Необходимость непрерывного повышения операционной, производственной и экономической эффективности требует от нефтегазовых компаний постоянной работы над использованием инструментов и подходов к быстрому и качественному внедрению новых технологий. Это в свою очередь повышает значение методологии и инжиниринга процедур при управлении портфелем технологических проектов. В условиях возрастающей неопределенности скорость предпринимаемых изменений требует особой гибкости и адаптивности, что зачастую означает пересмотр ранее принятых норм и практик управления технологическим развитием.

В статье рассмотрены современные подходы и практики при создании технологических решений на всем этапе их жизненного цикла: от поиска и отбора до разработки и тиражирования, а также инструменты, позволяющие повысить эффективность данного цикла, спрогнозировать вариативность ожиданий и оценить степень готовности технологии к дальнейшему использованию. Обновление основополагающих принципов формирования портфеля технологических проектов Блока разведки и добычи, включая оптимизацию процедур запуска и реализации технологических проектов, расширение финансовых и организационных полномочий руководителей проектов, позволит повысить адаптивность портфеля и методологических процедур к отраслевым изменениям, а также ценность реализации технологической стратегии Блока. Интеграция лучших свойств классической stage-gate модели для управления проектами и гибких (agile) подходов к разработке новых решений обеспечит создание более быстрой и эффективной системы управления, реагирующей на изменения как требований конечной технологии, так и баланса долгосрочных и краткосрочных целей компании с учетом рыночных макропараметров.

Список литературы

1. Spath J. Transforming the Upstream Service Industry to Increase Operator Margins // Journal of Petroleum Technology. – 2016. – № 68-05. – P. 54–57.

2. Daft R.L., Kendrick M., Vershinina N. Management // Cengage Learning EMEA. – 2010.

3. Cooper R.G. What’s Next? After Stage-Gate. Progressive companies are developing a new generation of idea-to-launch processes // Research-Technology Management. 2014. – Р. 20–31.

4. Technology development in upstream division of Gazprom Neft / V.V. Yakovlev, M.M. Khasanov, D.O. Prokofiev [et al.] // Journal of Petroleum Technology. – 2017. – V. 69–4.

Робастное управление – это определение целевых показателей и решений по их достижению с заданной вероятностью при максимизации ожидаемой стоимости в условиях неопределенности. Явной особенностью и одновременно преимуществом робастного управления является то, что оно позволяет учесть в оценке не только ожидаемую стоимость, но и вероятность успеха. Т.е. выработанная стратегия позволит добиться поставленной цели вне зависимости от вариантов исхода, зависящих от неопределенности. Эта особенность дает возможность учитывать риск при принятии решения и разрабатывать стратегию, позволяющую достичь поставленных целей. В настоящее время принципы робастного управления применяются во многих областях деятельности, однако их использование в проектах разработки месторождений представляется особенно ценным из-за высокой степени неопределенности, присущей последним. Неопределенность при освоении месторождений связана в основном геологическими параметрами. За счет большого количества слабо связанных между собой залежей и длительных фаз исследования месторождения применение робастной оптимизации позволяет учесть всю поступающую информацию в ходе разработки и принять оптимальное в данный момент решение по дальнейшему развитию.

В статье рассмотрена апробация использования робастного управления для определения оптимальной стратегии развития активов, обеспечивающей достижение определенного уровня добычи с заданной вероятностью. Применение подходов робастного управления рассмотрено на примере десяти проектов геолого-разведочных работ в периметре ПАО «Газпром нефть». В результате найдена стратегия развития группы активов, которая учитывает информацию, поступающую в ходеосвоения и исследования этих активов. Стратегия позволяет вовремя “среагировать”: в случае неблагоприятного исхода - ускорить развитие оставшихся активов, в случае благоприятного - замедлить или отложить развитие оставшихся активов с целью поддержания стабильной добычи нефти. При этом стратегия позволяет добиться оптимальной ожидаемой стоимости при ограничении вероятности достижения цели.

Список литературы

1. Robust decision-making in the water sector: a strategy for implementing Lima’s long-term water resources master plan / N. Kalra, D.G. Groves, L. Bonzanigo [et al.] // WPS7439. – 2015.

2. Alpak F.O., Long J., Ramirez B.A. Robust optimization of well placement in geologically complex reservoirs // SPE 175106-MS. – 2015.

3. Robust optimisation of unconventional reservoirs under uncertainties / Ngoc T.B. Nguyen, C.T.Q. Dang, X.N. Long [et al.] // SPE 180108-MS. – 2016.

Высокобитуминозные отложения доманикового типа являются сложным объектом для прогноза и моделирования песпективных зон с наличием подвижных углеводородов. Это связано с низкой изученностью объекта, особенностями строения данных отложений, а также с отсутствием однозначных критериев, определяющих перспективность отложений данного типа.

Несмотря на крайне низкую изученность доманиковой формации как нефтесодержащей толщи, отложения представляют большой интерес с точки зрения наращивания ресурсной базы компании «Газпром нефть».

С учетом «нетрадиционности» объекта исследований, характеризующегося тонкослоистым строением с латеральной и вертикальной невыдержанностью, а также с наличием спорадически развитого естественного коллектора внутри комплекса, локализация перспективных зон для поиска залежей углеводородов становится нетривиальной задачей. В работе использовался комплексный подход к исследованиям, учитывающий особенности геологического строения и определяющий ключевые параметры перспективности объекта. Разработанная технология прогноза перспективных зон sweet spot на регионально-зональном уровне исследований, которая достаточно хорошо зарекомендовала себя для нетрадиционных отложений в баженовской свите, адаптирована для более древних отложений доманика. Технология включает комплексные исследования керна, интерпретацию данных каротажа по скважинам, площадные методы исследований, переинтерпретацию сейсмических материалов и данных потенциальных полей гравимагниторазведки.

В статье показаны ключевые определяемые геолого-геофизические и геохимические параметры, которые интерпретируются при выделении перспективных зон для высокобитуминозных отложений доманикового типа, а также комплекс геолого-разведочных исследований, применяемый в ПАО «Газпром нефть» для изучения нетрадиционных залежей.

Список литературы

1. Дифференцированный подход к оценке ресурсной базы нефтематеринских отложений / А.Д. Алексеев, А.А. Антоненко, В.В. Жуков, К.В. Стрижнев // SPE 182074-RU. – 2016.

2. Исследования баженовской свиты с применением непрерывного профилирования тепловых свойств / Ю.А. Попов, Е.Ю. Попов, Е.М. Чехонин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 22–27.

В статье представлены новые результаты, полученные при реализации спектрального подхода к геологическому моделированию, которые позволяют вовлекать в процесс моделирования данные о горизонтальных скважинах. Приведен алгоритм построения трехмерных вероятностных геологических моделей спектральным методом. Эти модели воспроизводят данные о горизонтальных скважинах. Алгоритм основан на обобщении кригинга и двухшаговом методе построения обусловленных стохастических стационарных полей, базирующемся на этом обобщении. Для аналитического алгоритма разработаны численные схемы. Схемы реализованы в программном коде для оценки практической применимости нового метода.

Для оценки эффективности практического применения спектрального моделирования с вовлечением в процесс расчета данных о горизонтальных скважинах построены две модели распределения коллектора в межскважинном пространстве. Модели созданы на основе данных о реальном месторождении, на котором пробурено значительное число горизонтальных скважин. Первая модель создана с использованием канонического алгоритма спектрального моделирования на основе только данных о вертикальных скважинах, вторая модель - при помощи нового метода на основе данных обо всех скважинах, включая горизонтальные. В обеих моделях использовались карты песчанистости. Сравнение двух методов показало, что вторая модель, сохраняя качество воспроизведения статистических характеристик скважинных данных на уровне первой модели, в точности воспроизводит данные о горизонтальных скважинах. Это дает возможность использования большего объема входных данных и повышенияя прогнозной способности геологической модели. Результаты, представленные в статье, устраняют одно из значимых ограничений спектрального метода, значительно расширяя область его практического применения.

Список литературы

1. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Новые подходы в теории геостатистического моделирования. Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. – 2010. – Т. 14. – № 2 (37). – C. 209–215.

2. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Математическая геология. Т. 1. Введение в геостатистику // Сер. Роснефть. Библиотека нефтяного инжиниринга. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 228 с.

3. Применение спектральной теории для анализа и моделирования фильтрационно-емкостных свойств пласта / М.М. Хасанов, Б.В. Белозеров, А.С. Бочков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 60–64.

4. Ismagilov N.S., Lifshits M.A. Conditioning Spectral Simulation Method By Horizontal Well Data // ECMOR XVI-16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. – 2018. –

http://earthdoc.eage.org/publication/result?edid=561

В начале 2017 г. компания «Газпром Нефть» получила лицензию на изучение и разработку Аяшского лицензионного участка и летом того же года в новом для компании регионе было открыто крупное нефтяное месторождение Нептун на одноименной с лицензионным участком структуре. В процессе изучения территории работ были рассмотрены основные геодинамические этапы ее развития. Это дало возможность оценить влияние тектонических процессов на геологическое строение продуктивных пластов и особенности формирования осадочного чехла. Также были сопоставлены фактическая геолого-геофизическая информация о первой поисково-оценочной скважине, сейсмические и региональные данные. По результатам детального описания кернового материала скв. 1 Аяшская выделены геологические особенности, которые свидетельствуют о прогибании дна бассейна в процессе осадконакопления, как следствие, образовании агградационных комплексов, а также о вулканической активности, которая сопровождала все этапы формирования осадочного чехла в изучаемом регионе.

В статье предпринята попытка описания наиболее вероятной концепции формирования продуктивных горизонтов месторождения Нептун. В настоящее время работа в данном регионе характеризуется высокой степенью геологической неопределенности и решением сложных технологических задач. Изучение и разработка залежей на территории Сахалинского шельфа осложнены сильным волнением моря и сейсмической активностью в течение всего года, суровыми погодными условиями и удаленностью от ключевых узлов нефтегазовой инфраструктуры. Одной из главных проблем, возникающих при формировании оптимальной дорожной карты изучения и освоения Аяшского лицензионного участка, являются паковые льды, покрывающие прибрежную территорию Охотского моря на время до 7 мес в год. Выбор оптимальных подходов к разработке нового этажа нефтеносности и сложное геологическое строение уже разрабатываемых продуктивных горизонтов определяют уникальность задач, которые должны решаться в ходе выполнения проекта.

Список литературы

1. Шеин В.С., Игнатова В.А. Геодинамика и перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальнего Востока. – М.: ВНИГНИ, 2007. – 296 с.

2. Гладенков Ю.Б. Кайнозой Сахалина и его нефтегазоносность. – М.: Геос, 2002. – 226 с.

Разработка нефтяных оторочек связана со значительными сложностями и требует детальных технико-экономических расчетов для обоснования бурения высокотехнологичных скважин. На этапе проектирования разработки Новопортовского месторождения было принято решение о бурении горизонтальных скважин длиной 1000-1500 м. В 2015-2016 гг. был сформирован технологический план, который предусматривал оценку технологической готовности к бурению скважин сложной конструкции и выбор геологических объектов для их апробации с последующей оценкой экономической эффективности. Технико-экономическое обоснование комбинации способов заканчивания на основе расчетов с использованием гидродинамической модели позволяет учесть различные геолого-физические условия для каждой проектной скважины, интерференцию скважин, а также оценить различные методы воздействия на пласт с учетом изменения конструкции скважин.

В статье рассмотрены результаты апробации различных способов заканчивания скважин, анализ эффективности их применения в различных геолого-физических условиях, а также подходы к проектированию (тиражированию) разработки. Анализ выполнен на примере пластов Ю_2-6 и НП₈, которые характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами и соотношениями запасов свободного газа и нефти. Выделение в разрезе пласта Ю₃, в котором сосредоточена основная часть запасов нефти и газа, а также учет его положения относительно флюидоконтактов в совокупности со степенью глинизации разреза в целом позволили сформировать матрицу характерных зон нефтяной оторочки. На основе данной матрицы построена карта зонирования технологий по заканчиванию скважин. Проектные решения, рекомендованные на основе выработанных алгоритмов расчета эффективности заканчивания для различных геолого-физических условий, подтверждены результатами фактической эксплуатации скважин. Полученные результаты использованы для выбора типа заканчивания скважин пласта НП₈. Комбинирование разных типов заканчивания скважин с учетом геологических условий, технологической готовности и экономической оценки позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти и экономическую эффективность разработки.

Список литературы

1. Технологические вызовы при разработке нефтяных оторочек Новопортовского месторождения / Р.Р. Бадгутдинов, Р.Т. Апасов, М.В. Федоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 56–59.

2. 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.

3. 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.

4. Успешный опыт строительства многозабойных скважин по технологии TAML 1 на Новопортовском месторождении / С. Пильник, А. Дубровин, М. Зимогляд [и др.] // SPE 191521-18RPTC-RU. – 2018.

Эффективное освоение запасов ачимовской толщи невозможно без технологического развития. Для решения технологических задач разработки объектов подобной сложности необходимо рассматривать широкий круг возможных технологических решений и улучшать кросс-функциональные взаимодействия. В статье дан обзор технологических задач, стоящих перед специалистами компании «Газпром нефть» при освоении запасов ачимовской толщи. Определены основные технологические задачи и рассмотрены вопросы подбора перспективных технологий для их решения. Это позволило сформировать комплексный план технологического развития. Кратко охарактеризованы геологические предпосылки технологических задач. Задачи сгруппированы в три технологических направления: локализация запасов и определение свойств, повышение коэффициента извлечения нефти (КИН), снижение стоимости скважин. Рассмотрено создание плана технологического развития. Приведено описание некоторых ключевых технологий. Для решения технологических задач, связанных с локализацией запасов ачимовской толщи инициировано несколько технологических проектов, таких как «Объектно-ориентированные подходы к сейсмогеологической интерпретации ачимовских отложений», «Определение насыщенности и ФЕС разреза ачимовской толщи». Перспективными технологиями для увеличения КИН на ачимовских объектах являются улучшение ФЕС пласта путем создания искусственной трещиноватости и смешивающееся вытеснение газом. Снижение стоимости скважин может быть достигнуто за счет использования оптимизированных и альтернативных конструкций скважин, а также применения новых материалов. Для тиражирования успешных технологических решений инициирован специальный технологический проект, который определяет схожие типы ачимовских отложений по геометрическим характеристикам пространства аккомодации, геофизическим данным, показателям разработки.

Таким образом, представлен комплексный план технологического развития для эффективного освоения запасов ачимовской толщи.

Список литературы

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

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

3. Approaches for Petrophysical Modelling and Logging Interpretation of Thin Laminated Achimov Deposits Reservoir / E. Fattakhov, A. Timirgalin, V. Zhukov [et al.] // SPE 191693-18RPTC-MS. – 2018.

4. Закачка жирного газа для повышения нефтеотдачи нефтегазоконденсатного месторождения / Н.Г. Главнов, В.В. Кунцевич, М.В. Вершинина [и др.] // SPE 187858-R. – 2017.

5. Лучшие практики и подходы к тиражированию технологий разработки Ачимовской толщи / М.Г. Ненашева, М.В. Окунев, Н.В. Слета [и др.] // SPE 191473-RU. – 2018.

Стремительное развитие технологий бурения и заканчивания горизонтальных скважин (ГС), а также необходимость проведения успешных селективных геолого-технических мероприятий требует повышения информативности промысловой геофизики для удовлетворения потребностей производства. Наибольшую сложность при проведении промыслово-геофизических исследований (ПГИ) в области контроля разработки представляют неоднородная структура потока в ГС и отсутствие эффективных методов доставки аппаратуры до забоя ГС. В настоящее время технология стандартных кратковременных ПГИ в ГС успешно применяется на активах компании «Газпром нефть». Для разных видов скважин технология модифицирована как в части приборного комплекса для проведения исследований, так и в части технологий доставки и методов вызова притока. Дальнейшее повышение эффективности ПГИ в ГС, в том числе многоствольных ГС и ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), связано с переходом от привычных методов стандартного разового каротажа к стационарным распределенным или точечно-распределенным по всему стволу системам долговременного мониторинга профиля притока/приемистости. Основные стационарные системы мониторинга, такие как оптоволоконные системы для измерения температуры (DTS) и акустики (DAS) и точечно-распределенные индикаторные исследования, уже опробованы в скважинах компании «Газпром нефть». Для обеспечения возможности широкого внедрения данных систем в настоящее время прорабатывается методологическая и технологическая составляющие исследований с использований данных системами.

В статье даны рекомендации экспертов компании «Газпром нефть» по повышению информативности исследований ГС и ГС с МГРП и минимизации рисков возникновения аварии при проведении внутрискважинных работ, а также заключения относительно информативности и эффективности новых методов дистанционного мониторинга выработки пластов низкой проницаемости в скважинах со сложным заканчиванием, основанные на результатах апробации и внедрения стационарных систем мониторинга в компании.

Список литературы

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатационных скважин в компании «Газпром нефть» // PROнефть. – 2017. – № 3. – С. 55–64.

2. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. –

М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 796 с.

3. Flow velocity estimation in horizontal oil wells using the method of thermal flowmeter based on the fiber-optic distributed permanent monitoring system // SPE 191557-18RPTC-RU. – 2018.

При решении прикладных задач управления разработкой месторождений (от оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД) до идентификации авто ГРП) часто возникает необходимость оперативной оценки гидродинамической связи скважин. Гидродинамические симуляторы требуют большого количества временных и вычислительных ресурсов для оценки необходимых параметров, в отличие от полуаналитических моделей, позволяющих произвести вычисления относительно быстро. В cтатье приведены разновидности полуаналитических моделей на базе семейства моделей CRM (Capacitance Resistive Model), их особенности и ограничения, результаты применения данных моделей при расчете характеристик взаимовлияния скважин на реальном месторождении, а также критерии применимости.

Относительная простота модели CRM позволяет при минимальном количестве вычислительных ресурсов и небольшом объеме исходных данных (дебит жидкости, забойное давление, приемистость нагнетательных скважин, координаты скважин, фильтрационно-емкостные свойства пласта) оценивать физико-технические параметры, описывающие процесс притока пластовых флюидов к скважинам. С другой стороны, модели имеют существенные ограничения по применению, затрудняющие их использование при работе с реальными данными. Разработанная модификация CRM позволяет учитывать остановки скважин. На примере месторождения Альфа проведен анализ эффективности различных модификаций модели CRM, которые различаются количеством учитываемых явлений, влияющих на движение флюида в пласте, сложностью и количеством оптимизируемых параметров модели. Продемонстрированно преимущество предложенной модели для работы с данными, содержащими остановки скважин. Для промысловых данных выполнен анализ методов преодления приведенных ограничений, таких как качество поступающей информации, остановки скважин, переводы скважин из добычи в нагнетание и большой фонд скважин.

Список литературы

1. 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. – 2006. – DOI:10.2118/95322-PA.

2. The use of capacitance–resistance models for rapid estimation of waterflood performance and optimization / M. Sayarpour, E. Zuluaga, C.S. Kabir, L.W. Lake // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – V. 69(3-4). – P. 227–238.

3. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 640 c.

4. Бузинов И.У., Умрихин С.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984. – 269 с.

5. Savitzky A., Golay M.J. Smoothing and differentiation of data by simplified least squares procedures // Analytical chemistry. – 1964. – V. 36(8). – P. 1627–1639.

6. Kaviani D., Jensen J.L., Lake L.W. Estimation of interwell connectivity in the case of unmeasured fluctuating bottomhole pressures // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2012. – V. 90. – P. 79–95.

В статье представлена формализованная методика проверки симуляторов гидроразрыва пласта для плоской трещины, рассмотрены корректность реализованных физико-математических моделей и точности их работы. В данной методике внимание уделяется в основном проверке точности реализации основных законов гидроразрыва пласта – уравнений упругости, закона сохранения массы, уравнения тонкой смазки, модели утечек, критерия разрушения. Все тесты проведены в безразмерных параметрах гидроразрыва пласта. Обезразмеривание уравнений гарантирует универсальность предложенных тестов. Безразмерные параметры определяют форму трещины, эффективность жидкости гидроразрыва и режим распространения трещины. Различные практические случаи с одинаковыми безразмерными параметрами будут иметь ту же форму трещины и кривой давления. Следовательно, тесты в безразмерных параметрах более информативны, чем обычные тесты в реальных размерностях. Расчет разных реальных случаев с одинаковыми безразмерными параметрами также позволяет определить погрешность конечно-разностной вычислительной схемы при каждой конкретной сетке. Проверка корректности математической модели осуществляется как путем сравнения с известными аналитическими и полуаналитическими решениями для предельных случаев (модели Radial, PKN), так и по соответствию фундаментальным физическим законам. Показано, что при высокой вязкости или малых контрастах напряжений трещина будет принимать форму круга, а ее рост будет описываться моделью Radial. При малой вязкости или больших контрастах напряжений рост трещины описывается моделью PKN. Данная методика представляет собой основу для универсальной системы тестов симмулятора гидроразрыва пласта и позволит объективно сравнивать имеющиеся коммерческие и некоммерческие симуляторы как с имеющимися бенчмарками, так и между собой.

Список литературы

1. Подходы к моделированию гидроразрыва пласта и направления их развития / М.М. Хасанов, Г.В. Падерин, Е.В. Шель [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 37–41.

2. Irwin G.R. Fracture mode transition for a crack traversing a plate //Journal of Basic Engineering. – 1960. – Т. 82. – № 2. – С. 417–423

3. Retrospective Analysis of Hydrofracturing with the Dimensionless Parameters: Comparing Design and Transient Tests / E. Shel [et al.] // SPE 191707-18RPTC-MS. – 2018.

4. Widths of hydraulic fractures / T.K. Perkins [et al.] //Journal of Petroleum Technology. – 1961. – Т. 13. – № 09. – С. 937–949.

5. Reservoir stimulation / M.J. Economides [et al.] // Englewood Cliffs, NJ : Prentice Hall, 1989. – С. 356–358.

Согласно тенденции развития нефтяной отрасли к 2025 г. значительная часть добычи углеводородов в компании «Газпром нефть» будет обеспечена нефтегазоконденсатными месторождениями с нефтяными оторочками и сложным геологическим строением. К тому времени доля добычи из месторождений, находящихся на начальной стадии разработки составит 50 %. С учетом сложности таких месторождений успешность реализации проектов будет зависеть от качества проработки и эффективности взаимосвязанных решений как по разработке месторождений, так и по их комплексному обустройству.

В статье рассмотрен опыт построения полномасштабной интегрированной модели крупного нефтегазоконденсатного месторождения, включающей модели нефтяных оторочек по основным объектам разработки, модели скважин и скважинного оборудования, а также модели системы сбора, транспортировки продукции до центрального пункта сбора и системы обратной закачки газа от компрессорной станции на установке комплексной подготовки газа. Целью работы являлся поиск сбалансированного решения по режимам работы нефтяных скважин с учетом ограничений, накладываемых инфраструктурой.

Интегрированное моделирование направлено на повышение качества прогнозирования уровней добычи за счет объединения моделей пласта, скважин, наземной сети сбора и объектов подготовки продукции в единую обобщенную модель. Расчет на такой модели, учитывающей наряду с процессами, происходящими в пласте, процессы в наземной сети сбора и учитывающей скорость течения газожидкостной смеси в лифтовых подъемниках скважин и трубах нефтегазосборной сети, ограничения установок комплексной подготовки газа и подготовки нефти, лупинги и перемычки, обеспечивает повышение качество принимаемых решений. В качестве рабочей платформы для построения интегрированной модели использовались программный пакет RESOLVE в сочетании с программами GAP, Prosper и гидродинамический симулятором tNavigator.

Список литературы

1. Интегрированное моделирование как инструмент оценки влияния режимов работы скважин и наземной сети сбора на разработку нефтяной оторочки / О.С. Ушмаев, Р.Т. Апасов, И.Л. Чамеев [и др.] // SPE 182007. – 2016.

2. Оптимизация обратной закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении / О.С. Ушмаев, И.Л. Чамеев, Д.Ю. Баженов, А.А. Артамонов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2016. – № 2. – С. 54–60.

3. Повышев К.И., Вершинин С.А., Верниковская О.С. Комплексная модель «Пласт – Скважина – Инфраструктура» и ее возможности //

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2016. – № 2. – С. 48–53.

Прорыв газа из газовой шапки к забою нефтяной скважины является одним из основных факторов, которые определяют низкие коэффициенты извлечения нефти и экономические показатели при разработке нефтяных оторочек. Существует ряд предложений по ограничению прорывов газа с помощью создания водяных или гелевых экранов в области газонефтяного контакта при разработке подгазовых зон нефтяных оторочек. Данные методы повышения нефтеотдачи нефтяных залежей с газовой шапкой мало изучены, отсутствует промысловый опыт, а также технико-экономический анализ эффективности их применения. В статье оценена эффективность, а также определены геологические условия применения, технологии создания таких экранов. С точки зрения ограничения прорывов свободного газа из газовой шапки к нефтяным скважинам при эксплуатации подгазовых зон нефтяных оторочек наиболее эффективно создание протяженных в направлении поперек горизонтальной скважины искусственных экранов. Однако протяженность искусственного экрана, создаваемого посредством закачки блокирующего флюида в пласт, напрямую связана с высотой экрана и вертикальной анизотропией пласта. Исходя из очевидного условия - не заблокировать закачиваемым флюидом добывающую скважину - в изотропных пластах конфигурация создаваемых экранов близка к цилиндрической, соосной нагнетательной скважине. Протяженность в направлении поперек горизонтальной скважины при этом сопоставима с толщиной пласта. Более протяженные искусственные экраны образуются при закачке блокирующих флюидов в пласты, проницаемость которых в вертикальном направлении существенно меньше, чем в горизонтальном. Однако такая анизотропия проницаемости обычно обусловлена наличием слабопроницаемых прослоев коллектора, которые уже играют роль препятствий на пути движения свободного газа из газовой шапки. Расчет добычи выполнен с помощью численного моделирования. Численное моделирование также использовано для расчета конфигурации блокированных поровых каналов. Для каждых геологических условий проведен поиск оптимальных расположения нагнетательной скважины и объема закачиваемого флюида. Сравнения выполнен расчет для варианта без закачки блокирующего флюида. В качестве критерия эффективности рассмотрен чистый дисконтированный доход (NPV), учитывающий капитальные и эксплуатационные затраты на закачку блокирующего флюида.

Результаты работы могут использоваться при скрининге технологий разработки подгазовых зон нефтяных оторочек.

Список литературы

1. Пат. 2148154 РФ. Способ разработки узких нефтяных оторочек / патентообладатели и патентозаявители Н.А. Струкова, А.В. Берлин; заявл. 08.09.1998; опубл. 27.04.2000.

2. Северов Я.А. Повышение эффективности разработки месторождений углеводородов при наличии явлений конусообразования: автореф. дисс. кан. тех. наук. – М., 2006.

3. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М.–ИжевскЖ Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 536 с.

4. Homsy G.M. Viscous fingering in porous media // Ann. Rev. Fluid Mech. – 1987. – № 19. – Р. 271–311.

5. Saffman P.G. Viscous fingering in Hele-Shaw cells // J. Fluid Nech. – 1986. – V. 173. – P. 73–94.

6. 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.

Рассмотрено формирование концептуального подхода к разработке водоплавающей нефтяной оторочки валанжинских отложений Яро-Яхинского месторождения с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. Особенностью геологического строения основного продуктивного пласта Яро-Яхинского месторождения (БТ_7-8) является слоистый выдержанный коллектор с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по слоям ввиду особенности формирования (флювиальная дельта). Вторичные постседиментационные процессы, такие как выщелачивание полевых шпатов, привели к формированию латеральной анизотропии свойств пласта.

Утвержденным проектным решением по разработке нефтяной оторочки пласта БТ_7-8 является бурение горизонтальных скважин по избирательной системе. Разработка пласта предполагается на режиме истощения с использованием фонтанного способа эксплуатации скважин. Анализ результатов опытно-промышленных работ показал, что начальная обводненность значительно превышает плановую. Это привело к необходимости корректировки представлений о геологическом строении пласта и насыщении и, как следствие, изменению стратегии бурения горизонтальных скважин. Нефтенасыщенный интервал разделен на три зоны: предельной нефтенасыщенности, переходного насыщения и предельного водонасыщения. С учетом принятой концепции геологического строения пласта на размер переходной зоны между водонефтяным контактом и зеркалом свободной воды влияют средние ФЕС каждого слоя на уровнем зеркала свободной воды, структурный фактор и степень вторичных изменений. Прогноз влияния первых двух факторов с учетом высокой плотности разведочного бурения позволяет получить достаточно устойчивый результат. Достоверность прогноза последнего фактора из-за невысокой охарактеризованности керном по площади продуктивного пласта значительно ниже. В связи с этим скорректирована стратегия бурения горизонтальных скважин. Дополнительно для снижения рисков ускоренного формирования конусов воды и газа в водоплавающей нефтяной оторочке пласта БТ_7-8 Яро-Яхинского месторождения предложено к внедрению бурение многозабойных скважин (МЗС), что также позволит повысить выработку запасов и снизить рабочую депрессию на пласт при максимизации добычных показателей.

При работе с карбонатными залежами учет геологических особенностей их строения необходим для оценки изменения динамических свойств пласта при начале разработки и помогает реализовать максимально эффективную стратегию от выбора типа скважин до выделения перспективных зон бурения. Комплексный мультидисциплинарный подход, включающий анализ данных как на микроуровне (шлифы, керн), так и на «макроуровне (сейсмические исследования, межскважинное взаимодействие) позволил разработать концептуальную модель месторождения. На базе данной модели стало возможным достоверное прогнозирование фильтрационных свойств пласта по вертикали и по площади, что подтверждается результатами бурения новых скважин. Оценка основных факторов, влияющих на формирование фильтрационных свойств породы, выполнена в соответствии с алгоритмом анализа результатов петрографических исследований, используемым в ООО «Газпронефть НТЦ». Характерной особенностью месторождения является то, что вторичные преобразования породы контролируют качество резервуара и вносят как положительный, так и отрицательный вклад. Это значительно затрудняет прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств пласта. Для решения этих проблем необходимо поддерживать высокий уровень контроля разработки месторождения (охват промысловыми исследованиями – 100 % фонда скважин). Подготовлена программа специальных исследований эксплуатационных скважин. Ее реализация позволила получить по новым скважинам информацию в таком же объеме, как и по поисково-разведочным. Отмеено, что месторождений – близких аналогов в данном регионе нет, что делает результаты комплексных испытаний актуальными для изучения геологического строения региона в целом.

Анализ всех геологических факторов и текущих показателей разработки свидетельствует о необходимости применения бурения горизонтальных скважин в наиболее продуктивных зонах, выделяемых в рамках комплексного анализа, с целью повышения коэффициент охвата. На основе геолого-гидродинамической модели предложены перспективные зоны для дополнительного бурения, что позволит согласно расчетам на 3% увеличить коэффициент извлечения нефти на месторождении.

Список литературы

1. Saad Z. Jassim, Jeremy C. Goff Geology of Iraq, 2006.

2. Цифровой керн. Комплексирование данных петрографических исследований карбонатных пород с результатами изучения керна /

С.А. Идрисова, М.А. Тугарова, Е.В. Стремичев, Б.В. Белозеров. – СПб.: PROНефть, 2018. – № 2. – C. 36–41.

Нефтегазовое месторождение Кикинда (Сербия) открыто в 1959 г., введено в эксплуатацию в 1963 г. В разрезе от палеозойского фундамента до самых молодых плиоценовых отложений открыта 61 залежь. В настоящее время на месторождении разрабатываются шесть крупных объектов в отложениях понта и один сложнопостроенный объект в фундаменте.

Находящееся на последней стадии разработки нефтегазовое месторождение нефти Кикинда (Сербия) получило новый импульс освоения нижнего объекта в результате бурения целевой скважины на этот объект с отбором керна и проведением специального комплекса геофизических исследований двух скважин. По керну происхождение перспективных отложений определено как «озерные» турбидиты со всеми текстурными признаками, свойственными классическим турбидитам. Отложения сформированы в изолированном (периодически изолированном) относительно глубоком эпиконтинентальном бассейне с доминирующим влиянием тектоники. Механизм образования отложений аналогичен механизму образования отложений классических турбидитов, однако по размеру территории этот бассейн несопоставим с глубоководными бассейнами, где существуют современные турбидитовые системы и их погребенные древние аналоги.

Тонкослоистый коллектор при наличии прослоев слабо литифицированных песчаников потребовал разработки особой методики интерпретации и специальных методов неофизических исследований скважин. На базе специализированного программного обеспечения формализован авторский интерпретационный алгоритм, который позволяет в оперативном режиме составлять заключения по новым скважинам. Результатом переинтерпретации большей части данных по фонду скважин и переоценка запасов на основании новой геологической модели с учетом результатов седиментологического анализа стала программа разбуривания перспективных зон пропущенного объекта и геолого-технических мероприятий, которые успешно реализуются в настоящее время.

Список литературы

1. Gogic A., Milei E., Zhukovskaia E. Facial model as a key for successful exploitation: case study, Pannoninan basin, Late Miocene // In: A sedimentary journey through 3billion years in the new world. – 2018. – V. 2. – P. 870.

2. Zhukovskaia E., Olneva T. Тurbidites of epicontinental basins // XVII Serbian Geological Congress. Book of Abstracts. – 2018. – P. 226–232.

3. Thomas E.C., Stieber S.J. The distribution of shale in sandstone and its effects upon porosity // SPWLA. – 1975. – Р. 6–7.

4. Klein J.D., Martin P.R., Allen D.F. The petrophysics of electrically anisotropic reservoirs // The Log Analyst. – 1997. – May-June. – Р. 25–36.

Вынос песка является существенной проблемой при разработке пластов, представленных слабосцементированными породами. Для контроля выноса песка используются различные забойные фильтры. Гравийная набивка – один из наиболее универсальных типов подобных фильтров. В настоящее время отсутствуют методы, позволяющие оценить эффективность работы фильтров в зависимости от геологических и геомеханических параметров пласта.

В статье рассмотрена новая модель многокомпонентной суспензии, на основе которой можно оценить дополнительное сопротивление потоку, обусловленное наличием гравийного фильтра. Построенная модель описывает течение флюида с твердыми частицами разных размеров в пористой среде гравийной набивки. Модель основана на уравнениях закона сохранения массы для отдельных фаз в многофазных потоках. Фазы, рассмотренные в модели, делятся на несущий флюид, подвижные и неподвижные твердые частицы в потоке суспензии. Для замыкания модели использованы эмпирические зависимости вязкости флюида от концентрации твердых частиц в нем, зависимость для вероятности застревания подвижных частиц в пористой среде и соотношение для связи проницаемости и пористости гравийного фильтра. В отличие от ранее представленных моделей, в данной работе частицы различных размеров рассматриваются как отдельные фазы, благодаря чему можно учесть гранулометрический состав пластовых частиц. Адаптация модели может быть выполнена сравнением с результатами численных экспериментов на базе метода дискретных элементов и с промысловыми данными. Настроенная первым способом модель позволяет оценить динамику параметров гравийного фильтра в новой скважине, основываясь исключительно на гранулометрическом составе породы пласта. Данные, полученные в результате эксплуатации скважины, в дальнейшем позволяют улучшить оценку.

В целом, представленная модель может быть использована для расчета динамического изменения скин-фактора скважины, оборудованной гравийным фильтром, а также потенциально и для оптимизации подбора гранулометрического состава гравийной набивки.

Список литературы

1. Saucier R. Considerations in Gravel Pack Design // Journal of Petroleum Technology. – 1974. – V. 26. – № 2. – Р. 205–212.

2. Unneland T. An Improved Model for Predicting High-Rate Cased-Hole Gravel-Pack Well Performance // SPE 54759-MS. – 1999.

3. Furui K., Zhu D., Hill A. A New Skin Factor Model for Gravel-Packed Completions // SPE 90433-MS. – 2004.

4. McDowell-Boyer L., Hunt J., Sitar N. Particle Transport Through Porous Media // Water Resourses Research. – 1986. – V. 22. – № 13. – P. 1901–1921.

5. Boronin S.A., Osiptsov A.A., Tolmacheva K.I. Multi-Fluid Model of Suspension Filtration in a Porous Medium // Fluid Dynamics. – 2015. – V. 50. – № 6. – Р. 759–768.

6. Deep Bed and Cake Filtration of Two-Size Particle Suspension in Porous Media / R. Sacramento, Y. Yang, Z. You [et al.] // Journal of Petrolium Science and Engineering. – 2015. – V. 126. – P. 201–210.

7. Lezhnev K. Application of Discrete Element Method for Modelling Sand Control Systems // SPE 191525-18RPTC-MS. – 2018.

8. Coelho D., Thovert J.-F., Adler P. Geometrical and transport properties of random packings of spheres and aspherical particles // Physical Review E. – 1997. – V. 55. – № 2. – Р. 1959–1978.

9. Rong L., Dong K., Yu A. Lattice-Boltzmann simulation of fluid flow through packed beds of uniform spheres: Effect of porosity // Chemical Engineering Science. – 2013. – V. 99. – P. 44–58.

10. Osiptsov A. Hydraulic fracture conductivity: effects of rod-shaped proppant from lattice-Boltzmann simulations and lab tests // Advances in Water Resources. – 2017. – V. 104. – P. 293–303.

11. Van den Hoek P., Geilikman M. Prediction of Sand Production Rate in Oil and Gas Reservoirs // SPE 84496-MS. – 2003.

12. Prediction of Volumetric Sand Production and Wellbore Stability Analysis of a Well at Different Completion Schemes / J. Wang, D. Walters, R. Wan, A. Settari // The 40th U.S. Symposium on Rock Mechanics (USRMS). – Anchorage, Alaska, USA, 2005.

13. Sharma M., Wang H. A Fully 3-D, Multi-Phase, Poro-Elasto-Plastic Model for Sand Production // SPE 181566-MS. – 2016.

14. Estimating Sand Production Through Gravel Packs // C. Wu, M. Sharma, M. Fuller, S. Mathis // SPE 189481-MS. – 2018.

В последнее время в портфелях перспективных активов нефтяных компаний начинают преобладать сложные проекты с высокой степенью неопределенности по запасам и геологическому строению. Для успешной разработки таких месторождений требуются новые подходы. Одним из таких подходов является применение блочно-модульных технологий в обустройстве месторождений, которые позволяют эффективно работать в условиях неопределенности геологического строения и уровней добычи нефти. В статье приведены основные принципы модульной стратегии, разработанные и принятые в ПАО «Газпром нефть»: блочная поставка максимальной заводской готовности объектов инфраструктуры; унификация модульных решений; масштабируемость – адаптация технологии под изменяющиеся условия эксплуатации, связанные с ростом добычи скважинной продукции и изменением ее физико-химических свойств; мобильность; трансформация бизнес-процессов с применением модульных технологий. Компания «Газпром нефть» имеет значительный опыт применения модульных решений. На основе этого опыта выработаны основные принципы. В настоящее время в компании разработаны конструктивные и технологические решения для блочно-модульных установок подготовки нефти и мобильных комплексов для применения на этапе опытно-промышленных работ. С 2018 г. ведется апробация этих решений на крупных проектах компании с трансформацией бизнес-процессов проектирования, закупки и изготовления установок, разработки месторождений (ранняя нефть) с применением блочно-модульных решений. Только совокупная реализация приведенных выше принципов позволит: обеспечить запуск проектов в короткие сроки за счет сокращения сроков проектирования и строительства объектов; оптимизировать капитальные затраты (при неподтверждении добычи демонтаж блоков и модулей и транспортировка на другой проект) и минимизировать рисковый капитал при высокой геологической неопределенности; повысить NPV нерентабельных проектов.

Список литературы

1. Исмагилов Р.Р. Современные тренды развития нефтегазового инжиниринга // Нефть. Газ. Новации . – 2017. – № 9. – С. 25–30.

2. Лайкер Д.К. Дао Toyota: 14 принципов менеджмента ведущей компании мира. – М.: ООО «Альпина Паблишер», 2018. – 400 с.

Существенная доля новых проектов компании «Газпром нефть» зависит от полноты исходных данных и точности планирования объемов капитального строительства объектов инфраструктуры на ранних этапах работ. Перспективные лицензионные участки характеризуются крайне неоднородным строением грунтов, что может вызывать проблемы в процессе проектирования и строительства объектов, привести к увеличению сроков и стоимости при недостаточном внимании на этапе концептуального проектирования. Создание модуля оптимального размещения площадных объектов и трасс линейных объектов позволяет проводить анализ на ограниченных исходных данных, искать устойчивые и наиболее эффективные решения, в случаях появления новой информации оперативно пересчитывать и давать рекомендации по внесению корректировок в ранее зафиксированные решения.

Результатом текущих работ в рамках технологического проекта стал прототип модуля для информационной системы ЭРА:ИСКРА. Анализ и внедрение лучших практик работы с топографическими материалами, а также параллельное использование модуля стоимостного инжиниринга позволили разработать оптимизационные алгоритмы, учитывающие как технологические параметры объектов, так и различия в стоимости строительства в различных условиях. Модуль учитывает такие факторы, как рельеф местности, гидрологические, топографические особенности строительства существующих в данном районе других объектов.

Разработанные алгоритмы поиска оптимальной траектории дали возможность снизить стоимость коридоров коммуникаций на 10 % по сравнению с запроектированной. Полученный результат достигнут за счет уменьшения суммарной протяженности сети, расположения трубопроводов в наиболее оптимальных условиях строительства (минимизация пересечения болот), снижение диаметров трубопроводов (уменьшение общей протяженности сети и перепадов высот).

Список литературы

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

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

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

4. Экономико-математическое решение для построения оптимальной конфигурации линейных систем нефтегазовых месторождений / Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов, Н.З. Гильмутдинова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 60–63.

5. Лотарев Д.Т. Задача Штейнера для транспортной сети на поверхности, заданной цифровой моделью // Автоматизация и телемеханика. – 1980. – Вып. 10. – С. 104–115.

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

Статья продолжает серию публикаций, посвященных обеспечению айсберговой безопасности в период проведения поисково-разведочного бурения в арктических морях. В 2012-2017 гг. ПАО «НК «Роснефть» совместно с ФГБУ «Арктический и Антарктический научно исследовательский институт» и ООО «Арктический Научный Центр» (входит в состав корпоративного научно-проектного комплекса ПАО «НК «Роснефть») провели 12 комплексных экспедиционных работ в российской Арктике как в период максимального развития ледяного покрова, так и в период открытой воды. Проведенные исследования были направлены на получение новых данных об условиях окружающей среды (океанологические, ледовые, гляциологические, экологические) и на испытание средств обнаружения и отклонения опасных ледяных образований, характерных для арктических морей России.

Своевременное обнаружение айсбергов является важной задачей, особенно в условиях полярной ночи и плохой погоды. Лед, ветер, туман могут существенно снизить вероятность обнаружения опасных ледяных образований, что может стать критичным для успешного функционирования ледовой защиты. Несколько различных типов оборудования для обнаружения айсбергов могут быть использованы, но не существует идеального решения для всех случаев при работе на арктическом шельфе.

В статье приведены данные о морфометрических параметрах и дрейфу айсбергов в юго-западной части Карского моря, а также результаты проведенного анализа различных методов обнаружения айсбергов и слежения за их дрейфом. Эта информация может быть использована для разработки требований к системе обнаружения айсбергов при ледовой защите в арктических морях.

Список литературы

1. Исследования дрейфа ледяных образований на шельфе российской Арктики с помощью автоматических радиомаяков спутниковой системы ARGOS / И. В. Бузин, Н. А. Сухих (и др.) // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016 – С. 4–9.

2. Abramov V. Atlas of Arctic icebergs. Backbone Publishing Company. – 1996. – 70 p.

3. Bychkova I.A., Smirnov V.G. Use of satellite data for detecting icebergs and evaluating the iceberg threats // Ice and snow. – 2018. – № 4. – P. 537–551.

4. Smirnov V.G., Bychkova I.A. Satellite monitoring of ice features to ensure safety of offshore operations in the Arctic seas // Izvestiya, atmospheric and oceanic physics. – 2015. – V. 51. – № 9. – P. 935–942.

5. Исследование ледников Российской Арктики для обеспечения айсберговой безопасности работ на шельфе / О.Я. Сочнев, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 92–97.

6. Разработка и реализация технологии физического воздействия на айсберги для изменения параметров их дрейфа при освоении арктического шельфа / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 36–40.

Объектом моделирования являлся горизонт, объединяющий группу продуктивных пластов барремского возраста крупного нефтегазоконденсатного месторождения Широтного Приобья. Месторождение эксплуатируется более 40 лет и характеризуется значительной величеной остаточных запасов. Нефтяная оторочка толщиной до 10 м, в большинстве случаев контактная с водой или с газом по разрезу, а также высокая степень неоднородности разреза обусловили тяжелые условия эксплуатации уже на ранних стадиях разработки. Результаты каротажа новых скважин свидетельствуют о высокой степени неоднородности остаточных запасов по разрезу, наличии обширных зон внедрения подошвенных и закачиваемых вод. Для успешного планирования мероприятий по повышению нефтеотдачи объекта и вовлечения в разработку недренируемых запасов проведено уточнение геологической модели с учетом новых данных о геологическом строении залежи.

В статье представлены результаты изучения условий формирования продуктивного горизонта, а также цикличности, на основании которой выделено четыре пласта и проведена корреляция более 8 тыс. скважин. Фациальная типизация отложений и верификация выделенных обстановок осадконакопления с геофизическими скважинными и сейсмическими данными позволила дополнить существующие представления о формировании объекта, распространении тел коллекторов и их качественных характеристик. Изучены фильтрационно-емкостные свойства пород с учетом их фациальной принадлежности. Предложены новые зависимости для расчета петрофизических характеристик для отдельных пластов и зон. Построена геологическая модель объекта, проведен пересчет значений проницаемости в пределах экспериментального сектора. Рассмотрены методы типизации пород-коллекторов с привлечением разных методов классификации. Полученные данные станут основой для гидродинамического моделирования.

Список литературы

1. Атлас и объяснительная записка к Атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000. – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. – 85 с.

2. Алексеев В.П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии). – Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. – 209 с.

3. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллектора). – Томск: Томский политехнический университет, 2007. – 154 c.

4. Геология для нефтяников / под ред. Н.А. Малышева и А.М. Никишина. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 360 с.

5. Мангазеев В.П., Белозеров В.Б. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – С. 66–70.

К нетрадиционным углеводородам относят ресурсы, расположенные в сложных геологических условиях, «нетрадиционных» ловушках, требующие применения новых методов разведки, добычи, переработки и транспортировки. Выделение отложений доманикового типа в качестве нефтематеринской свиты и литологические особенности разреза дают возможность рассматривать их в качестве целевого объекта при поиске нетрадиционных скоплений углеводородов.

На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции отложения доманикового типа имеют широкое развитие в составе верхнедевонско-турнейского осадочного комплекса. Им присуще большое литолого-фациальное многообразие, с ними связаны различные ловушки углеводородов, как традиционные, так и нетрадиционные. Доманикоиды Бузулукской нефтегазоносной области бурением изучены очень неравномерно. Доманиковые фации вскрывались бурением попутно, при изучении более древних горизонтов девона. В регионе среднефранско-турнейские отложения доманикового типа наиболее разбурены в пределах традиционных месторождений по отложениям «терригенного» девона. На остальной территории изученность бурением существенно ниже. Троицкое месторождение - первое месторождение нефти в доманикоидах в Оренбуржье, поставленное на государственный баланс. Разработка месторождений углеводородов, приуроченных к отложениям доманикоидного типа, до настоящего времени не осуществляется. Особый интерес представляет изучение трещиноватости в низкопроницаемых коллекторах, к которым относятся и доманикоидные отложения. Применение сейсморазведки МОГТ 2D c использованием инновационных методов активной и пассивной сейсморазведки (сейсмический локатор бокового обзора, сейсмическая локация нефти и газа) поможет скорректировать представления об особенностях образования, миграции и накопления нефти, а также поиска подвижных углеводородов непосредственно в доманиковых отложениях.

Список литературы

1. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций / М.И. Зайдельсон, С.Я. Вайнбаум, Н.А. Копрова [и др.]. – М.: Наука, 1990. – 79 с.

2. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов / Т.А. Кирюхина, Н.П. Фадеева, А.В. Ступакова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2013. –  № 3. – С. 76-87.

3. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / Ред. С.Г. Неручева. – Л.: Недра, 1986. – 247 с.

4. Прищепа О.М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа в зонах нефтегазонакопления // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т.6. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/6/44_2011.pdf

5. Геологический отчет о результатах работ, выполненных по объекту «Сейсморазведочные работы на доманикоидные отложения Бузулукской впадины» / А.О. Навроцкий [и др.]. – М.: Московский филиал ФГБУ «Росгеолфонд» «ВНИИГеосистем», 2016. – 4648 с.

6. Чиркин И.А. Изучение объемной структуры трещиноватости нефтенасыщенных отложений на Северо-Демьянском нефтяном месторождении Тюменской области методом сейсмолокации бокового обзора. – М.: Росгеолфонд, 1999. – 36 с.

7. Определение трещиноватости продуктивных толщ рифея методом СЛБО на востоке-северо-востоке Куюмбинского и северо-северо-западе Терско-Камовского лицензионных участков (методическое сопровождение полевых работ, обработка и интерпретация материалов) / И.А. Чиркин, А.С. Жуков, А.В. Волков [и др.]. – М.: Росгеолфонд, 2007. – 153 с.

Высокая стоимость строительства скважин традиционной конструкции (эксплуатационная колонна диаметром 168 мм) делает нерентабельным извлечение остаточных запасов на месторождениях Пермского края, находящихся на поздней стадии разработки. В результате изменения конструкции скважины за счет уменьшения диаметров обсадных колонн и применения буровых установок меньшей грузоподъемности обеспечивается сокращение стоимости строительства скважины на 25 %.

В статье рассмотрены опыт строительства скважин малого диаметра (СМД) и технико-технологические решения для дополнительного сокращения времени проведения работ и минимизации рисков. Положительные результаты подтверждены динамикой коммерческой скорости строительства СМД. Предложено технологическое решение, позволяющее реконструировать СМД методом бурения бокового ствола. Приведены результаты бурения многозабойной СМД.

К настоящему времени проектная система разработки с использованием наклонно направленных СМД реализована на башкирском объекте (Бш) Гондыревского месторождения. В 2011-2017 гг. на этом месторождении пробурены 30 СМД (51 % действующего фонда скважин на объекте) со средним начальным дебитом нефти 7,8 т/сут. Полученные результаты послужили основанием для дальнейшего тиражирования данной технологии. В среднесрочной перспективе планируется расширить объемы бурения СМД при формировании систем разработки на башкирских, верейских и каширо-верейских объектах Баклановского, Батырбайского, Красноярско-Куединского, Кокуйского, Шагиртско-Гожанского, Ножовского, Шумовского месторождений. Принимая во внимание значительное снижение стоимости строительства СМД, достигнутое за счет внедрения новых решений, предложено пересмотреть критерии минимальных рентабельных дебитов нефти и удельных извлекаемых запасов для скважин разной архитектуры, а также провести технико-технологическую оценку бурения СМД на более глубокие горизонты (тульско-бобриковский и турнейский).

Список литературы

1. Бурение скважин малого диаметра как способ снижения затрат при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин / К.А. Мещеряков, В.А. Яценко, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2013. – № 10. – С. 62–65.

2. Результаты строительства первой многозабойной скважины малого диаметра в ПАО «ЛУКОЙЛ» / К.А. Мещеряков, Г.В. Окромелид­зе, В.А. Яценко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 47–49.

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

4. Кадыров А.Х., Глуходед А.В. Установки одновременно-раздельной добычи для скважин малого диаметра // Инженерная практика. – 2017. – № 6. – С. 4–11.

5. Маликов М.М. Внедрение технологии одновременно-раздельной закачки на скважинах с эксплуатационными колоннами малого диаметра // Инженерная практика. – 2017. – № 6.– С. 12–14.

Бурение глубоких скважин сложного профиля с применением технологии с использованием управляемого винтового забойного двигателя-отклонителя сопряжено со многими трудностями, вызванными спецификой комбинированного способа бурения. Возрастают силы сопротивления при движении бурильной колонны, осложняется передача требуемой нагрузки на долото, резко ухудшается управляемость компоновки, затруднена реализация проектного профиля скважины и др. С целью преодоления возникающих проблем рассмотрено применение профиля с несколькими участками набора зенитного угла, чередующимися с участками стабилизации. Это обусловливает требование максимально точной реализации запроектированного радиуса кривизны скважины на участке набора зенитного угла. Предложены компоновки, спроектированные из условия контакта их элементов со стенками скважины по дуге окружности в четырех точках. Рассчитаны геометрические параметры таких компоновок, включающих долота диаметром 215,9 и 220,7 мм, двигатель-отклонитель диаметром 172 мм с углами перекоса 0,75-1,5^о и два центратора для реализации радиусов кривизны 200-800 м. Показано, что при бурении или проработке ствола скважины с каждым оборотом бурильной колонны возникает ситуация, когда искривление скважины и отклонителя направлены противоположно. Следствием этого является опасность динамического взаимодействия нижнего центратора и искривленного переводника с верхней стенкой скважины при отсутствии зазоров между ними, а также верхнего центратора с нижней стенкой скважины, что может оказаться опасным для элементов компоновки, включая телесистему. Предложена методика расчета всех указанных зазоров. Расчетные формулы включают геометрические параметры компоновок, координаты дуги окружности требуемого радиуса кривизны скважины и величину прогиба компоновки, расположенной в искривленной скважине при разных значениях зенитного угла. Деформированное состояние компоновки рассчитано по разработанной методике с применением программы ANSYS. Выполненное исследование позволяет выбрать компоновку на базе забойного двигателя-отклонителя диаметром 172 мм с углами перекоса 1 и 1,25^о, долотами диаметрами 215,9 и 220,7 мм для реализации запроектированного радиуса участков набора зенитного угла в пределах 400-800 м. Применение предложенного решения позволит сократить число операций по коррекции траектории и повысить качество ствола скважины.

Список литературы

1. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков, К.М. Солодкий / Под ред. А.Г. Калинина. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 647 с.

2. Проектирование отклоняющей компоновки с двигателем-отклонителем по четырехточечной схеме ее взаимодействия со стенками скважины / Е.Г. Гречин, В.В. Долгушин, В.А. Пяльченков [и др.] // Н

В статье рассмотрены такие показатели эффективности бурения, как непроизводительное время строительства скважин и затраты времени на механическое бурение и плановые спускоподъемные операции. Непроизводительное время бурения наклонно направленной скважины на месторождении, как правило, составляет 3,2 % общего времени строительства. Показано, что применение роторных управляемых систем снижает затраты времени на механическое бурение и плановые спускоподъемные операции, способствует повышению средней механической скорости бурения в зависимости от интервала на 8-40 %. Это позволяет бурить скважины с опережением графика на 7 сут и более. Определены недостатки существующих российских и зарубежных роторных управляемых систем, обусловленные несовершенством конструкции, низкой точностью и несовершенством технологии. В разработанной системе управления буровым инструментом усовершенствована конструкция привода отклонения вала долота за счет использования трех электрических приводов с датчиками обратной связи, которые управляются электронным модулем. С целью повышения точности позиционирования долота в предложена конструкция системы управления буровым устройством, в которую входит модуль определения пространственного положения на основе системы геостационарности и волоконно-оптических гироскопов с замкнутым контуром. Система управления буровым устройством имеет модульный тип, что позволяет включать ее в состав различных компоновок бурильной колонны. Приведены результаты исследования прототипа модуля определения пространственного положения системы управления буровым устройством, при которых модуль отклонялся на разные углы, программно имитировалось углубление скважины, снимались замеры зенитного и азимутального углов. Анализ результатов исследований показал, что абсолютные погрешности измерений азимутальных и зенитных углов не превышают 0,5 %.

Список литературы

1. Балденко Д.Ф., Вервекин А.В., Плотников В.М. Пути дальнейшего совершенствования технологии бурения скважин с применением винтовых забойных двигателей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 19. – С. 165–174. – DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.7.

2. Применение роторной управляемой системы powerdrive и системы каротажа periscope при бурении горизонтальной скважины / И.П. Заикин, М.В. Панков, Н.А. Исмаилов, С.В. Пушкарев // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 68–70.

3. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 29–36.

4. Нуцкова М.В., Рудяева Е.Ю. Обоснование и разработка технико-технологических решений для повышения эффективности бурения скважин в условиях поглощения промывочной жидкости // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – № 2. – С. 104–114. – DOI: 10.15593/2224-9923/2018.2.1.

5. Pat. 6158529 USA Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve / A.P. Dorel; Schlumberger Technology Corporation. – № 09/210520; 11.12.98; 12.12.00.

6. Пат. 2618535 РФ Способ контроля направления вращательной управляемой буровой компоновки с использованием каналов с переменным потоком флюида / Д. Уинслоу, Н. Деолаликар; заявитель и патентообладатель Хэллибертон энерджи сервисиз, ИНК. (US). – № CN20128077257; заявл. 29.07.15; опубл. 11.09.18.

7. Pat. WO2013122603A1 Directional drilling systems / R.C. Smith, K.N. Kanji; Halliburtion energy services. – № PCT/US2012/025633; 17.02.12; 22.08.13.

8. Пат. № 2612403 РФ. Устройство для гидромеханического управления направленным роторным бурением // Г.Г. Ишбаев, Д.С. Гиниятов, И.Р. Ишмуратов, С.Ю. Вагапов; заявитель и патентообладатель ООО НПП «БУРИНТЕХ». – № 2016112807; заявл. 04.04.16; опубл. 09.03.17.

9. Пат. № 2123108 РФ. Способ управления направленным бурением наклонных скважин и устройство для его осуществления // В.С. Литвиненко, Б.Б. Кудряшов, О.М. Петров, А.М. Рубинраут; заявитель и патентообладатель Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова. – № 96107015/03; заявл. 15.04.96; опубл. 10.12.98.

10. Пат. № 2192535 РФ. Шарнирный переводник// Д.Ф. Балденко, А.В. Власов, Н.Ф. Мутовкин, А.С. Повалихин, Н.А. Стрельцов; заявитель и патентообладатель ОАО НПО «Буровая техника». – № 2001111408/03; заявл. 27.04.01; опубл. 10.11.02.

11. Исследование надежности блока отклонения системы управления буровым устройством / Д.Ю. Русинов, М.С. Турбаков, А.А. Куницких, Н.И. Крысин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 98–101.

12. Разработка телеметрической системы мониторинга забойных параметров при строительстве скважин / С.Н. Кривощеков, А.А. Мелехин, М.С. Турбаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 86–89. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-9-86-88.

13. Повышение точности определения пространственного положения скважины с помощью телеметрической системы / С.Н. Кривощеков, М.С. Турбаков, А.А. Мелехин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 102–104. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-12-102-104.

14. Моделирование процесса управления траекторией скважины в телеметрической системе / Н.И. Крысин, С.Н. Кривощеков, М.С. Турбаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 105–107.

15. Синтез структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении роторной управляемой системой / Кычкин А.В., Володин В.Д., Шаронов А.А. [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 128–132.

Уникальное Арланское месторождение успешно разрабатывается на протяжении 60 лет. С 2010 г. наблюдается растущая динамика добычи нефти. Так, за счет применения высокоэффективных технологий, таких как бурение горизонтальных скважин (ГС), в том числе с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), проппантных и кислотных гидроразрывы пласта (ГРП), а также организации мероприятий, направленных на совершенствование системы поддержания пластового давления (ППД), добыча нефти увеличена на 17 %. Основной объект разработки – терригенная толща нижнего карбона - находится на завершающей стадии разработки, при этом активно вводится в эксплуатацию второй по величине извлекаемых запасов каширско-подольский объект. Актуальными задачами для дальнейшей разработки месторождения являются локализация остаточных извлекаемых запасов в терригенной толще и формирование системы разработки каширско-подольского объекта.

Для локализации остаточных запасов использовался геолого-промысловый анализ степени выработки многопластового объекта с применением секторного геолого-гидродинамического моделирования. Для обоих объектов с учетом особенностей их геологического строения, свойств флюидов и текущего состояния разработки создана детальная стратегия разработки, предусматривающая как системное применение передовых методов разработки (бурение ГС и боковых горизонтальных стволов с МГРП, проведение проппантного и различных типов кислотных ГРП), так и использование дифференцированных систем воздействия на пласт и мероприятий по регулированию процесса эксплуатации скважин добывающего и нагнетательного фонда. Реализация стратегии позволит увеличить добычу нефти месторождения, создать эффективную систему разработки каширско-подольского объекта, сократить объем попутно добываемой воды на основном объекте разработки и увеличить полноту его выработки.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012. – 704 с.

2. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов, Э.М. Тимашев. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 368 с.

3. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений // М.М. Саттаров, Е.А. Андреев, В.С. Ключарев [и др.]. – М.: Недра, 1969. – С. 240.

4. Габитов Г.Х., Лозин Е.В. Проектирование разработки Арланского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 7.– С. 76–79.

5. Влияние особенностей геологического строения объекта КПО Арланского месторождения с пелитоморфными пластами на начальные показатели работы скважин / А.Н. Червякова, Д.В. Будников, Р.В. Ахметзянов [и др.]. В сб. Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть» // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 2016. – Вып. 124. – 694 с.

6. Повышение эффективности выработки запасов терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения / Н.В. Федоренко, Е.В. Лозин, А.Т. Гареев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9.– С. 106–110.

7. Поиск перспективных участков для бурения скважин и боковых стволов с использованием результатов геологического моделирования и геолого-промыслового анализа на примере ТТНК Ново-Хазинской площади Арланского месторождения / А.Н. Червякова, А.Т. Гареев, А.М. Вагизов, Т.Р. Хисамиев. В сб. Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть» // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 2016. – Вып. 124. – 694 с.

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

Для моделирования карбонатных коллекторов, имеющих трещиновато-кавернозное строение, в которых движение флюидов происходит по сети трещин, принято использовать модели двойной среды, где блоки матрицы содержат основные запасы углеводородов. При этом свойства пласта для трещин и матрицы задаются отдельно. На практике при создании моделей двойной пористости/проницаемости имеются некоторые особенности. Свойства матрицы изучаются с применением регламентированных способов и методов. Для оценки свойств трещин, таких как геометрические размеры, проницаемость, продуктивность, используются методы, которые в основном носят экспериментальный характер или основаны на предположениях. Это в итоге может снижать достоверность полученных при моделировании результатов.

Для оптимизации процесса гидродинамического моделирования подобных коллекторов, снижения рисков, обусловленных их геологическим строением и несоответствием данных лабораторных экспериментов пластовым условиям (для трещиноватого коллектора), предложен способ создания и настройки гидродинамических моделей с использованием модели одинарной среды. Обоснован и применен ряд принципиальных решений, направленных на изменение принципов моделирования работы коллектора. Не прибегая к модели двойной среды, удалось воспроизвести совместную работу матриц и трещин, при этом основные (подтвержденные исследованиями) фильтрационно-емкостные свойства заданы для единого коллектора. На примере единичной залежи удалось провести ряд численных экспериментов, результаты которых подтвердили целесообразность выбранных решений.

В статье последовательно рассмотрены решения и инструменты, позволяющие провести успешную инициализацию и адаптацию гидродинамической модели сложнопостроенного карбонатного коллектора, не прибегая к использованию двойной среды.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. – Уфа. Баш­НИПИнефть, 2015. – 704 с.

2. Бурзунова Ю.П. Трещины горных пород вблизи разломов: особенности применения структурно-парагенетического анализа // Геодинамика и тектонофизика. – 2017. – Т. 8. – № 3. – С. 673 – 693. doi:10.5800/GT-2017-8-3-0312

3. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: пер. с англ. Н.А. Бардиной, П.К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского / Под ред. А.Г. Ковалева. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

В статье рассмотрены вопросы повышению эффективности разработки карбонатных коллекторов путем совершенствования технологий стимуляции. Кислотный гидроразрыв пласта (ГРП) используется в карбонатных отложениях для создания высокопроводящих каналов и присоединения к сети естественных трещин. Сложное геологическое строение обусловливает низкую эффективность кислотных составов, что приводит к снижению связанности системы трещин и ухудшению показателей эксплуатации скважин. Одним из путей повышения эффективности стимуляции пласта в данных условиях является применение технологии проппантно-кислотного ГРП, сочетающего преимущества кислотного и проппантного гидроразрыва. Технология позволяет повысить охват кислотным воздействием карбонатных отложений повышенной неоднородности, а также поддержать раскрытость трещин в процессе эксплуатации. В статье представлены результаты применения проппантно-кислотного ГРП на месторождениях Республики Башкортостан. Дано описание основ технологии, опыта ее внедрения и процесс эволюции, проведен анализ эффективности. На основе выполненного анализа авторами определены наиболее эффективные условия применения технологии проппантно-кислотного ГРП для месторождений рассматриваемого региона. Ключевыми условиями является обеспечение притока жидкости из пласта к закрепленной трещине гидроразрыва, а также наличие повышенной неоднородности по объему породы. Первое условие выполняется для коллекторов со средней и высокой проницаемостью, разрабатываемых с системой поддержания пластового давления. Второе вызвано низким охватом кислотным составом объектов с наличием переслаивающихся нерастворимых пород, естественных каналов высокой проводимости. Выявленная область применения позволяет определить оптимальный способ воздействия на породу для каждого объекта с учетом его геолого-физической характеристики и текущего состояния разработки.

Список литературы

1. Разработка методического обоснования применимости технологии ГРП на карбонатных коллекторах месторождений, эксплуатируемых ООО «Башнефть-Полюс» / И.Д. Латыпов, Д.В. Ефимов, К.Ю. Муринов [и др.]. В сб. Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть» // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 2016. – Вып. 124. – С. 359–365.

2. Масштабное внедрение гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан / В.Ф. Чекушин, А.А. Колесников, М.Р. М

В ПАО «Татнефть» при текущем ремонте скважин широко применяются подъемники малой грузоподъемности, а также растет число скважин, оборудованных пакерно-якорным оборудованием для реализации различных технологических схем механизированной эксплуатации. Часто в ходе текущего ремонта не удается сорвать это оборудование для извлечения. Это обусловило необходимость создания устьевого гидравлического устройства – домкрата. Разработанный в ТатНИПИнефти домкрат ДУГ-40 позволит с малыми затратами устранять внутрискважинные осложнения без использования подъемников капитального ремонта скважин. Существуют разные виды устьевых домкратов, в основном это устройства с массивными поперечными плитами и упором на грунт. Все эти устройства имеют большую массу, и для их установки требуются автокраны, особенно в случаях высоко расположенной насосной трубы, заклинившей подвески, необходимо проводить специальную подготовку устья (сооружать площадку, укладывать упорные плиты). Основными отличиями ДУГ-40 являются большая длина хода (около 1 м), выдвижение вверх перевернутого вверх дном цилиндра, опора на устьевую муфту эксплуатационной колонны, возможность работать с перехватом за счет применения двух спайдеров. Усилие, развиваемое домкратом, составляет 500 кН. Разработанный гидравлический домкрат имеет простую конструкцию, благодаря низкому размещению верхнего захвата позволяет легко манипулировать им. За счет упора в устьевую муфту можно отрывать от устьевого фланца «прикипевшую» планшайбу (трубодержатель) вместе с колонной труб. В конструкции домкрата предусмотрен принудительный гидравлический возврат цилиндра в исходное положение с использованием кольцевого пространства, образованного штоком поршня и цилиндра. Опытно-промышленные работы с применением домкрата проведены на скважинах ПАО «Татнефть». Выполнены следующие виды работ: срыв пакеров и якорей, прихваченного оборудования, трубодержателя.

В статье дано описание конструкции домкрата и принципа его работы, а также приведены результаты промысловых испытаний на 14 скважинах компании, подтвердившие эффективность его применения.

Список литературы

1. Домкрат гидравлический ДГ2-100 / ЗАО «Буровое нефтепромысловое оборудование». – http://bno.su/domkrat-gidravlicheskiy-dg2-100

2. Установка для извлечения обсадных колонн УИТ-400 / ООО «ОйлПром-Синергия». – http://oilprom-synergy.ru/neftepromyslovoe-oborudovanie/207-oborudovanie-dlya-remonta-skvazhin/ustan...