В статье рассмотрены некоторые аспекты этапов обработки и интерпретации сейсморазведочных данных, направленные на повышение эффективности прогноза коллекторских свойств пластов континентального генезиса. В качестве нового методического подхода продемонстрирована целесообразность использования дифрагированных волн для уточнения строения меандрирующих объектов. Дано описание особенностей постпроцессинга дифракционных сейсмограмм, учет которых необходим для получения информативных результатов. Кроме того, предложены методические подходы, которые могут применяться на различных этапах: объектно-ориентированная обработка, построение секвенс-стратиграфической модели континентальных отложений на примере яковлевской свиты, корреляция отражающих горизонтов, выполнение инверсионных преобразований и сравнение различных атрибутов при картировании меандрирующих объектов и других элементов эрозионного рельефа. Эффективность предложенных в статье методических подходов доказана на примере двух метрик, таких как средняя проходка добывающих скважин по коллектору на месторождении и степень подтверждения прогноза доли коллектора по сейсмическим данным, полученным в горизонтальных стволах до и после применения описанных в статье методических подходов. Полученные показатели непосредственно влияют на экономическую рентабельность разрабатываемого месторождения, по ним может быть оценена финансовая эффективность для планирования и обоснования будущих работ.

Список литературы

1. Posamentier H.W., Vail P.R. Eustatic controls on clastic deposition II — sequence and systems tract models // Sea level changes — an integrated approach. SEPM Special Publication. – 1988. – V. 42. – Р. 125–154. – http://doi.org/10.2110/pec.88.01.0125

2. Seismic stratigraphy interpretation using sequence stratigraphy. Part 2: Key definitions of sequence stratigraphy / J.C. van Wagoner, R.M. Mitchum, H.W. Posamentier, P.R. Vail // Atlas of seismic stratigraphy. AAPG Studies Geol. – 1987. – V. 1. – № 27. – P. 11–14. – https://doi.org/10.1306/bf9ab166-0eb6-11d7-8643000102c1865d

3. Shanley K.W., McCabe P.J. Perspectives on the sequence stratigraphy of continental strata // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. – 1994. – V. 78. – P. 544–568. – https://doi.org/10.1016/S0070-4571(09)06205-0

4. Posamentier H.W., Allen G.P. Siliciclastic sequence stratigraphy // Concepts and applications. SEPM, Concepts Sedimentol. Paleontol. – 1999. – V. 7. – 210 p. – https://doi.org/10.1029/EO082i013p00156

5. Состав и условия образования продуктивных толщ нижнехетской и яковлевской свит нижнего мела Ванкорского нефтегазового месторождения (северо-восток Западной Сибири) / П.А. Фокин [и др.] // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. – 2008. – № 5. – С. 12-18.

6. Черданцева Д.А., Краснощекова Л.А. Вещественный состав и условия формирования продуктивных песчаников Пур-Тазовской нефтегазоносной области (на примере Лодочного месторождения, Красноярский край) // Геосферные исследования. – 2021. – № 2. – С. 44–59. – https://doi.org/10.17223/25421379/19/4

В статье рассмотрено создание геологической модели отложений верхней подсвиты тюменской свиты для повышения точности прогноза коллекторских свойств и локализации запасов. Выделены две обстановки осадконакопления: меандрирующей речной системы в интервале пласта ЮС3 и переходных отложений дельты в интервале пласта ЮС2. Обстановки осадконакопления описаны комплексом фаций, которые объединены в четыре группы макрофаций в интервале пласта ЮС2 (дельтовые каналы, песчаные отмели и промоины, марши и болота, подводные валы) и три группы макрофаций в интервале пласта ЮС3 (поймы и болота, кревассовый глиф, речное русло). Лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) обладают фации дельтового канала и речного русла, переходными – фации подводных валов, пляжей, отмелей и промоин, кревассового глифа, худшими – фации пойм, маршей и болот. Это улучшение ФЕС связано с повышением динамики водной среды, в которой накапливались отложения. Для макрофаций дана характеристика по данным геофизических исследований скважин (ГИС): установлены средние ФЕС, уточнены граничные значения пористости для выделения коллекторов. Лучшие коллекторы приурочены к фациям речного русла, дельтового канала и подводного вала. По результатам интерпретации данных сейсморазведки 3D (срезы куба спектральной декомпозиции и других атрибутов) составлены фациальные карты-схемы отложений. Построенная детальная геологическая модель с количественными морфологическими параметрами фаций позволит вовлечь в разработку запасы углеводородов низкопроницаемых отложений тюменской свиты.

Список литературы

1. Уолкер Р., Джеймс Н. Фациальные модели / пер. с англ. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2017. – 902 с.

2. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. – Тверь: ООО «Издательство ГЕРС»,

2011. – 152 с.

3. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972–1012.

4. Типизация отложений тюменской свиты по степени гидродинамической активности условий осадконакопления при создании петрофизической модели и дифференцированной интерпретации геофизических исследований скважин / Т.Г. Исакова, А.С. Персидская, О.В. Хотылев [и др.] // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 2. – С. 172–185. - https://doi.org/10.18599/grs.2022.2.16

5. Актуализация геологической модели среднеюрских отложений при мониторинге скважин / Г.Т. Габдуллина, Э.Д. Сулейманов, А.З. Карарова, А.М. Фахрутдинова // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 3. – С. 8–18. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-3-8-18

6. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел –литологических ловушек нефти и газа. – М.: Недра, 1984. – 260 с.

7. Орешкова М.Ю., Ольнева Т.В. Комплексный подход к моделированию геометрии отложений палеорусловых систем тюменской свиты Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Сейсморазведка в Сибири и за ее пределами, материалы научно-практической конференции. – 2023. – С. 129–134.

В статье рассмотрены особенности изменения коллекторских свойств продуктивных пластов нижней подсвиты покурской свиты в зависимости от литологического и минералогического состава, текстуры горных пород, фильтрационно-емкостных и порометрических характеристик. Особенностью изучаемого разреза является его высокая геологическая неоднородность как по вертикали, так и по латерали. В результате комплексного анализа материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторных исследований керна установлено, что по петрофизическим свойствам продуктивные отложения можно разделить на несколько петротипов. Под петротипами в данной работе понимаются отдельные группы горных пород, характеризующиеся общими ключевыми параметрами: коэффициентами пористости, глинистости, остаточной водонасыщенности, проницаемости. Перечисленные коэффициенты взаимосвязаны и зависят от минералогического и гранулометрического состава, структуры порового пространства, характера смачиваемости и других факторов, отражающих условия седиментации и последующие вторичные преобразования. В результате анализа коллекции образцов керна в разрезе выделены пять основных петротипов: массивные, слоистые, глинистые, плотные (карбонатизированные) и углистые. Для дальнейшего прогноза петротипов в скважинах без отбора керна по материалам стандартного комплекса ГИС обоснованы качественные и количественные критерии, которые можно использовать как для уточнения фильтрационно-емкостных свойств пород разреза при геологическом моделировании, так и для принятия оперативных решений по корректировке траектории бурения при проводке горизонтальных стволов.

Список литературы

1. Корреляция пластов континентального генезиса на примере покурской свиты Берегового месторождения / В.В. Касаткин, К.В. Светлов, КФ. Миропольцев, Ю.И. Шилов // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2021. – Вып. 4 (35). – С. 13–20. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2021-35.art2

2. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А.Э. Конторович, С.В. Ершов, Ю.Н. Казаненков [и др.] // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № 5–6. – С. 745–776.

3. Привалова О.Р., Тайгина М.Е., Асылгареев И.Н. Комплексное применение методов исследований скважин и керна при обосновании коллекторских свойств продуктивных толщин на примере малоизученных карбонатных отложений сеномана // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 9. – С. 45–49. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-9-45-49

4. Критерии выделения петрофизических типов пород методами ГИС в разрезе отложений среднего карбона нефтяных месторождений северо-западной части Башкортостана / Г.Р. Аминева, Т.В. Бурикова, Р.В. Мирнов, А.М. Нигматзянова // Вестник академии наук РБ. – 2020. – № 2 (98). – С. 26–35. – https://doi.org/10.24411/1728-5283-2020-10203

5. Тиаб Д., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. – М.: Премиум Инжиниринг, 2009. – 868 с.

В современной практике выделение коллекторов в пределах продуктивных пластов, как правило, осуществляется с использованием граничных значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, определенных по результатам исследований керна. Еще в 80-е годы ХХ века В.Д. Ильиным и другими исследователями была предложена модель трехслойного строения природных резервуаров, которая подразумевает выделение коллекторов в пределах залежей углеводородов, а также «истинных» и «ложных» (толщ рассеивания) флюидоупоров. Объектом исследования является нефтяное месторождение, расположенное в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Продуктивный разрез исследуемого месторождения представлен двумя пластами, нижний из которых приурочен к отложениям гжельского яруса верхнего карбона, верхний – к отложениям ассельского яруса нижней перми. Основой для проведения работ послужили результаты геолого-геофизических исследований 30 скважин, лабораторного изучения керна по шести скважинам, испытаний скважин, а также замеры пластового давления, полученные при проведении гидродинамического каротажа в двух скважинах. В статье представлены данные, подтверждающие возможность трехслойного строения природных резервуаров в карбонатных породах, методика выделения флюидоуопоров и толщ рассеивания по данным комплекса геолого-геофизических исследований и результатам лабораторного анализа керна, а также обоснование надежности выделенного флюидоупора. Материалы для данной публикации подготовлены в рамках сотрудничества с Институтом проблем нефти и газа РАН.

Список литературы

1. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Северо-Карско-Баренцевоморская. Лист R-39,40 – о. Колгуев – прол. Карские Ворота. Объяснительная записка / В.А. Журавлев, Е.А. Кораго, Д.А. Костин [и др.]. – СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2014. – 405 с.

2. Шабурова М.Е., Орлов Н.Н. Выделение зон улучшенных фильтрационно-емкостных свойств на примере нефтяного месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 4. – С. 16–21. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-4-16-21

3. Сотникова А.Г. Зоны нефтегазонакопления и приоритетные направления воспроизводства запасов нефти в карбонатных комплексах Варандей-Адзьвинского авлакогена // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – № 5. – http://www.ngtp.ru/rub/6/4_2010.pdf

4. Суворова Е.Б. Литология и обстановки накопления верхневизейско-нижнепермских отложений Печорского шельфа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/2/25_2012.pdf

5. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М. Тверь: ВНИГНИ, НПЦ Тверьгеофизика, 2003. 258 с.

6. Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре: Методические рекомендации /

В.Д. Ильин [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 1982. – 52 c.

7. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре: Методические указания /

В.Д. Ильин [и др.] – М.: ВНИГНИ, 1986. – 68 c.

8. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности / Е.С. Ларская [и др.] – М.: Недра, 1987. – 237 с.

9. Хитров А.М, Ильин В.Д., Савинкин П.Т. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре: Методическое руководство. – М.: ВНИГНИ, 2002. – 63 c.

10. О рисках геолого-разведочных работ на приразломные залежи углеводородов / А.М. Хитров, Е.М. Данилова, И.Н. Коновалова, М.Н. Попова // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2023. –

№ 4. – С. 20–32. – https://doi.org/10.33285/1999-6942-2023-4(220)-20-32

Работа посвящена исследованию природных явлений, таких как инверсии и экскурсы геомагнитных полюсов Земли, которые, предположительно, могут инициировать процессы, способствующие образованию углеводородов (УВ) и их последующему геохимическомупреобразованию. Статья содержит научно-детерминистическое обоснование необходимости проверки этой гипотезы, которая появилась в ходе развития концепции члена-корреспондента РАН И.И. Нестерова, посвященной роли радикальных реакций в формировании залежей УВ при достижении определенных термобарических и энергетических условий, возникающих за счет дискретности природных геомагнитных полей. Поводом для рассмотрения этой проблемы являются опубликованные в 2019-2023 гг. результаты лабораторных экспериментов, свидетельствующие о том, что магнитное поле может выступать катализатором в радикальных реакциях. В статье подробно освещаются проблемы классической осадочно-миграционной теории формирования залежей углеводородов, а также предлагается альтернативный взгляд на природные процессы, способствующие формированию залежей нефти. Концептуально исследование базируется на биогенной теории происхождения УВ, но отрицается возможность их миграции на значительные расстояния, подтверждая принцип in situ. Глубокое понимание механизмов формирования месторождений нефти и газа может способствовать разработке эффективных технологий добычи УВ, включая трудноизвлекаемые запасы, а также созданию новых геолого-поисковых критериев.

Список литературы

1. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири / И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский, А.Я. Малыхин [и др.] / М.: Недра, 1987. − 256 с.

2. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефтей. Пер. с англ. // Под ред. Н.Б. Вассоевича. – М.: Мир, 1981. – 502 с.

3. Хант Д.М. Геохимия и геология нефти и газа. – М.: Мир, 1982. – 704 с.

4. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти: избранные труды. – М.: Наука, 1986. – 368 с.

5. Нестеров И.И. Проблемы геологии нефти и газа второй половины ХХ века. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 608 с.

6. Нежданов А.А., Смирнов А.С. Флюидодинамическая интерпретация сейсморазведочных данных. – Тюмень: ТИУ, 2021. – 291 с.

7. Меленевский В.Н. Моделирование катагенетического преобразования органического вещества рифейского аргиллита в условиях аквапиролиза (биомаркерные аспекты проблемы) // Геохимия. − 2012. − № 5. − C. 470−482.

8. Нестеров И.И. Генезис и формирование залежей углеводородов // Геология нефти и газа. – 2004. – № 2. – С. 38–47.

9. Нестеров И.И. Нефть черных сланцев // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 1997. – № 5. – С. 46–52.

10. Нестеров И.И., Печеркин М.Ф. Урайский нефтегазовый комплекс Западной Сибири: к 50-летию начала добычи нефти и газа в Западной Сибири и

к 55-летию открытия УНГК. – Тюмень: Сити-пресс, 2015. – 352 с.

11. Изменение структуры и состава органических веществ под действием электронного облучения / В.А. Полубояров, О.В. Андрюшкова, М.Ю. Булынникова [и др.] // Сибирский химический журнал. − 1992. − № 2. − С. 118–124.

12. Электронные парамагнитные центры природных органических веществ при пиролизе / В.А. Полубояров, О.В. Андрюшкова, Ю.Г. Гладышев [и др.]. −

Новосибирск: Институт химии твердого тела и переработки минерального сырья СО АН СССР, 1988.

13. Нестеров И.И., Каширцев В.А., Меленевский В.Н. Адамантаны в нефтях сеноманских отложений Западной Сибири // Горные ведомости. – 2011. − № 6 (85). − С. 82–88.

14. Экспериментальные исследования радикальных реакций преобразования углеводородного сырья / И.И. Нестеров, В.М. Александров, А.А. Пономарев [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2019. – № 4. – С. 57–69.

15. Impact of geomagnetic fields on the geochemical evolution of oil / A.A. Ponomarev [et al.] // Processes. – 2022. – V. 10. – No 11. – P. 2376. – http://doi.org/10.3390/pr10112376

16. A new set of search criteria for oil deposits in oil-bearing sediments based on geochemical and geophysical information / A.A. Ponomarev [et al.] //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 208. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109794

17. Magnetic field impact on geochemistry of soluble organic matter when heat-treating oil shales and search for analogies in nature / A.A. Ponomarev [et al.] // Physics and Chemistry of the Earth, Parts A/B/C. – 2023. – V. 129. – P. 103306. – http://doi.org/10.1016/j.pce.2022.103306

18. Controversial issues of hydrocarbon field formation and the role of geomagnetic fields / A.A. Ponomarev [et al.] // International Journal of Geophysics. – 2022. –

V. 2022. – № 1. – P. 2834990. – http://doi.org/10.1155/2022/2834990

В статье предложена методика расчета глубины спуска кондуктора и промежуточных колонн в скважины в условиях возможных газонефтеводопроявлений, уточняющая и конкретизирующая требования действующих регламентирующих документов. Глубина установки башмака кондуктора должна обеспечивать перекрытие неустойчивых пород, склонных к текучести, исключать разрыв пород при опрессовке цементного кольца за кондуктором после разбуривания башмака, а также исключать разрыв пород во всем интервале открытого ствола скважины ниже башмака кондуктора под действием внутреннего давления при замещении бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины. Указанные требования формализованы в виде набора уравнений и неравенств отдельно для заполнения скважины нефтью, газом или газожидкостной смесью. Расчет глубины спуска кондуктора, удовлетворяющий всем требованиям, может быть проведен вручную по приведенному набору уравнений, однако для этого требуется выполнение сложной последовательности вычислений, включающей поочередную проверку соблюдения нескольких условий. Предложенная методика реализована в виде компьютерной программы, позволяющей автоматизировать вычисления. На примере одного месторождения в Западной Сибири представлен результат расчета глубины спуска кондуктора. Рассмотренная методика может применяться при проектировании конструкций нефтяных и газовых скважин.

Список литературы

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»: утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 534. – https://base.garant.ru/400156750

2. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. – М.: АО ВНИИТнефть, 1999. – 36 с.

3. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – М.: АО ВНИИТнефть, 1997. – 194 с.

4. Каюгин А.А. К расчету глубины спуска кондуктора при наличии в разрезе нескольких нефтеводонасыщенных пластов // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 11. – С. 48–51.

5. Каюгин А.А. Особенности выбора глубины спуска кондуктора в скважинах, вскрывающих несколько нефтегазоводонасыщенных пластов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 40–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-40-42

6. Кальченко А.А., Каюгин А.А., Рябцев Е.А. Специальное программное обеспечение, разрабатываемое научно-исследовательским отделом бурения Тюменского отделения «СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз» // Нефть. Газ. Новации. – 2024. – № 9. – С. 66–71.

Список литературы

1. Оганов А.С., Райхерт Р.С., Цукренко М.С. Проблемы качества очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама // Neftegaz.RU. – 2015. – № 6. – C. 32-38. - EDN: OIKKOX

2. Пат. на полезную модель № 215132 U1 РФ, МПК E21B 17/10. Центратор-турбулизатор для бурильных труб / И.Н. Бабичев, А.А. Дьяконов, Л.Б. Хузина, Д.Р. Набиуллин, Б.А. Хузин; заявитель Альметьевский гос. нефтяной институт; № 2022122924; заявл. 25.08.2022: опубл. 30.11.2022. – EDN PKNJWK.

3. Набиуллин Д.Р., Дьяконов А.А., Хузина Л.Б. Результаты численного моделирования гидродинамического течения промывочной жидкости в окрестности центратора-турбулизатора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2024. – № 4(376). – С. 10–14. – EDN MPIVAL.

4. Набиуллин Д.Р., Дьяконов А.А., Хузина Л.Б. Теоретические исследования турбулизирующей способности центратора-турбинного с различными профилями // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2024. – № 3 (375). – С. 10–16. – EDN FRYUPG.

5. Набиуллин Д.Р. Разработка центратора-турбулизатора для бурильных труб // Нефть и газ – 2024: 78-ая Международная молодежная научная конференция, Москва, 22–26 апреля 2024 г. – М.: РГУ (НИУ) имени И.М. Губкина, 2024. – С. 255–256. – EDN GGDORQ.

На современном этапе разработки нефтегазовых месторождений Урало-Поволжья одним из наиболее эффективных направлений является строительство наклонно направленных скважин, в том числе с горизонтальным окончанием ствола. Это позволяет уменьшить число скважин проектного вертикального фонда, повысить коэффициент извлечения углеводородной продукции. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин возникает множество проблем, в числе наиболее частых – прихваты и затяжки, вызванные скоплением шлама в скважине. На кафедре БНГС АГТУ ВШН разработана технология гидромеханической очистки от шлама с применением центратора-турбулизатора для бурильных труб с вращающимся элементом, основанная на создании развитого турбулентного потока жидкости, предотвращающего скопление шлама на наклонно направленных участках скважины. Обоснована теоретическая модель, позволяющая с помощью аналитических методов рассматривать течение промывочной жидкости в окрестности центратора, которая дала возможность выявить, что изменение направления потока существенно повышает турбулизирующую способность предложенной технологии за счет увеличения локального числа Рейнольдса. Проведен гидравлический расчет, по результатам которого можно сделать вывод, что в месте установки центратора-турбулизатора происходит локальное уменьшение необходимого расхода жидкости для выноса шлама.

Изоляция вскрытых коллекторов от проницаемых пластов в верхних и нижних интервалах при бурении нефтегазовых скважин является одной из важных задач при их строительстве. Наиболее распространенным технологическим приемом ее решения является закрытие продуктивных горизонтов обсадными колоннами и уплотнение затрубного пространства цементным раствором. В связи с тем, что крепление обсадной колонны осуществляется на последнем этапе строительства скважин, особое значение приобретает качественное выполнение работ, в противном случае это может привести к недооценке потенциала месторождения, потерям в добыче, газонефтеводопроявлениям и образованию грифонов. Водоцементный фактор играет основную роль в регулировании реологических показателей тампонажного раствора. Так, для гидратации клинкера требуется 22-23 % воды. Для повышения его текучести количество воды увеличивают до 45-50 % сухого цемента. При добавлении облегченных добавок этот показатель увеличивается до 100-120 %. В процессе затвердения эти факторы приводят к тому, что силы сцепления между частицами цемента становятся очень слабыми, а суспензионная среда приобретает низкую вязкость. В представленной работе проанализированы данные процессы, для повышения качества цементирования предлагается использовать высокомолекулярный полимер, суперпластификатор, металлические наночастицы и облегченный наноструктурированный цементный раствор на основе модифицированных многослойных углеродных нанотрубок. Доказана эффективность приготовления облегченного цементного раствора и его применения при укреплении интервалов.

Список литературы

1. Suleimanov B.A., Veliyev E.F., Aliyev A.A. Oil and gas well cementing for engineers. – John Wiley & Sons, 2023. – 272 р.

2. Veliyev E.F., Aliyev A.A. Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus // SOCAR Proceedings. – 2022. – № 1. – Р. 108–115. – http://doi.org/10.5510/OGP20220100637

3. Цемент тампонажный облегченный марки ПЦТ III-Об 5-50. – https://zbtm.ru/products/tamponazhnyie-materialyi-po-gost-1581-96/pczt-iii-ob-5-50

4. Moradi S.S.T., Nikolaev N.I. Sedimentation stability of oil well cements in directional wells // International Journal of Engineering. – 2017. – V. 30. – No. 7. – P. 1105-1009.

5. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2007. – С. 62–63.

6. Polymer nanocomposites for enhanced oil recovery / V.M. Shamilov, E.R. Babayev, E.S. Kalbaliyeva, F.V. Shamilov // Materials Today: Proceedings. – 2017. – V. 4. – Р. 70–74. – https://doi.org/10.1016/j.matpr.2017.09.169

7. Шамилов В.М., Бабаев Э.Р. Полимерные нанокомпозиты на основе карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц Al и Cu для увеличения добычи нефти// Территория Нефтегаз. – 2017. – № 3. – С. 34–38.

8. Шамилов В.М., Бабаев Э.Р. Разработка многофункциональных композиционных смесей на основе водорастворимых ПАВ, полимеров и металлических нанопорошков в качестве агентов вытеснения нефти // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 6. – C. 60–63.

9. Некоторые аспекты применения углеродных нанотрубок для увеличения коэффициента извлечения нефти / В.М. Шамилов, Э.Р. Бабаев, П.Ш. Маммадова [и др.] // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. – №. 1. – C. 115–120. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI100863

10. Пестерев С.В., Фатхутдинов И.Х., Дацков А.В. Новые добавки для эффективного решения технологических задач при цементировании скважин // Бурение и нефть. – 2010. – № 11. – С. 32–34.

11. Нанотехнологии в бурении / Р.А. Гурбанов [и др.]. – Баку, 2012. – 132 с.

12. Карпов А.И. Результаты исследований в области нанотехнологий и наноматериалов // Нанотехнологии в строительстве: научный Интернет-журнал. – 2014. – Т. 6. – № 6. – C. 80-95. – https://doi.org/10.15828/2075-8545-2014-6-6-80-95

13. Некоторые аспекты проектирования составов многокомпонентных композиционных материалов / Е.В. Королев, В.А. Смирнов, А.И. Альбакасов,

А.С. Иноземцев // Нанотехнологии в строительстве: научный Интернет-журнал. –2011. – № 6. – С. 32–43.

14. Suleimanov B.A., Veliyev E.F. The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing // SOCAR Proceedings. – 2016. – № 1. – Р. 4–10.

15. Application of aluminum nanoparticles in reagents for oil viscosity reduction / A.I. Abdullayev, M.J. Hamashayeva, F.V. Shamilov [et al.] // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2024. – No. 1. – Р. 017–021. – https://doi.org/10.5510/ogp2024si100956

16. Влияние добавки наномодификатора на основе углеродных нанотрубок на прочность цементного камня / А.Ф. Хузин, М.Г. Габидуллин, Н.М. Сулейманов, П.Н. Тогулев // Известия КГАСУ. – 2011. – № 2(16). – C. 185–189.

17. Перспективы применения новых технологий при цементировании нефтяных и газовых скважин / А.И.Абдуллаев [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 4. – С. 27–31.

18. Influence of carbon nanotube on properties of concrete: A review / P. Zhang, J. Su, J. Guo, Sh. Hu // Construction and buildings material. – 2023. – V. 369. – No. 10. – https://doi.org/10.1016/j.conbuildmat.2023.130388

19. Carbon Nanotubes in Portland cement concrete: Influence of dispersion on mechanical properties and water absorption / C.G.N. Marcondes, M.H.F. Medeiros, J. Marques Filho, P. Helene // Revista ALCONPAT. – 2015. – V. 5. P. 96–113. – https://doi.org/10.21041/ra.v5i2.80

20. Developments and Applications of Carbon Nanotube Reinforced Cement-Based Composites as Functional Building Materials / K. Chui, J. Chung, L. Feo [et al.] // Frontiers in Materials. – 2022. – V. 9. –https://doi.org/10.3389/fmats.2022.861646

21. А/с № 2016 0087. Облегченный тампонажный раствор / Шамилов В.М., Исмаилов Ф.С., Кулиев И.Б.; опубл. 30.08.2016 г.

22. Pat. US9499439B2. Highly dispersed carbon nanotube-reinforced cement-based materials / S.P. Shah, M. Konsta, Z.S. Metaxa.

«Зарубежнефть» с 2015 г. проводит испытания паротеплового воздействия на карбонатный пласт М, насыщенный природным битумом, на месторождении Бока де Харуко (Республика Куба). В 2020-2021 гг. в рамках второго этапа опытно-промышленных работ (ОПР) были пробурены четыре горизонтальных скважины (ГС). Принимая во внимание наличие системы трещин и незначительное расстояние между скважинами (30-100 м), особое внимание при эксплуатации скважин уделялось мониторингу и управлению режимами их работы. На протяжении периода ОПР были протестированы различные технологии теплового воздействия на пласт. В статье обобщен практический опыт, связанный с описанием поведения пласта, мониторингом его параметров (включая численное моделирование пласта), которые позволили выбрать стратегию управления закачками пара в скважины и добиться повышения энергетической эффективности ГС. Из-за отрицательных результатов первых циклов пароциклической обработки (ПЦО) в ГС было принято решение об изменении стратегии проведения обработок. Новая стратегия касалась изменения объема закачки пара в циклах и базировалась на принципе его последовательного увеличения от меньших объемов к большим (стратегия мини-ПЦО). Полученные результаты ОПР подтвердили целесообразность выбора данной стратегии, которая позволила достичь плановых показателей по проекту в целом к концу 2024 г. В 2024 г. составлен проект разработки, на основе которого объект с 2025 г. перешел на этап коммерческой эксплуатации.

Список литературы

1. Технология теплового воздействия на продуктивные пласты месторождения Бока де Харуко: вызовы, возможности, перспективы / И.С. Афанасьев,

Е.В. Юдин, Т.А. Азимов [и др.] // SPE-176699-RU. – 2015. – https://doi.org/10.2118/176699-MS

2. Выбор стратегии эксплуатации скважин на основании промысловых данных по пароциклической обработке битуминозного карбонатного коллектора месторождения Бока де Харуко / И.С. Афанасьев, А.В. Соловьёв, О.В. Петрашов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 24–27. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-24-27

3. Результаты опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на трещиноватые карбонатные пласты со сверхвязкой нефтью на месторождении Бока де Харуко / А.В. Осипов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 58–61. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-58-61

4. 4D геомеханическое моделирование разрушения покрышки для учета теплопотерь и оптимизации добычи высоковязкой нефти / Р. Меликов,

Е. Корельский, Д. Мыльников [и др.] // Сборник материалов РОЭК. – 2023. – C. 1176–1190.

5. Evaluation of Recovery Technologies for the Grosmont Carbonate Reservoirs / Q. Jiang, J. Yuan, J. Russel-Houston [et al.] // PETSOC-2009. – V. 067. – https://doi.org/10.2118/2009-067

6. Saleski Thermal Pilot AER Approval 11337/LARICINA ENERGY LTD. // Annual Presentation. – 2014.

7. Integrated Modeling of the Catalytic Aquathermolysis Process to Evaluate the Efficiency in a Porous Medium by the Example of a Carbonate Extra Viscous Oil Field / I.F. Minkhanov, V.V. Chalin, A.R. Tazeev [et al.] // Сatalysts. – 2023. – No. 13. – http://doi.org/10.3390/catal13020283

8. Оценка эффективности добычи сверхвязкой нефти методом внутрипластового каталитического облагораживания при пароциклической стимуляции: от лабораторного скрининга до гидродинамического моделирования / Р.Э. Сафина, С.А. Усманов, И.Ф. Минханов [и др.] // Георесурсы. – 2023. – № 4. – С. 106–114. – http://doi.org/10.18599/grs.2023.4.7

Статья посвящена повышению эффективности применения характеристик вытеснения (ХВ) при оценке извлекаемых запасов нефти и анализе технологической эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ). Предложена универсальная характеристика вытеснения (УХВ), которая представляет собой комбинированную модель, объединяющую несколько известных ХВ с различными весовыми коэффициентами. Методика построения УХВ включает определение постоянных коэффициентов для каждой элементарной ХВ, решение задачи минимизации отклонений расчетных значений от фактических и подбор оптимальных весовых коэффициентов. Реализован алгоритм, позволяющий автоматически строить и анализировать девять различных ХВ. Программа принимает в качестве входных данных промысловые показатели добычи нефти и жидкости, плотность пластовой нефти и воды, а также временные интервалы стабильной разработки. В ходе выполнения программа определяет оптимальный набор весов для каждого типа ХВ и строит результирующую УХВ, минимизируя среднее квадратическое отклонение от фактических данных. Тестирование предложенного метода на синтетических и ретроспективных данных показало более точные результаты по сравнению с традиционными методами, что подтверждается высоким коэффициентом корреляции УХВ во всех тестах анализируемого периода. Метод УХВ обеспечивает объективность и точность при оценке эффективности ГТМ и прогнозировании технологических показателей разработки нефтяных месторождений, что указывает на его потенциальную применимость в практике управления разработкой нефтяными месторождениями.

Список литературы

1. РД 30-9-1069-84. Методическое руководство по определению начальных извлекаемых запасов нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разработки (при водонапорном режиме) (введен в действие Приказом Миннефтепрома СССР № 341 от 06.06.1984 г.). – М.: Миннефтепром, 1983. – 63 с.

2. Повышение эффективности процесса мониторинга разработки месторождений на основе построения эталонных характеристик вытеснения / М.С. Антонов, Г.Р. Гумерова, Ю.И. Рафикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 44–48. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-4-44-48

3. Амелин И.Д. Определение извлекаемых запасов нефти по характеристикам вытеснения с учетом эксплуатации залежей до предела рентабельности // Нефтяное хозяйство. – 1982. – № 5. – С. 7–9.

4. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. – М.: Недра, 1973. – 238 c.

5. Карачурин Н.Т. Нечеткие подходы к решению обратных задач в системах добычи нефти и газа: автореф. дис. ... канд. ф.-м. н. – Уфа, 1997.

6. Мищенко К.П. Тихомирова Е.А. Оценка прогнозной способности характеристик вытеснения нефти для оперативного анализа показателей разработки месторождения // Международный научно-исследовательский журнал. – 2022. – №6 (120). DOI: 10.23670/IRJ.2022.120.6.023

7. РД-153-39.1-004. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи (принят 01.02.1994 г.). – М.: Министерство топлива и энергетики РФ; ГП «Роснефть»; РМНТК «Нефтеотдача»; ВНИИНЕФТЬ, 1996. – 88 c.

8. Численные методы / Н.И. Данилина, Н.С. Дубровская, О.П. Кваша [и др.]. – М.: Высшая школа, 1976. – 368 с.

9. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа. – 1959. – № 3. – С. 42–47.

10. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов / А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен, М.Г. Данелян // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1970. – № 11. – С. 19–22.

11. От рутинных процессов к автоматизации проектирования разработки месторождений / И.Ш. Щекатурова, Р.И. Ситдиков, М.А. Басыров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 9. – С. 75–79. – 10.24887/0028-2448-2024-9-75-79

12. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2024614574. Модуль «АвтоПТД» ПК «РН-КИН» / И.С. Антаков, М.С. Антонов,

И.В. Костригин [и др.]. – № 2024613387; заявл. 20.02.2024; опубл. 27.02.2024.

Разработка многопластовых залежей осложняется как заколонными перетоками жидкости между пластами по некачественному цементному кольцу, так и перетоками по единому пласту с водоносной частью. В добывающих скважинах это приводит к преждевременному обводнению добываемой продукции, а в нагнетательных – к нерегулируемой закачке воды в непродуктивные пласты. В работе рассмотрена проблема заколонной циркуляции (ЗКЦ) на нефтяных месторождениях. Представлены методические подходы к определению аналитических зависимостей влияния кислотных обработок на возникновение ЗКЦ. Проведены анализ и обобщение опыта внедрения технологий кислотной обработки скважин с выявлением осложняющих факторов, влияющих на возникновение ЗКЦ. Определены предполагаемые причины образования заколонных перетоков жидкости в скважинах с разделением на технико-технологические и геологические факторы. Методы исследования основаны на анализе промысловых данных, полученных по скважинам, эксплуатирующим карбонатные залежи, а также на результатах исследований с использованием методов математической статистики. Анализ данных, полученных в процессе проведенных работ, позволил определить технологические параметры, влияющие на возникновение ЗКЦ в скважинах. Результаты могут быть использованы для оптимизации технологии кислотных обработок и снижения вероятности образования ЗКЦ.

Список литературы

1. Алешкин С.В., Ханьжин С.А., Белослудцев А.В. Проблема заколонной циркуляции на скважинах Волго-Уральского региона // Бурение и нефть. – 2023. – Спецвыпуск № 2. – С. 73–75.

2. Набиуллин А.Ш., Синицына Т.И., Воронцов С.Ю. Изучение причин возникновения нарушений герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин. Разработка превентивных методов по защите обсадной колонны // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 8. – С. 88–93. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-8-88-93

3. Анализ влияния геологических и технологических факторов на эффективность проведения селективных обработок карбонатных коллекторов / Л.И. Гарипова, Э.М. Абусалимов, В.А. Соловьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 9. – С. 122–126. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-9-122-126

4. Краснов Д.Ю., Додова М.И. Снижение риска возникновения ЗКЦ при химическом воздействии на пласт // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 9. – С. 42–47.

5. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие для вузов. – М.: Высшая школа, 2003. – 478 с.

В рамках одного из проектов по скважинному микросейсмическому мониторингу гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальной скважине выполнена оценка качества обработки данных. Основная цель – оценка информативности получаемых результатов и повышение достоверности интерпретационной модели. Применялась система наблюдений, типичная для проектов мониторинга в России. Для наблюдений использовалась ближайшая скважина, сейсмоприемники находились в ее вертикальной части. Первичной задачей мониторинга было определение геометрии образующихся трещин ГРП. Оценка качества включала анализ материалов, полученных на различных этапах работ. Осуществлены корректировка обработки материалов в режиме реального времени и их независимая переобработка. Следует обратить внимание на проблемы качества исходных данных и важность подбора корректной скважины для расположения сейсмоприемников - важна не только геометрическая близость, значительное влияние оказывает также качество цементирования скважины. Отмечена возможность оценки качества установки сейсмоприемников непосредственно перед началом работ двумя способами – методом скважинной сейсмической интерферометрии и по записям наземных источников. Очень важен контроль результатов обработки данных – финальные версии локализации событий значительно отличались от первичных, что потребовало анализа внутренних материалов обработки данных. Независимая обработка частично подтвердила достоверность полученного результата, наиболее надежно при имеющемся качестве наблюдаемых данных определяется высота трещины, на определение длины или полудлины сильное влияние оказывает качество наблюдаемых материалов.

Список литературы

1. Егоров А.А. Отечественный флагманский продукт «РОСНЕФТЬ»-«РН-ГРИД» симулятор моделирования гидроразрыва пласта (ГРП) // Автоматизация и IT в нефтегазовой области. – 2021. – № 2. – С. 12–27.

2. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40.

3. Rutledge J.T., Phillips W.S. Hydraulic stimulation of natural fractures as revealed by induced microearthquakes, carthage cotton valley gas field, east texashydraulic stimulation of natural fractures // Geophysics. – 2003. – V. 68. – P. 441–452. – http://doi.org/10.1190/1.1567214

4. Опыт проведения микросейсмического мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / К.В. Торопов, А.В. Сергейчев, Р.Р. Муртазин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 23–26.

5. Cipolla C., Maxwell S., Mack M. Engineering guide to the application of microseismic interpretations // SPE-152165-MS. – 2012. – http://doi.org/10.2118/152165-MS

6. Микросейсмический мониторинг многостадийного гидроразрыва пласта в условиях сложнопостроенных коллекторов Волго-Уральского региона России / А. Конопелько [и др.] // SPE 176710-RU. – 2015. – http://doi.org/10.2118/176710-MS

7. Dohmen T., Zhang J.J., Blangy J.P. Stress Shadowing Effect Key To Optimizing Spacing Of Multistage Fracturing // The American Oil&Gas Reporter. – 2015. –

P. 72–78.

8. Maxwell S. Microseismic imaging of hydraulic fracturing: Improved engineering of unconventional shale reservoirs // Society of Exploration Geophysicists. – 2014. – http://doi.org/10.1190/1.9781560803164

9. Downhole microseismic data interpretation for media anisotropy evaluation with limited acquisition geometry in Western Siberia / S.V. Yaskevich [et al.] // Interpretation. – 2022. – Т. 10. – № 3. – P. T461–T468. – http://doi.org/10.1190/int-2021-0098.1

10. Maxwell S., Reynolds F. Guidelines for standard deliverables from microseismic monitoring of hydraulic fracturing //Microseismic Subcommittee of the CSEG Chief Geophysicists Forum. – 2012. – Т. 1. – P. 1–7.

11. Яскевич С.В., Дучков А.А., Мясников А.В. Микросейсмический мониторинг-состояние и проблемы унификации данных // Каротажник. – 2018. – № 4. –

С. 93–100.

12. Hardage B.A. An examination of tube wave noise in vertical seismic profiling data // Geophysics. – 1981. – Т. 46. – № 6. – P. 892–903. – https://doi.org/10.1190/1.1441228

13. Шехтман Г.А., Нарский Н.В. Факторы, влияющие на качество данных вертикального сейсмического профилирования // Технологии сейсморазведки. – 2011. – № 2. – С. 59–69.

14. Yaskevich S.A., Duchkov A., Myasnikov A. A case study on receiver-clamping quality assessment from the seismic-interferometry processing of downhole seismic noise recordings // Geophysics. – 2019. – Т. 84. – № 3. – P. B195–B203. – https://doi.org/10.1190/geo2018-0293.1

15. Применение интерферометрии для диагностики проблем установки сейсмоприемника в скважине / С.В. Яскевич [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2017. – № 3. – С. 75–84.

16. Vaezi Y., Van der Baan M. Interferometric assessment of clamping quality of borehole geophones // Geophysics. – 2015. – Т. 80. – № 6. – P. WC89–WC98. – http://doi.org/10.1190/geo2015-0193.1

Разработка морских месторождений углеводородов связана с повышенным уровнем неопределенностей и рисков, которые обусловлены природно-климатическими условиями, техническими и технологическими ограничениями, высокой стоимостью капитальных вложений и операционных затрат. В условиях моря управление разработкой месторождений углеводородов становится нетривиальной задачей. Одной из таких задач является определение вкладов разрабатываемых пластов в общий объем добычи. Это необходимо для мониторинга и учета извлекаемых запасов по пластам, локализации остаточных запасов, планирования и выполнения программы бурения и геолого-технических мероприятий с целью оптимизации разработки месторождений. В то же время проведение промыслово-геофизических исследований скважин не всегда технически возможно или экономически обосновано в морских условиях, что связано с ограниченной операционной доступностью буровой установки на платформе, сложными траекториями скважин. В данной статье обобщены результаты геохимического анализа нефти, выполненного для контроля и управления разработкой Пильтун-Астохского месторождения. Исследования месторождения с помощью геохимического анализа нефти охватывают период с 1999 по 2023 г. Изучена геохимическая характеристика нефтей продуктивных пластов Пильтун-Астохского месторождения и обоснована возможность разделения добычи нефти с помощью метода газовой хроматографии. Решение данной задачи является основополагающим условием для возможности количественной оценки вклада пластов в добычу нефти с помощью геохимического анализа.

Список литературы

1. Особенности контроля разработки месторождений с морских платформ / Р.Ю. Дашков, Т.Н. Гафаров, А.А. Сингуров [и др.] // Газовая промышленность. – 2022. – № 7 (835). – С. 28–38.

2. Slentz L.W. Geochemistry of Reservoir Fluids as a Unique Approach to Optimum Reservoir Management // SPE-9582-MS. – 1981. –

https://doi.org/10.2118/9582-MS

3. Geochemical Allocation of Commingled Oil Production or Commingled Gas Production / M.A. McCaffrey, D.H. Ohms, M. Werner [et al.] // SPE-144618-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/144618-MS

4. Xing Lingbo, Teerman S., Descant F. Time Lapse Production Allocation Using Oil Fingerprinting for Production Optimization in Deepwater Gulf Mexico //

SPE-193601-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/193601-MS

5. Русских Е.В., Муринов К.Ю. Применение хроматографического анализа для сопоставления составов нефтей и разделения добычи скважин, эксплуатирующих многопластовые объекты // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 28–32. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-28-32

6. Количественное распределение нефти совместно добывающих скважин на месторождении Узень с использованием геохимических исследований / Е.Ш. Сейтхазиев, Г.Г. Елтай, Ш.С. Пангереева, Н.Д. Сарсенбеков // Нефть и газ. – 2019. – № 4 (112). – С. 87–113.

7. Оперативное определение профиля притока в добывающих скважинах по химическому составу нефти и попутных вод (на примере одного из нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции) / М.С. Шипаева, К.Р. Талипова, В.А. Судаков [и др.] // Георесурсы. – 2023. – № 25 (4). – С. 121–127. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.4.9

8. Peters K., Walters C., Moldowan J. The Biomarker Guide. Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. – Cambridge: Cambridge University Press, 2005. – 471 p. – https://doi.org/10.1017/CBO9780511524868

9. Павлов Д. В., Васильев А.С. Технология геохимического анализа нефти –«oil fingerprinting» для управления скважинами и пластами // SPE-187781-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187781-MS

10. Edman J.D., Burk M.K., Geochemistry in an Integrated Study of Reservoir Compartmentalization at Ewing Bank 873, Offshore Gulf of Mexico // SPE-57470-PA. – 1999. – ttps://doi.org/10.2118/57470-PA

11. Downhole Fluid Analysis and Gas Chromatography; a Powerful Combination for Reservoir Evaluation / O.C. Mullins, J.C. Forsythe, A.E. Pomerantz // Petrophysics. – 2018. – № 59 (05). – Р. 649–671. – https://doi.org/10.30632/PJV59N5-2018a6

12. James B., Patience R. A Case Study in Using Compositional Grading to Improve Reservoir Characterization // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2008. – № 47 (07). – https://doi.org/10.2118/08-07-33

В статье рассмотрено исследование ПАВ обратного притока в композиции с наночастицами, применяемыми для улучшения обратного притока жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) с целью ускорения вывода скважины на технологический режим после проведения ГРП, а также увеличения стартового дебита скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе вода – нефть и улучшения смачиваемости горной породы. Установлено, что ПАВ обратного притока в концентрациях 2,0 и 2,5 кг/м³ демонстрирует наилучшие результаты с точки зрения растворимости и межфазной активности на границе вода - нефть. Совместное применение ПАВ с наночастицами (НЧ) позволяет достичь значительного снижения межфазного натяжения (МФН) благодаря синергетическому эффекту, в то время как растворы НЧ сами по себе малоэффективны. Оптимальные комбинации ПАВ и НЧ обеспечивают снижение МФН до 0,005 мН/м. Характер изменения МФН зависит от ряда параметров, однако наблюдается общая тенденция снижения МФН в присутствии подобранной концентрации НЧ. Кроме того, отмечается высокая гидрофилизация поверхности при использовании данных композиций, что увеличивает эффективность адсорбции ПАВ. Протестирована возможность улучшения стандартной жидкости ГРП на основе гуара с помощью ПАВ обратного притока и НЧ. Следует отметить, что стабильность растворов НЧ зависит от их концентрации и превалирующей размерности, при этом некоторые композиции подвержены осаждению.

Список литературы

1. Asadi M., Woodroof R.A. Comparative Study of Flowback Analysis Using Polymer Concentrations and Fracturing-Fluid Tracer Methods: A Field Study // SPE-101614-PA. – 2008. – http://doi.org/10.2118/101614-PA

2. Dong X., Trembly J., Bayless D. Techno-economic analysis of hydraulic fracking flowback and produced water treatment in supercritical water reactor // Energy. – 2017. – V. 133. – P. 777–783. - http://doi.org/10.1016/j.energy.2017.05.078

3. Zelenev A.S., Ellena L.B. Microemulsion technology for improved fluid recovery and enhanced core permeability to gas // SPE-122109-MS. – 2009. - http://doi.org/10.2118/122109-MS

4. King G.E. Hydraulic fracturing 101: What every representative, environmentalist, regulator, reporter, investor, university researcher, neighbor and engineer should know about estimating frac risk and improving frac performance in unconventional gas and oil wells // SPE-152596-MS. – 2012. – http://doi.org/10.2118/152596-MS

5. Sharma M.M., Manchanda R. The Role of Induced Un-propped (IU) Fractures in Unconventional Oil and Gas Wells // SPE-174946-MS. – 2015. - http://doi.org/10.2118/174946-MS

6. Formation Damage due to Drilling and Fracturing Fluids and Its Solution for Tight Naturally Fractured Sandstone Reservoirs / Т. Liang [et al.] // Geofluids. – 2017. –

V. 45. - http://doi.org/10.1155/2017/9350967

7. Computed-tomography measurements of water block in low-permeability rocks: Scaling and remedying production impairment / Т. Liang [et al.] // SPE-189445-PA. – 2018. - http://doi.org/10.2118/189445-PA

8. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе поверхностно-активных веществ / Д.Н. Мусина, Б.Р. Вагапов, О.Ю. Сладковская, Д.А. Ибрагимова // Вестник технологического университета. – 2016. - № 12. – С. 63-67.

9. Волков А.В. Применение ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов // Научный форум. Сибирь. - 2019. - № 2. – С. 22-24.

10. Study on the Mechanism of Nanoemulsion Removal of Water Locking Damage and Compatibility of Working Fluids in Tight Sandstone Reservoirs / J. Wang [et al.] // ACS Omega. – 2020. – № 6 (5). – P. 2910–2919. - http://doi.org/10.1021/acsomega.9b03744

11. Nanoparticles applications for hydraulic fracturing of unconventional reservoirs: A comprehensive review of recent advances and prospects / N. Yekeen [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 178. – P. 41–73. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.02.067

12. The gelation of hydroxypropyl guar gum by nano-ZrO2 / F. Chen [et al.] // Polymers for Advanced Technologies. – 2018. – No. 1 (29). – P. 587–593. - http://doi.org/10.1002/pat.4168

13. The effects of SiO2 nanoparticles on the thermal stability and rheological behavior of hydrolyzed polyacrylamide based polymeric solutions / L.J. Giraldo [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – V. 159. – P. 841–852. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.10.009

14. Boric acid incorporated on the surface of reactive nanosilica providing a nano-crosslinker with potential in guar gum fracturing fluid / Z. Zhang [et al.] // Journal of Applied Polymer Science. – 2017. – № 27. - http://doi.org/10.1002/app.45037

15. Study on a Nonionic Surfactant/Nanoparticle Composite Flooding System for Enhanced Oil Recovery / Y. He [et al.] // ACS Omega. – 2021. – № 16 (6). –

P. 11068–11076. - http://doi.org/10.1021/acsomega.1c01038

16. Application of nanometer-silicon dioxide in tertiary oil recovery / H. Zhu, J.H. Xia, Z.G. Sun [et al.] // Acta Pet. Sin. – 2006. – V. 27. – P. 96–99.

В статье представлены оценочные результаты реализованного в «Зарубежнефти» проекта по типизации проектных решений. Описаны факторы их оптимизации. Определены основные объекты оптимизации: площадки кустов скважин на период бурения (в зависимости от типа бурового станка, организации сбора отходов и числа скважин), линейные объекты (автодороги, трубопроводы, высоковольтные линии), разработаны единые требования к 3D проектированию. Представлены расчетные эффекты от внедрения типовых проектных решений в части сокращения стоимости и сроков проектирования одиночных скважин и кустов (на период бурения и на период эксплуатации), линейных объектов, таких как автодороги, трубопроводы, высоковольтные линии. Разработано 426 чертежей, включающих: 18 вариантов площадок на период бурения в зависимости от типа станка, организации сбора отходов и числа скважин, 6 вариантов промысловых трубопроводов в зависимости от диаметра, 3 варианта линий электропередачи в зависимости от класса напряжения, 5 вариантов автодорог в соответствии с их категорийностью, 5 вариантов обустройства кустов скважин в зависимости от числа скважин в кусте (1/8/12). Снижение стоимости проектных решений в результате их типизации варьировалось от 1,7 до 12,7 % в зависимости от мощностей объекта, его расположения, геологических, климатических и других факторов. Усредненное оценочное снижение стоимости проектных решений составило 6,9 %. Типовые проектные решения внедряются на проектах Дочерних Обществ компаний, включены в задания на проектирование.

Список литературы

1. Нормативное обеспечение проектирования обустройства месторождений углеводородов / Н.Н. Андреева, О.Е. Бугрий, Е.А. Дубовицкая [и др.]. –

М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015. – 303 с.

2. ГОСТ Р 58367-2019. Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование. – М.: Госстандарт, 2019.

3. Градостроительный кодекс Российской Федерации, от 29.12.2004 г. № 190-ФЗ.

4. Технический регламент о требованиях пожарной безопасности № 123-ФЗ.

5. Технический регламент о безопасности зданий и сооружений № 384-Ф3.

6. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

7. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» Приказ Ростехнадзора № 444 от 21.12.2021 г.

8. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Приказ Ростехнадзора № 534 от 15.12.2020 г.

При закачке водогазовых смесей в пласт для повышения нефтеотдачи используются различные компоновки оборудования с применением насосов, компрессоров, смесителей, диспергаторов и др. В литературных источниках показана целесообразность использования нефтяного газа для повышения нефтеотдачи пластов с помощью технологий насосно-эжекторного водогазового воздействия (ВГВ). Характеристики жидкостно-газовых эжекторов, являющихся ключевыми элементами в этих технологиях, в настоящее время исследованы недостаточно полно. На характеристики эжекторов оказывают существенное влияние процессы подавления коалесценции газовых пузырьков в жидкости, зависящие от абсолютного давления в потоке, концентрации и состава растворенных солей электролитов, пенообразующих свойств жидкости и др. С целью экспериментальной оценки параметров жидкостно-газовых эжекторов при изменении условий эксплуатации были проведены стендовые исследования для различных величин давлений перед соплом и в приемной камере. При обработке экспериментальных данных использовали параметр безразмерной относительной среднеинтегральной подачи, учитывающий снижение объемного расхода газа по мере роста давления в проточной части эжектора. Проведенные исследования показали, что для повышения эффективности ВГВ в составе насосно-эжекторных систем целесообразно использовать жидкостно-газовые эжекторы с геометрическим отношением диаметра камеры смешения к диаметру диафрагменного сопла от 1,73 до 2,73. Значения максимальных к.п.д. эжекторов при этом составляют от 37,4 до 40,7 %, среднеинтегральных коэффициентов инжекции – от 1,4 до 3,9, относительных безразмерных перепадов давлений – от 0,09 до 0,21.

Список литературы

1. Ахмадейшин И.А. О технологических схемах водогазового воздействия с совместной закачкой газа и воды // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 104–105.

2. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104.

3. Обоснование технологии водогазового воздействия с применением устьевых эжекторов на Самотлорском месторождении / Г.Т. Апасов, В.Г. Мухаметшин, Т.Г. Апасов, Д.М. Сахипов // Наука и ТЭК. – 2011. – № 7.– С. 47–50.

4. Novel approach for evaluation of simultaneous water and gas injection pilot project in a Western offshore Field, India / G. Agrawal, V. Verma, S. Gupta [et al.] //

SPE-178122. - 2015. - http://doi.org/10.2118/178122-MS

5. Исследование конструктивных и технологических параметров водогазового эжектора для утилизации попутного нефтяного газа / У.М. Абуталипов, А.Н. Китабов, П.К. Есипов, А.В. Иванов // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 4 (57). – С. 54–58.

6. Шевченко А.К., Чижов С.И., Тарасов А.В. Предварительные результаты закачки в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси на поздней стадии разработки Котовского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 100–102.

7. Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741. - 2017. - http://doi.org/10.2118/187741-MS

8. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Параметры эксплуатации насосно-эжекторной системы при водогазовом воздействии на Самодуровском месторождении // SOCAR Proceedings. – 2022. – № S2. – P. 009–018. – http://doi.org/10.5510/OGP2022SI200734

9. Комплексный подход к повышению эффективности насосной добычи нефти при высоких линейных и затрубных давлениях / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина, В.Н. Калинников, А.А. Пасюта // Бурение и нефть. – 2023. – № 2. – С. 48–52.

10. Дроздов А.Н. Обобщение характеристик жидкостно-газовых эжекторов // Экспресс информация. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. – 1991. – № 9. – С. 18–22.

В современном бизнес-пространстве существует множество информационных систем, что затрудняет выбор наиболее эффективных решений для предприятий. В данной статье представлен проект ИТ-ландшафта, который нацелен на оптимизацию этого выбора, позволяя определять системы, подходящие для реализации бизнес-функций центра управления производством (ЦУП) нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Основная цель проекта заключается в том, чтобы выбранные решения не только отвечали потребностям бизнеса, но и обеспечивались поддержкой квалифицированного персонала, а также способствовали максимальному использованию получаемой информации. Внедрение ЦУП на современных НПЗ становится ключевым шагом к повышению общего уровня производительности и эффективности работы на предприятии. Однако многообразие доступных информационных систем часто вызывает трудности при принятии решения. Проект ИТ-ландшафта выступает в качестве важного инструмента, который помогает специалистам выбирать наиболее подходящие решения, основываясь на их актуальности и практической применимости. Статья подробно рассматривает различные аспекты, включая бизнес-системы, концептуальную структуру ЦУП, планируемую ИТ-платформу, а также архитектуру как технологий, так и бизнес-решений. В результате реализации проекта НПЗ смогут получить максимальный эффект от внедрения ЦУП, повышая тем самым эффективность работы производственных подразделений и общую производительность предприятия. Это позволит НПЗ гибко адаптироваться к изменениям рынка и внедрять инновационные решения, способствующие дальнейшему развитию.

Список литературы

1. Жаворонков Д.В. Организационные структуры управления. – Краснодар: Кубанский гос. университет, 2020. – 100 c.

2. Концептуальная модель процессов центра управления производством нефтеперерабатывающего завода / А.И. Коровин, Е.А. Мешкова, Я.Е. Двуреков, А.В. Комогоров // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8.– С. 122–126.

3. Осипов Д.Б. Проектирование программного обеспечения с помощью микросервисной архитектуры // Вестник науки и образования. – 2018. – Т. 2. – № 5 (41). – C. 41–46.

4. Ньюмен С. Создание микросервисов. – СПб.: Питер, 2016. – 304 с.

В статье представлен инновационный подход к планированию инфраструктуры нефтегазовых месторождений, объединяющий нейронные сети и геопространственный анализ. В основе данного подхода лежит применение предварительно обученной модели Segment Anything Model (SAM), адаптированной для высокоточной сегментации спутниковых снимков. Приведено описание методики дообучения SAM на специализированном наборе данных спутниковых снимков, полученных с использованием платформы Google Earth Engine и размеченных на основе данных OpenStreetMap. Цель дообучения - повышение эффективности модели в задачах выделения объектов инфраструктуры и естественных элементов ландшафта, таких как леса, водоемы, дороги и здания. Ключевым этапом является создание интегральных карт желательности, отражающих совокупное влияние различных ограничивающих факторов, таких как объекты культурного наследия, особо охраняемые природные территории, зоны санитарной охраны и др. Разработана система весовых коэффициентов для учета значимости каждого фактора при формировании карты желательности. Рассмотренный подход позволяет автоматизировать процесс выявления и оценки ограничивающих факторов, существенно сокращая временные затраты и повышая точность принимаемых решений. Представлены результаты апробации разработанной методологии на примере участка Мишкинского месторождения, где была продемонстрирована возможность автоматизированного размещения кустовых площадок и прокладки линейных коммуникаций с учетом пропускной способности трубопроводов и стоимостных показателей зон размещения. Результаты исследования подчеркивают высокую эффективность предложенного подхода в оптимизации планирования инфраструктуры нефтегазовых месторождений.

Список литературы

1. Segment Anything / A. Kirillov, E. Mintun, N. Ravi [et al.] // Proceedings of 2023 IEEE/CVF International Conference on Computer Vision (ICCV). – Paris, France,

01-06 October 2023. - https://doi.org/10.1109/ICCV51070.2023.00371

2. An Image is Worth 16x16 Words: Transformers for Image Recognition at Scale / A. Dosovitskiy, L. Beyer, A. Kolesnikov [et al.] // arXiv preprint. – 2021. – https://arxiv.org/abs/2010.11929

3. Google Earth Engine. Earth Engine API Documentation // Google Developers. – https://developers.google.com/earth-engine/apidocs

4. OpenStreetMap. Open Database of Geospatial Data // OpenStreetMap. – https://www.openstreetmap.org/

5. Boeing G. OSMnx: New Methods for Acquiring, Constructing, Analyzing, and Visualizing Complex Street Networks // Computers, Environment and Urban Systems. – 2017. – V. 65. – P. 126–139. – https://doi.org/10.1016/j.compenvurbsys.2017.05.004

6. Сапожников Я.Е., Миронова А.В. Оптимизация системы разработки и наземного обустройства месторождений с использованием методов искусственного интеллекта//Нефть.Газ.Новации. – 2024. – № 4. – С. 66–70.

При проведении испытаний магистральных трубопроводов на прочность или при повышении давления при эксплуатации (например, с целью сохранения объемов перекачки при выводе из эксплуатации промежуточных станций) существующие в теле трубы трещины до повышения давления могут устойчиво расти (страгиваться). При оценке опасности дефекта для определения коэффициента запаса прочности трубопровода с дефектом по разрушающему давлению необходимо учитывать возможность страгивания трещин. Страгивание дефекта также снижает усталостную долговечность по стадии роста трещины. При проведении испытаний трубопровода на прочность учет возможности страгивания трещин необходим при определении интервала повторных испытаний для оценки области размеров трещин, которые могли стронуться во время испытаний и остаться в трубопроводе после проведения испытаний. В данной статье приведены результаты оценки устойчивого роста продольных несквозных трещин в трубах магистрального нефтепровода при повышении давления и при циклическом нагружении с постоянным размахом давления с использованием докритической диаграммы разрушения. Представлены результаты оценки влияния страгивания трещины на запас прочности трубопровода с трещиной по разрушающему давлению и циклическую долговечность.

Список литературы

1. Кифнер Дж.Ф., Розенфельд М., Хайнс Х. Вопросы исследования специфических значений выдержки времени гидростатического испытания // Oil and Gas Journal. – 2012. – V. 5.

2. Кифнер Дж.Ф., Макси У.А. Гидростатические испытания. Соотношение давления как ключ к эффективности. Дополнение к внутритрубной диагностике. Ч. 1 // Oil and Gas Journal. – 2000. – V. 7. – P. 54–61.

3. Rosenfeld M. Hydrostatic pressure spike testing of pipelines: Why and when? // The Journal of Pipeline Engineering. – 2014. – V. 10. – P. 229-240.

4. Kiefner J., Maxey W. The benefits and limitations of hydrostatic testing // API Pipeline Conference, San Antonio. – 2001. – V. 4.

5. Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упругопластического разрушения: Основы механики разрушения. – М.: Изд-во ЛКИ, 2008. – 352 с.

6. Сапунов В.Т. Прочность поврежденных трубопроводов. Течь и разрушение трубопроводов с трещинами. – М.: КомКнига, 2005. – 192 с.

Технология применения гибких полимерных армированных труб (ГПАТ) для промысловых трубопроводов активно развивается как в мире, так и в России, где сейчас насчитывается 13 заводов-изготовителей ГПАТ различной конструкции. Интенсивному развитию технологии способствуют разработка и внедрение национальных стандартов на производство, проектирование и проверку промысловых трубопроводов из ГПАТ. При всем многообразии вариаций конструкции ГПАТ можно выделить две основные группы: со связанными слоями (TCP) и с несвязанными слоями (RTP), каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки, а также ограничения к применению. При технико-экономическом обосновании строительства трубопроводов из ГПАТ следует учитывать стоимость не только самой трубы, но и строительно-монтажных работ, а также стоимость владения трубопроводом на протяжении нормативного срока его эксплуатации. Поставка готовых ГПАТ длиной от 140 до 1600 м, а также срок службы до 25 лет являются их явными преимуществами. К преимуществам также относятся их стойкость к асфальтосмолопарафиновым отложениям и возможность переукладки. К основным недостаткам можно отнести отсутствие на сегодняшний день технологии проверки состояния всех слоев трубы действующего трубопровода из ГПАТ. Для отечественных нефтепромыслов наиболее перспективны такие направления развития технологии, как производство труб со встроенной системой электроподогрева, с включенным в конструкцию теплоизоляционным слоем, с неметаллическим армированием (по технологии RTR).

Список литературы

1. Рынок нефтепромысловых полимерных армированных труб в 2021-2027. Реальность и перспективы // Штоллер консалтинг. – 2023. – Июль. – https://teo.ru/analiz/publ_34.htm

2. Зеленин А.А. Опыт применения трубопроводов из инновационных и альтернативных материалов в ПАО «ЛУКОЙЛ» // Инженерная практика. – 2020. ‒

№ 05–06. – https://glavteh.ru/опыт-применения-трубопроводов-из-инн/

3. Халбашкеев А. Полимерные армированные трубы – материал будущего? / // Нефтегазовая промышленность. – 2024. – № 1. – https://nprom.online/technology/polimernye-armirovannye-truby-material-budushhego/

4. Потапов Б.В., Марченко С.В., Потапов А.Б. Подход к перспективным исследованиям в области технического диагностирования нефтегазопромысловых трубопроводов из армированных полимерных труб // Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2023. – № 1. – С. 19–26.