой стоимостью. Имея соответствующую лабораторную базу, специалисты СП «Вьетсовпетро» разрабатывают и совершенствуют системы бурового раствора, отвечающие геологическим условиям месторождений СП «Вьетсовпетро» и современным требованиям обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы, а также позволяющие применять современные роторные управляемые системы. Разработаны системы буровых растворов от простой рецептуры системы ингибированного алюмокалиевого раствора до более совершенных современных биополимерных систем. Совершенствование рецептур осуществлялось собственными силами СП «Вьетсовпетро» с изучением современных материалов и реагентов, проведением значительного количества лабораторных исследований.

Для повышения ингибирующей и смазывающей способности, алюмокалиевый буровой раствор доработан путем добавления ингибиторов, образующих при высокой температуре на забое скважины эмульсию, которая способствует ингибированию глинистых сланцев и снижает крутящий момент при вращении бурового инструмента. Дальнейшее совершенствование рецептуры заключалось в применении анионного полимера, который использован в качестве ингибитора набухания глины и инкапсулятора твердых частиц выбуренного шлама. С целью стабилизации рН и эффективной работы смазочных добавок, исключены алюмокалиевые квасцы и вместо полиалкиленгликоля в рецептуру включен полиэтиленгликоль, который эффективно работает при высоких температурах на забое скважины более 80 °C. Следующим этапом развития, применяемого в СП «Вьетсовпетро» бурового раствора, стало применение в рецептурах современных реагентов компании BASF. После успешных лабораторных испытаний, запланированы опытно-промысловые испытания таких рецептур.

Разработанные рецептуры, содержащие современные химические реагенты, имеют высокие показатели ингибирующей способности, термостабильности и стабильности pH и могут конкурировать с высококачественными растворами сервисных компаний, при этом отличаются более низкой стоимостью.

Список литературы

1. Рязанов Я.И. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.

2. Investigating the Effect of Polythin and Polydrill on the Properties of Drilling Fluids / А.R. Nasiri, M. Valizadeh, H. Norouzi, M. Hemmati // Journal of Petroleum Science and Technology. – V. 2. – No. 1. – Р. 37–42.

В настоящее время качественное вскрытие промышленных объектов при разработке месторождений в Восточной Сибири становиться наиболее актуальной проблемой. Вскрытие продуктивного пласта насыщенным солевым раствором и невозможность применения арсенала технологий, применяемых в регионах Западной Сибири для интенсификации притока скважин, таких как гидравлический разрыв пласта (ГРП) обусловливает необходимость повышения требований к процессу бурения продуктивных горизонтов. Наличие ангидрита в породе и взаимодействие его с водными растворами значительно ухудшают фильтрационно-емкостные свойства пласта. С целью повышения качества первичного вскрытия и бурения продуктивного горизонта разработан раствор на основе дизельного топлива (раствор на углеводородной основе). Проведены опытно-промысловые испытания данного раствора при бурении эксплуатационных скважин на месторождении в Восточной Сибири. Бурение интервалов под хвостовики в горизонтальных и наклонно направленных скважинах с применением раствор на углеводородной основе прошло без осложнений. В результате опытно-промысловых испытаний фактически подтверждено преимущество растворов на углеводородной основе в данных условиях. Полученные дебиты скважин, в которых бурение и вскрытие продуктивного горизонта проводилось с использованием раствор на углеводородной основе, практически в 2,5 раза превышают дебиты скважин, построенных по традиционной технологии с применением насыщенного солевого биополимерного раствора. Разработанный раствор на основе дизельного топлива сохранял приемлемые реологические свойства в условиях низкой пластовой температуры (10 °С) и высокую электростабильность. Наличие выбуренной породы в объеме раствора не влияло на реологические параметры в системе, значения пластической вязкости, динамическое и статическое напряжения сдвига оставались стабильными, несмотря на загрязнение раствора. Показана возможность повторного использования раствор на углеводородной основе, что позволит значительно снизить затраты на приготовление раствора.

Список литературы

1. Конесев В.Г., Хомутов А.Ю. Результаты применения растворов на углеводородной основе при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Газпром-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 44–45.

2. Горная энциклопедия/под ред. Е.А. Козловского. – М.: Изд-во «Советская энциклопедия», 1984. – 560 с.

В статье рассмотрены результаты исследований, направленных на повышение структурно-прочностных и механических свойств тампонажных и изоляционных материалов на основе цементов, в том числе облегченных, применяемых для предупреждения и устранения зон поглощения различной интенсивности. Задача исследований заключалась в подборе перспективных полимерных добавок или наполнителей и проверке их влияния на повышение стойкости облегченного цементного камня, подверженного динамическим воздействиям в результате различных технологических операций в процессе бурения. Для решения поставленной задачи предложено комплексное применение в рецептуре тампонажного состава высокомолекулярного полимера в двух агрегатных состояниях, обеспечивающего поддержание герметичности сформированного облегченного цементного камня, а также обеспечение его целостности за счет проявления эффекта «самозалечивания». Создана экспериментальная установка, предназначенная для лабораторных исследований физико-механических и структурно-прочностных свойств образцов облегченных цементно-пенных тампонажных составов. На основе полученных результатов экспериментальных исследований получены рецептуры облегченных тампонажных изоляционных составов для устранения высокоинтенсивных поглощений бурового раствора. Кроме того, при проведении экспериментов выявлена и подтверждена способность частично разрушенных образцов облегченных цементно-пенных тампонажных составов, содержащих высокомолекулярный полимер одновременно в гидрофобном и гидрофильном состоянии, к регенерации. Так называемый эффект «самозалечивания» обеспечивает восстановление целостности и поддержание герметичности цементного камня во времени в условиях динамических воздействий.

Полученные результаты могут быть использованы как при проведении мероприятий по устранению зон поглощений, так и в процессе цементирования скважин с применением облегченных тампонажных составов.

Список литературы

1. Самсыкин А.В., Ярмухаметов И.И., Самсыкина А.В. Оптимизация тампонажных составов для борьбы с поглощениями в процессе строительства скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 32–34.

2. Подбор тампонажных составов для проведения ремонтно-изоляционных работ в низкопроницаемых интервалах / В.А. Шайдуллин, Е.А. Левченко, О.И. Валиева, Ахмеров И.А. // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 94–98.

3. Прогнозирование параметров бурения для оптимизации проектирования строительства скважин / С.Р. Галеев, Ю.Б. Линд, А.Л. Хашпер [и др.] // Булатовские чтения. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2018. – С. 66–71.

4. Комкова Л.П., Перескоков К.А., Самсыкин А.В. Современный изоляционный состав для борьбы с высокоинтенсивными поглощениями промывочной жидкости // Нефть.Газ.Новации. – 2018. – № 6. – С. 57–58.

5. Самсыкин А.В., Галиев А.Ф. Теоретические аспекты разработки цементно-полимерных составов для борьбы с высокоинтенсивными поглощениями // Практические аспекты нефтепромысловой химии. – Уфа: ООО «БашНИПИнефть», 2014. – С. 50–53.

6. Self-Healing Polymers and Composites / B.J. Blaiszik, S.L.B. Kramer, S.C. Olugebefola [et al.] // Annu. Rev. Mater. Res. – 2010. – V. 40. – Р. 179–211.

Модели залежей углеводородного сырья являются высоконеопределенной математической системой, так как базируются на большом объеме информации, имеющей разные уровни погрешности. Высокая степень неопределенности может приводить к большим объемам дополнительных затрат на обустройство нового месторождения. Поэтому основной целью при проектировании объектов разработки является поиск путей снижения рисков, в том числе за счет корректного выбора пласта-аналога. Задачу поиска аналогов нередко ассоциируют с поиском «объекта-близнеца», т.е. объекта, наиболее схожего по некоторым параметрам, характеристикам и т.п. В России имеется большое количество неразрабатываемых нефтегазовых залежей разной степени изученности, открываются новые месторождения и новые залежи на разрабатываемых месторождениях. Для таких объектов необходимо выполнять оценку перспективности коммерческого использования. С учетом неопределенности исходных данных, необходимых для прогнозирования, а также из-за сложного влияния различных геолого-физических факторов на показатели разработки, трудоемкости и длительности корректного гидродинамического моделирования процесса конусообразования, зачастую многие задачи решаются с применением метода аналогий. Поэтому для прогнозирования технико-экономических показателей разработки неразрабатываемых нефтегазовых залежей важной задачей является достоверный и обоснованный выбор пласта-аналога.

В статье представлены результаты научно-исследовательских работ в части выбора объекта-аналога для неразрабатываемых нефтегазовых залежей по геолого-физическим характеристикам. Разработана методика и создан программный модуль для выбора объекта-аналога, применимый для нефтегазовых залежей в зависимости от степени их изученности. Приведено математическое описание алгоритма, основных задач, которые были решены в ходе выполнения работы, и полученные результаты.

Список литературы

1. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М.-Ижевск, 2007. – 374 с.

2. Алтунин А.Е., Семухин М.В., Кузяков О.Н. Технологические расчеты при управлении процессами нефтегазодобычи в условиях неопределенности. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – 187 с.

3. Статистические подходы к выявлению месторождений-аналогов Самарской области / И.С. Солодов, В.П. Шакшин, В.А. Колесников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 30–33.

4. Ихсанова Ф.А., Ихсанов А.И. Применение метода главных компонентов при ранжировании объектов разработки // Современные технологии в нефтегазовом деле – Междунар. науч.-техн. конф. в 2 Т. – Т. 2. – Уфа: УГНТУ, 2016. – С. 231–235.

5. Лайонз У., Плизг Г. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи. – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с.

6. Рыкус М.В. О влиянии вторичных преобразований на качество терригенных пород-коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 12 – С. 40–45.

В статье представлены результаты исследований специалистов Альметьевского государственного нефтяного института, ТатНИПИнефти, центра информационных технологий ПАО «Татнефть» по созданию информационно-программного инструмента долгосрочного планирования инвестиций для эффективной разработки нефтяных месторождений. Предиктивное планирование геолого-технических мероприятий выполняется на основе прокси-моделей месторождений с использованием высокоэффективных оптимизационных алгоритмов и элементов машинного обучения для формирования долгосрочной производственной программы проведения мероприятий в условиях ресурсных ограничений. В развитие указанных инструментов рассмотрены возможности использования нейросетевых подходов к решению задач кластеризации распределенных по годам показателей эффективности планируемых мероприятий для сокращения размерности оптимизационной задачи. Приведены сравнительные характеристики используемых оптимизационных методов. Автоматизированная генерация множества сценариев разработки нефтяных месторождений выполнена на прокси-моделях автоматизированного рабочего места (АРМ) геолога «ЛАЗУРИТ» с вычислением технико-экономических показателей планируемых геолого-технических мероприятий. В качестве геолого-технических мероприятий рассмотрены бурение вертикальных и горизонтальных скважин, зарезка боковых столов, перевод скважин на другой горизонт, использование технологии одновременно-раздельной эксплуатации, проведение гидравлического разрыва пласта. Результаты поступают на вход системы формирования долгосрочной производственной программы, которая позволяет на основе использования пакета нейросетевых и оптимизационных алгоритмов выбрать наиболее эффективный набор мероприятий, удовлетворяющий заданным макро- и микроэкономическим, ресурсным ограничениям. При этом учитывается распределение дополнительной добычи от проведения мероприятий на период более 5 лет, а мультисценарная оценка наборов мероприятий происходит внутри каждого годового периода планирования.

Список литературы

1. Денисов О.В. Формирование эффективного портфеля ГТМ нефтяной компании на основе оптимизационных и нейросетевых алгоритмов // Нефтяная провинция. – 2019. – № 1 (17) – С. 90–101.

2. Поэтапная оптимизация расстановки проектных скважин по неравномерной сетке с использованием программного модуля технико-экономической оценки запасов нефтяных месторождений / Е.Ю. Звездин, М.И. Маннапов, А.В. Насыбуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 28–31.

3. Свидетельство 2009616218 РФ. Автоматизированное рабочее место геолога «ЛАЗУРИТ» (АРМ геолога «ЛАЗУРИТ») / Р.Р. Ахметзянов, Р.Р. Ибатуллин, Ф.М. Латифуллин, А.В. Насыбуллин, С.В. Смирнов; заявитель и правообладатель ОАО «Татнефть». – № 2009612612; заявл. 29.05.09; зарег. 11.11.09, Реестр программ для ЭВМ.

4. Свидетельство на программу для ЭВМ 2018611091 РФ. КИМ Эксперт / Р.З. Сахабутдинов, Б.Г. Ганиев, А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин, Рам. З. Саттаров, С.В. Смирнов, М.А. Шарифуллина; заявитель и правообладатель ПАО «Татнефть». – № 2017662303; заявл. 29.10.17; зарег. 23.01.18, Реестр программ для ЭВМ.

5. Создание и промышленное внедрение методов управления разработкой месторождений на основе автоматизированного проектирования / А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин, Д.А. Разживин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 88–92.

6. Использование информационных технологий для совершенствования системы и контроля разработки месторождений ОАО «Татнефть» / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Г. Абдулмазитов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 10. – С. 46–49.

7. Латифуллин Ф.М., Саттаров Рам.З., Шарифуллина М.А. Использование пакета программ АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» для геолого-технологического моделирования и планирования геолого-технических мероприятий на объектах разработки ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 40–43.

8. Шарифуллина М.А., Бутусов Е.В. Разработка программного комплекса иерархического моделирования пластовых систем, сопровождения разработки и подбора ГТМ // Нефтяная провинция. – 2017. – № 4 (12). – C. 116–124.

9. Fuzzy neural network model for rules generating of the objects state determining in uncertainty / I.I. Ismagilov, L.A. Molotov, A.S. Katasev [et al.] // Helix. – 2018. – V. 8 (6). – P. 4662–4667.

10. Using models of collective neural networks for classification of the input data applying simple voting / A.N. Mustafin, A.S. Katasev, A.M. Akhmetvaleev, D.G. Petrosyants // The Journal of Social Sciences Research. – 2018. – No. 5. – P. 333–339.

11. Katasev A.S. Neuro-fuzzy model of fuzzy rules formation for objects state evaluation in conditions of uncertainty // Computer research and modeling. – 2019. – V. 11. – No. 3. – P. 477–492.

В статье рассмотрен выбор оптимальной системы разработки месторождения на стадии освоения в Западно-Сибирском регионе деятельности ПАО НК «Роснефть». Запасы нефти на лицензионном участке сконцентрированы в низкопроницаемых коллекторах ачимовских и тюменских отложений и относятся к категории трудноизвлекаемых, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой степенью неоднородности коллекторов. Выполнены многовариантные расчеты различных систем разработки на секторной гидродинамической модели дистальной глубоководной части ачимовских отложений. Рассчитаны оптимальная длина горизонтального участка ствола и плотность сетки скважин выбранных систем разработки. Показано, что оптимальной системой разработки является рядная система горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП) с длиной ствола 1500-1800 м, расстоянием между рядами скважин 200 м и дистанцией между пяткой и носком горизонтальной скважины в ряду 200 м. Большой объем бурения длинных стволов в сложных коллекторах требует специального оборудования и технологических решений, которые проходят апробацию в рамках опытно-промышленных работ. В качестве базовой принята система разработки с горизонтальными скважинами длиной 1200-1300 м, экономически и технологически эффективная для данных типов пластов. На основании проведенных расчетов предложена серия оптимизационных мероприятий, реализация которых позволит увеличить эффективность разработки, в том числе увеличение количества стадий ГРП; применение нагнетательных горизонтальных скважин. Это позволит увеличить число добывающих горизонтальных скважин без изменения размеров кустовой площадки. Уменьшение расстояние между рядами скважин с 300 до 200 м повысит эффективность системы поддержания пластового давления. Увеличение длин горизонтальных стволов от 1000 до 1200-1300 м дает возможность вовлечь в разработку на ранней стадии дополнительные запасы нефти. Запланирован ереход на бурение горизонтальных стволов длиной 2000 м и более при выходе в краевые области пласта после завершения опытно-промышленных работ.

Список литературы

1. Подбор оптимальных систем разработки для текущих зон бурения в условиях неопределенности геологических и технологических параметров / Д.Р. Нурлыев, И.И. Родионова, М.А. Шабалин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С.60–63.

2. Разработка трудноизвлекаемых запасов в регионе деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» / М. Шабалин, Г. Хабибуллин, И. Родионова [и др.] // SPE-196753-MS. – 2019.

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

4. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта на северной лицензионной территории Приобского месторождения / А.М. Зорин, Т.С. Усманов, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 122–125.

5. Оптимизация проектных решений и систем заканчивания скважин при разработке пластов, характеризующихся сверхнизкопроницаемым и сверхнеоднородными коллекторами / И.И. Родионова, М.А. Шабалин, А.А. Мироненко, Г.И. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 72–76.

Многочисленные аналитические уравнения, полученные для определения притока жидкости в скважинах с горизонтальным окончанием, демонстрируют невысокую достоверность и сложность практического использования. В статье обосновано применение вероятностно-статистических методов при исследовании притока жидкости в такие скважины. Для проведения исследований использован накопленный опыт эксплуатации скважин турнейско-фаменского объекта разработки Шершневского месторождения, в том числе данные об измерении дебитов и геолого-технологические параметры, которые влияют на дебиты (пластовые, забойные и затрубные давления, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициенты проницаемости и пьезопроводности, скин-фактор, длина горизонтального участка ствола). Фильтрационные параметры определены при интерпретации кривых восстановления давления, при этом использованы три способа: графоаналитический метод с учетом (Ю.П. Борисова) и без учета (касательной) послепритока, анализ производной давления в билогарифмических координатах (Saphir). Целью такого подхода к интерпретации являлся выбор наиболее достоверного из трех, по сути косвенных, методов определения фильтрационных параметров при отсутствии прямых измерений. В результате детального статистического анализа установлены различия в законах формирования дебитов скважин с горизонтальным окончанием ствола на Шершневском месторождении в разных их диапазонах. Разработаны многомерные математические модели, позволяющие определять дебиты скважин в рассматриваемых условиях по использованному в качестве исходных данных комплексу геолого-технических показателей. Достоверность моделей подтверждена статистическими параметрами и высокой сходимостью расчетных и фактических дебитов. Анализ разработанных моделей позволил установить индивидуальные для рассматриваемых условий закономерности формирования дебитов. Основным фактором, управляющим производительностью условно высокодебитных скважин, является пластовое давление; условно низкодебитных – длина горизонтального участка ствола. Построение многомерных математических моделей определения дебитов позволило решить такую актуальную задачу, как выбор наиболее достоверного из трех косвенных методов определения фильтрационных параметров пласта.

Список литературы

1. Зайцев Р.А., Мартюшев Д.А. Эксплуатация скважин с горизонтальным окончанием в различных геолого-физических условиях (на примере месторождений Пермского края) // Бурение и нефть. – 2019. – № 5. – С. 42–46.

2. Технологии геофизических исследований бурящихся и эксплуатируемых горизонтальных скважин / А.В. Шумилов, В.И. Костицын, А.Д. Савич [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – С. 48–52.

3. Савич А.Д., Черных И.А., Шумилов А.В. Повышение эффективности геофизических исследований в горизонтальных скважинах // Геофизика. – 2011. – № 5. – С. 70–80.

4. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. – М.: Недра, 1964. – 154 с.

5. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. – SPE-15375-PA. – 1988.

6. Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontalwell flow efficiency // SPE-19414-PA. – 1991.

7. Управление моделью установившегося притока жидкости к горизонтальной скважине и трещине бесконечной проводимости / А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев, В.В. Васильев, А.Н. Астахова // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2014. – № 6. – С. 27–32.

8. Стационарный дебит горизонтальных скважин в рядных системах разработки / М.М. Хасанов, О.Ю. Мельчаев, А.П. Рощектаев, О.С. Ушмаев // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 48–51.

9. Методика определения забойного давления с использованием многомерных моделей / В.И. Галкин, И.Н. Пономарева, И.А. Черных [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 40–43.

10. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – № 19. – С. 145–154.

11. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Колтырин А.Н. Разработка вероятностно-статистических моделей для оценки эффективности применения пропантного гидравлического разрыва пласта (на примере объекта Тл-Бб Батырбайского месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 17. – №1. – С. 37–49.

12. Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Исследование особенностей выработки запасов трещинно-поровых коллекторов с использованием данных гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 102–104.

13. Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А., Ахметова М.И. Оценка оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин на примере Озерного месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 60–63.

14. Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А. Оценка достоверности определения фильтрационных параметров пласта на основе анализа добычи и кривых стабилизации давления // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 111–113.

В статье показано, что традиционная версия геолого-гидродинамических моделей нефтегазовых месторождений на основе компьютерного подхода не является единственно возможной и, более того, сдерживает развитие моделирования в целом, поскольку не является по-настоящему математической. Предложена новая методика построения геолого-гидродинамических моделей нефтегазовых месторождений. Модели имеют непривычный вид и не предназначены для визуального анализа, но в то же время более эффективны для компьютерного прогноза. Новые математические геологические и гидродинамические модели представляют собой каскады из нечетко-логических матриц. Матрицы геологической модели формируются из пространственных координат и геологических параметров, в матрицы гидродинамической модели дополнительно включается временная координата. Число нечетко-логических матриц может доходить до нескольких тысяч. С использованием полученных матриц можно строить функции принадлежности и прогнозировать значения исследуемых параметров, например, перспективность нового бурения, распределение остаточных запасов или уровни добычи углеводородов. Предложенная конструкция геолого-гидродинамических моделей из набора каскадов матриц может показаться сложной. Однако расчет этих каскадов выполняется полностью автоматически и не требует дополнительного контроля. Каскады матриц являются математическими функциями, а не иллюстрациями геологического строения исследуемых объектов, и они непосредственно используются для прогнозных расчетов. Формирование каскадов нечетко-логических матриц является новой формой машинного обучения. Для этого целесообразно задействовать большие объемы исходных данных. Применение нового метода машинного обучения на основе каскада нечетко-логических матриц открывает дополнительные возможности для применения методов искусственного интеллекта в геолого-гидродинамическом моделировании нефтегазовых месторождений.

Список литературы

1. Халимов Э.М. Детальные геологические модели и трехмерное моделирование // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3. – С. 1–10. – http://www.ngtp.ru/rub/11/41_2012.pdf.

2. Development of a Surrogate Reservoir Model (SRM) for fast track analysis of a complex reservoir / S.D. Mohaghegh, A. Modavi, H. Hafez [et al.] // International Journal of Oil, Gas, and Coal Technology. – 2009. – № 1 (2). – P. 2–23.

3. Новый адаптивный подход к геолого-гидродинамическому моделированию длительно разрабатываемых месторождений и залежей / Е.Н. Тараскин, И.С. Гутман, С.А. Руднев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 78–83.

4. Михайловский А.А. Применение упрощенных газогидродинамических прокси-моделей для оперативных технологических расчетов газовых промыслов и подземных хранилищ // Вести газовой науки: Актуальные проблемы добычи газа. – 2018. – № 1 (33). – С. 193–202.

5. Hudson J. Technology Focus: Intelligent Fields Technology // Journal of Petroleum Technology. – 2016. – № 68/5. – 70 p.

6. Перспективные технологии Big Data в нефтяном инжиниринге: опыт компании «Газпром нефть» / М.М. Хасанов, Д.О. Прокофьев, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 76–79.

7. From Mega Cell to Giga Cell Reservoir Simulation / A.H. Dogru, L.S.K. Fung, T.M. Al-Shaalan [et al.] // SPE-116675-MS. – 2008.

8. Четверушкин Б.Н., Дородницын Л.В. Кинетически согласованные схемы в газовой динамике // Математическое моделирование. – 1999. – № 5. – С. 84–100.

9. Lantz B. Machine Learning with R. – Birmingham–Mumbai: Packt Publishing, 2015. – 452 p.

10. Система поддержки многовариантного моделирования: анализ пространства неопределенности / А.В. Безруков, А.Р. Мухарлямов, В.А. Байков, В.И. Савичев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 14–16.

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений возникает проблема, связанная с изменением высоты устья скважин. Основными причинами изменения высоты устья скважин, встречающимися в практике, являются ранний заезд буровой установки на вновь отсыпанный куст и вспучивание/просадка грунта в процессе эксплуатации. При работе на скважинах с высоким устьем возрастет риск получения травм (падения с площадок обслуживания), увеличивается время, требуемое на обслуживание, монтаж и ремонт узлов фонтанной арматуры. Кроме того, возникают трудности при постановке бригад текущего и капитального ремонта скважин, что приводит к дополнительным затратам. При работе на скважинах с низким устьем необходимо проводить земляные работы, невозможен доступ к колонной головке для ее осмотра и ремонтных работ. Изучение применяемых в настоящее время способов изменения высоты устья скважин позволило сделать вывод, что для изменения высоты устья необходимо использовать резьбовое соединение. При этом важно, чтобы место установки муфт выбиралось под конкретную скважину, т.е. необходимо разработать установку, позволяющую срезать кондуктор непосредственно на устье скважины, а после проводить нарезку резьбы для установки муфты.

В статье представлено новое оборудование, разработанное ООО «РН-Уватнефтегаз» совместно с ОАО «ГРОМ», - установка для нарезания резьбы на трубе (УНР) двух типоразмеров. УНР позволяет в три этапа привести устье скважины в положение, соответствующее проектному значению. На первом этапе выполняется срез кондуктора. Операция проводится без применения огневых работ. Второй этап – проточка конуса. После проточки конуса проводится проверка размеров конуса при помощи калибра. Третий этап – нарезание резьбы. В зависимости от вида резьбы выбирается специальное оборудование. Например, для нарезания трапецеидальной резьбы используются подкладная пластина YE4 и сменная многогранная пластина 4ERBUT075 производства компании «VARDEX». Затем осуществляются монтаж муфты и нулевого патрубка в колонную головку необходимой величины.

Приведены результаты применения разработанного оборудования на скважинах ООО «РН-Уватнефтегаз». Только за 2018 г. проведено 18 операций по изменению высоты устья скважины.