В статье рассмотрены вопросы планирования и проведения экспедиционных ледовых и гидрометеорологических исследований на лицензионных участках арктического шельфа в интересах компании-недропользователя, в том числе приведены сведения о целях и задачах, требованиях к результатам, основных направлениях и методах исследований в рамках указанных работ. Определены задачи экспедиционных ледовых и гидрометеорологических исследований для обеспечения данными как стадии поискового бурения, так и проектирования морских нефтегазопромысловых сооружений круглогодичной работы на замерзающих акваториях. Кроме того, представлены сведения о судах и прочих технических средствах, привлекаемых к проведению экспедиционных исследований в зависимости от решаемой задачи. В качестве примера приведен уникальный опыт проведения крупномасштабных экспедиционных исследований, которые выполнены в Баренцевом, Карском, Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском морях в интересах ПАО «НК «Роснефть» в 2012-2020 гг. В организации экспедиционных исследований были задействованы ведущие российские научные организации: «Арктический и антарктический научно-исследовательский институт», «Арктический Научный Центр», «Дальневосточный Федеральный Университет». Приведенные в статье рекомендации позволяют оптимизировать экспедиционные и камеральные работы по изучению условий окружающей среды на арктических акваториях, в первую очередь в части проведения ледовых исследований и изысканий. Полученные данные могут быть использованы при проектировании объектов инфраструктуры для разведки, добычи и транспорта углеводородов на замерзающих акваториях континентального российского шельфа, а также для концептуальной проработки вопросов морской логистики, связанной с транспортировкой углеводородов по Северному Морскому Пути. 

Список литературы

1. Исследования гидрометеорологического и ледового режимов на акватории Хатангского лицензионного участка в акватории моря Лаптевых / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 22–27. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-3-22-27.

2. Особенности развития консолидированного слоя гряд торосов в морях Карском и Лаптевых / В.А. Павлов, К.А. Корнишин, Е.У. Миронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 49–54.

3. Опыт обнаружения и оценки айсбергов на акватории юго-западной части Карского моря в 2012–2017 гг. / В.А. Павлов, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 82–87. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-12-82-87.

4. 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. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-11-36-40.

5. Особенности учета сезонной изменчивости прочностных свойств ровного льда при освоении российского континентального шельфа / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 51–56. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-11-51-55.

6. Особенности учета сезонной изменчивости прочностных свойств ледяных образований при освоении российского континентального шельфа / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, Я.О. Ефимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 63–67. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-8-63-67.

7. 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. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-10-92-97.

8. Разработка технологии буксировки айсбергов в целях снижения айсберговой опасности при освоении лицензионных участков на арктическом шельфе / К.А. Корнишин, Я.О. Ефимов, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 48–51. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-48-51.

9. Особенности физического воздействия на айсберги при наличии льда на акватории при освоении арктического шельфа / О.Я. Сочнев, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 78–81. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-78-81. 

В статье рассмотрены вопросы оценки экономического эффекта от применения информационной системы (ИС) для мониторинга ледовой обстановки в шельфовых проектах ПАО «НК «Роснефть». Проведение геолого-разведочных работ в районах с высокой айсберговой опасностью требует организации постоянного мониторинга ледовой обстановки и современного реагирования на возможные ледовые угрозы. Адекватная оценка ледовых угроз, а также своевременные действия по их устранению позволяют избежать необоснованной остановки работ, простоя морской буровой установки и судов обеспечения, а также обусловленных этим простоем финансовых потерь. Необходимость обеспечения адекватности оценки ледовых угроз и соотнесение этих угроз с программой работ потребовало создания ИС. Разработанная ИС предназначена для мониторинга ледовой и гидрометеорологической обстановки, прогнозирования ее изменений, своевременного обнаружения всех потенциально опасных ледяных образований (айсбергов и их обломков), выполнения эффективного физического воздействия на эти объекты (обычно буксировки) в целях изменения траектории дрейфа. Реализованные в ИС функции позволяют выполнять интеграцию данных, полученных из различных источников (спутниковые снимки, данные авиационной разведки, данные метеостанций, гидрометеорологические прогнозы и пр.), и проводить постоянную оценку ледовых угроз, а также дают возможность рассчитать рекомендованную траекторию и режим буксировки ледяных образований. Создание ИС и ее применение в шельфовых проектах ПАО «НК «Роснефть» позволило повысить безопасность проведения геолого-разведочных работ в районах с высокой айсберговой опасностью, а также существенно сократить возможные простои по причине ледовых угроз.

Статья подготовлена специалистами ПАО «НК «Роснефть» и управления геологии и разработки компании ООО «РН-Шельф-Арктика» – дочернего общества ПАО «НК «Роснефть», которое осуществляет геологическое изучение и разведку углеводородного сырья на лицензионных участках rомпании на арктическом и дальневосточном шельфах Российской Федерации. В статье представлен обзор строения и условий осадконакопления пермских терригенных отложений акваториального продолжения Колвинского мегавала – обширной зоны нефтегазонакопления, в пределах которой на суше Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ) выявлены Харьягинское, Возейское, Южно-Хыльчуюское месторождения нефти с широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности: от нижнего девона до триаса. Актуальность исследований обусловлена наличием доказанной продуктивности пермских терригенных отложений в пределах Тимано-Печорского НГБ. Обобщение результатов предыдущих работ и включение новых материалов интерпретации детальной сейсморазведки 3D позволило уточнить геологическое строение и условия формирования пермских терригенных отложений в районе Поморского вала – акваториального продолжения Колвинского мегавала; выделить и закартировать наиболее перспективные отложения – потенциальные резервуары углеводородов и участки, которые могут рассматриваться в качестве возможных зон их распространения; снизить степень неопределенности, связанной с наличием и качеством коллектора, для терригенных нижнее- и верхнепермских отложений в районе исследований. В работе использованы результаты интерпретации 3D и 2D сейсмических исследований, а также геолого-геофизические данные, полученные на соседних площадях. Учтены также данные, полученные в рамках регионального изучения Печорского моря, в том числе работ, выполненных по заказу ПАО «НК «Роснефть» в 2017-2018 гг. Выявленные закономерности формирования резервуаров и прогноз их распространения по площади представляют практическую значимость, поскольку способствуют снижению степени неопределенности, связанной с наличием коллектора, и, следовательно, увеличению эффективности геолого-разведочных работ на шельфе.

Список литературы

1. Атлас нефтегазоносности и перспектив освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья Ненецкого автономного округа. – Нарьян-Мар, ГУП НАО «НИАЦ», 2004. – 115 с.

2. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции России и сопредельных стран. – Москва: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005. – 570 с.

3. Природные резервуары в терригенных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна / Е.О. Малышева, З.В. Ларионова, Н.Н. Рябинкина, Н.Н. Тимонина. – Сыктывкар: Коми научный центр УрО РАН, 1993. – 154 с.

4. Теплов Е.Л., Костыгова П.К., Ларионова З.В. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции. – СПб: ООО «Реноме», 2011. – 286 с.

5. Тимано-Печорский седиментационный бассейн (Атлас геологических карт и объяснительная записка) / З.В. Ларионова, В.И. Богацкий, Е.Г. Довжикова [и др.]. – Ухта: Изд-во ТП НИЦ, 2000. – 122 с.

6. Грунис Е.Б., Маракова И.А., Ростовщиков В.Б. Особенности строения, условия формирования пермского терригенного комплекса, этапы образования неантиклинальных ловушек в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. – 2017. – № 1. – С. 13–25.

В периметре ПАО «НК «Роснефть»» особое внимание уделяется проведению научно-исследовательских работ на территориях Западно-Сибирского осадочного бассейна, которые характеризуются невысоким углеводородным потенциалом, но могут представлять интерес для компании в будущем. К таким объектам относятся юрские резервуары в периферийных районах бассейна, так как прогноз их фазового насыщения затруднен. Наличие этой проблемы не позволяет компании активно инвестировать в проведение поисково-разведочных работ на таких территориях. Для оценки возможности наращивания базы углеводородных ресурсов ПАО «НК «Роснефть»» за счет открытия новых залежей в периферийных районах Западно-Сибирского бассейна необходимо изучение механизма образования залежей разного фазового состава. Например, в северных районах Уватского района, где в основном встречаются мелкие нефтяные залежи, в 2014 г. открыто Южно-Венихъяртское газоконденсатное месторождение. Фазовый состав углеводородов в нижнемеловых отложениях этого месторождения оказался нетипичным для рассматриваемой территории.

В статье рассмотрены результаты изучения природы формирования газоконденсатов на периферийных территориях Западно-Сибирского осадочного бассейна на примере Южно-Венихъяртского газоконденсатного месторождения. Дана краткая характеристика геологических, геодинамических, геохимических, термобарических и тектонических условий, которые необходимы для формирования и существования газоконденсатных залежей на глубинах до 2 км на периферийных территориях Западно-Сибирского бассейна. Отмечено, что установление механизма формирования газоконденсатных залежей на периферийных территориях осадочных бассейнов позволит компании расширить перспективы поисковых работ не только в северных районах Уватского региона Тюменской области, но и в южных районах Ханты-Мансийского автономного округа. 

Список литературы

1. Адаптация методологии поиска новых залежей углеводородов в юрском и неокомском интервалах разреза на территории лицензионных участов Уватского проекта по результатам геолого-разведочных работ 2015–2019 гг. / О.В. Елишева, Е.Л. Лазарь, Е.А. Лыжин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 12. – С. 2–7. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-32-37

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

3. Конторович А.Э. Очерки теории нафтидогенеза. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2004. – 545 c .

4. Особенности состава, свойств и фазовых характеристик пластовых смесей глубокозалегающих залежей нефтегазоконденсатных месторождений ПАО «Газпром» / Д.В. Люгай, В.И. Лапшин, А.Н. Волков [и др.] // Вести газовой науки. – 2015. – № 4(24). – С. 74–83.

5. Особенности фазового поведения пластовых газоконденсатных систем в области прямого испарения / В.И. Лапшин [и др.] // Вести газовой науки. – 2016. – № 2(26). – С. 131–137.

6. Жузе Н.Г. Остаточная насыщенность залежей неокома севера Западной Сибири – дополнительный источник УВ-сырья // Геология нефти и газа. – 1989. – № 11. – С. 8-14.

7. Проблема формирования газоконденсатных систем / Е.И. Тараненко, Ю.А. Герасимов [и др.] // Вестник РУДН, серия инженерные исследования. – 2008. – № 1. – С. 96–104.

8. Баженова О.К. Ранняя генерация нефти и перспективы нефтеносности небольших глубин // Обзор МГП «Геоинформак». Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. – 1992. – Вып. 6. – С. 50–52.

9. Строганов Л.В., Скоробогатов В.А. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири. – М.: Недра, 2004. – 415 с.

10. Былинкин Г.П. Оценка фазового перехода глубокопогруженных пластовых флюидов // Геология нефти и газа. – 2006. – № 2. – С. 55–63.

11. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. – Л: Недра, 1969, 240 с.

12. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР. Сер. Геология. - 1967. - № 11. - С. 135-156.

13. Лопатин Н.В. Историко-генетический анализ нефтеобразования с использованием модели равномерного непрерывного опускания нефтематеринского пласта // Известия АН СССР. Сер. Геология. - 1976. - № 8. - С. 93-101.

14. Характер поведения геохимических коэффициентов в области низких давлений в процессе разработки месторождения / А.Н. Волков [и др.] // Вести газовой науки. – 2016. – № 2(26). – С. 28–33.

15. Зорькин Л.М. Генезис газов подземной гидросферы (в связи с разработкой методов поиска залежей углеводородов). – http://geosys.ru/images/articles/Zorkin_1_2008.pdf

16. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. – М.: Недра, 1987. – 181 с.

17. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. – Л.: Недра, 1974. – 151 с.

18. Использование палеотектонических реконструкций на лицензионных участках Увата для снятия геологических рисков по незаполнению выявленных ловушек углеводородами / О.В. Елишева [и др.] // Материалы конференции «Трофимуковские чтения». – Новосибирск, 2019. – 382 с.

Создание достоверной непротиворечивой геологической модели объекта исследований является одной из важнейших задач. При этом одна из основных проблем заключается в достоверности сейсмических прогнозов фильтрационно-емкостных параметров в условиях сложных коллекторов. В статье рассмотрены особенности прогнозирования эффективных толщин по сейсмическим данным для отложений пласта ЮС₂ тюменской свиты группы месторождений Тортасинского блока. Верхняя часть тюменской свиты является продуктивной практически на всех месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа. Отложения пласта ЮС₂ сформированы в переходных обстановках осадконакопления, в условиях прибрежной равнины. Характерными особенностями строения среднеюрских отложений являются невыдержанные по площади глинистые перемычки, частое переслаивание, малая толщина песчано-алевритовых пластов (на грани разрешающей способности сейсморазведки), резкое фациальное замещение песчаников глинистыми и алевритовыми породами по латерали, наличие углистых прослоев – все это свидетельствует о сложном строении рассматриваемых отложений. В связи с отмеченным применен фациальный анализ в качестве одного из наиболее важных инструментов изучения нефтегазоносных резервуаров. Использование разномасштабной геолого-геофизической информации с привлечением сейсмических данных 3D позволяет выполнить анализ латерального изменения волновой картины и на его основе выделить основные фации, выяснить их внутреннее строение и особенности формирования.

Результаты работ, выполненных специалистами ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ООО «Соровскнефть» и ПАО «НК «Роснефть», представленные в статье, показывают, что учет разделения территории на фациальные зоны, дает возможность повысить точность прогнозов эффективных толщин по сейсмическим атрибутам. Уточнены перспективы нефтегазоносности отложений пласта ЮС₂ тюменской свиты на участках Тортасинского блока ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

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

2. Комплексный анализ геолого-геофизической информации с целью прогноза фациальных обстановок пласта ЮС2 тюменской свиты / Е.Ф. Гайфулина, Н.В. Надежницская, С.Л. Белоусов [и др.] // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2020. – № 6. – С. 25–39.

3. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – 374 с.

4. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – 133 с.

5. Билибин С.И., Перепечкин М.В., Юканова Е.А. Технология построения геологических моделей залежей углеводородов в программном комплексе DV-Geo при недостаточном наборе исходных данных // Геофизика. – 2007. – № 4. – С. 191–194.

6. Кавун М.М., Степанов А.В., Ставински П.В. Прогнозирование эффективных толщин в межскважинном пространстве: методология, тенденции, оценка результатов // Геофизика. – 2008. – № 4. – С. 17–21.

В статье рассмотрены основные аспекты методики оценки подсчетных параметров залежей газа в низкопроницаемых породах туронского яруса на суше, сформированные на основе материалов многолетнего изучения надсеноманских отложений на месторождениях ПАО «НК Роснефть», в частности, на крупнейшем Харампурском нефтегазоконденсатном месторождении. На основании детального анализа характеристик разреза предложены рекомендации по проведению геофизических и гидродинамических исследований скважин и изучения керна, отобранного в сильно разбухающих глинистых породах кузнецовской свиты. Кроме того, предложена методика комплексной интерпретации геолого-геофизических данных для оценки запасов газа в нетрадиционных коллекторах, ранее считавшихся некондиционными. Выполнено обоснование оптимальных стратегии и технологии разработки низкопроницаемых газовых коллекторов туронского возраста на основе цикла концептуального проектирования обустройства, геомеханического и гидродинамического моделирования пласта с учетом оценок экономической эффективности на каждом этапе работ. Составлены рекомендации для выполнения буровых работ и исследований скважин. Специальная методика проектирования разработки и оценки подсчетных параметров сухого газа туронских залежей по результатам изучения Харампурского месторождения позволяет повысить достоверность получаемой геологической и петрофизической информации и рассчитать начальные геологические запасы газа с более высокой точностью. Это дает возможность корректно обосновать экономически эффективную стратегию разработки низкопроницаемых туронских газовых залежей, а также снизить технологические и экономические риски. Предложенные подходы позволят эффективно вовлечь в разработку перспективные участки туронских газовых залежей Западной Сибири.

Список литературы

1. Оценка перспектив вовлечения в разработку запасов газа в низкопроницаемых отложениях туронского возраста Харампурского месторождения / А.Н. Киселев, И.О. Ошняков, Р.Ф. Меликов [и др.] // SPE-191653-18RPTC-RU.

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

3. Попов А.П. Российские компании готовы к добыче туронского газа // Нефтегазовая вертикаль. – 2018. – № 2.

4. Инновационные подходы к изучению гетерогенных анизотропных коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств / А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков, Е.Г. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 18–22.

5. Обоснование петрофизической модели микрослоистых коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств / А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков, Е.А. Жадаева [и др.] // SPE-182501-RU. – DOI: https://doi.org/10.2118/182501-RU.

6. Агалаков С.Е., Кудманов А.И., Маринов В.А. Фациальная модель верхнего мела Западной Сибири // Интеэкспо ГЕО-Сибирь. – 2017. – № 1. – С. 101–105.

7. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М. – Тверь: ВНИГНИ, 2003. – 261 с.

8. Опытно-промышленная разработка туронской газовой залежи Харампурского месторождения / А.Н. Киселев, С.В. Бучинский, А.Ю. Юшков [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – Вып. 3. – С. 46–49.

9. Повышение качества прогнозных технологических показателей разработки за счет интегрированного похода к моделированию / А.А. Хакимов, Ю.Д. Холкина, О.А. Лознюк [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 82–85. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-9-82-85

10. Многостадийный гидроразрыв пласта открывает потенциал газоносных Туронских залежей в Западной Сибири / О. Лознюк, В. Суртаев, А. Сахань [и др.] // SPE-176706-RU.-2015. – DOI: https://doi.org/10.2118/176706-MS

Современная аппаратурная оснащенность при проведении гидродинамических исследований (ГДИ) пластов позволяет выполнять регистрацию изменения забойного давления с дискретностью записи 1 с и чувствительностью по каналу давления более 0,0001 МПа. Эти характеристики глубинных манометров, используемых для регистрации кривой восстановления давления (КВД), дают возможность идентифицировать такие сложные фильтрационные модели, как двойная среда, линейный или радиальный композит пласта и др. Однако наряду с увеличением точности при регистрации КВД сверхчувствительными тензометрическими датчиками давления кварцевого или сапфирового типа с высокой дискретностью записи может наблюдаться и повышение зашумленности производной забойного давления, от качества которой зависит итоговая интерпретация результатов исследования. Имеющиеся в настоящее время инструменты шумоподавления производной Бурде, например, основаны на логарифмической или линейной фильтрации, основной принцип которой – исключение заданного количества точек давления в каждом логарифмическом цикле. Данный подход можно назвать вынужденной мерой, так как исключение части записи данных приводит к упрощенной динамике отклика, которому, вероятно, могут быть присущи и артефакты. Более сложные механизмы фильтрации, например, wavelet-фильтры, также следует использовать с осторожностью, так как они наоборот, могут привнести в интерпретационную модель артефакты, изначально в ней отсутствовавшие. В отечественной и зарубежной литературе нет материалов, в которых в полной степени были бы освещены механизмы эффектов зашумления и их взаимосвязи с различными технологическими факторами, благодаря пониманию которых, можно было бы выполнять корректировку ГДИ и техническую подготовку к ним еще на этапах планирования исследования.

В статье рассмотрены результаты изучения влияния чувствительности манометров и депрессии на пласт на степень флуктуации, зашумления производной давления. Правильный учет этих факторов, по мнению авторов, может помочь в формировании подходов к снижению негативных эффектов за счет выбора оптимального режима отработки скважины перед остановкой на запись КВД.

Список литературы

1. Узе О., Витура Д., Фьярэ О. Анализ динамических потоков. – Каппа, 2009. – 356 с.

2. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Мангазеев. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 242 с.

Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов перспективных участков активно разрабатываемых и новых месторождений происходит обусловливает необходимость непрерывного поиска и развития эффективных технологий заканчивания скважин для поддержания и увеличения добычи нефти. Основываясь на успешном мировом опыте, для повышения эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов российские нефтегазодобывающие компании активно применяют горизонтальные скважины (ГС) с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). К настоящему времени опробованы ГС с МГРП с различными длиной горизонтального ствола, количеством портов (трещин) ГРП и расстояний между портами ГРП, а также с различной удельной массой проппанта на порт ГРП. При этом в литературных источниках практически не описываются системные подходы к оценке фактической технологической эффективности ГС с МГРП и целесообразности увеличения технологической сложности заканчивания таких скважин.

В статье рассмотрены методические рекомендации по оценке фактической технологической эффективности скважин различной конструкции, в частности соотношения показателей работы ГС с МГРП различной конструкции (с различной длиной ГС и количеством трещин ГРП) и наклонно направленных скважин с одиночной трещиной ГРП. В ходе разработки методических рекомендаций выявлены типовые методические ошибки; разработаны методика и автоматизированные формы анализа фактического соотношения показателей работы скважин различной конструкции, в частности ГС с МГРП и наклонно направленных скважин с ГРП. Разработанные методические рекомендации и автоматизированные формы анализа протестированы на ключевых месторождениях ПАО «НК «Роснефть». 

Список литературы

1. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. –  № 11. – С. 62–65.

2. Гилаев Г.Г., Афанасьев И.С., Тимонов А.В. Опыт применения горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП для разработки низкопроницаемых пластов на примере опытного участка Приобского месторождения // Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. –  № 2. – С. 22–26.

3. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта на северной лицензионной территории Приобского месторождения / А.М. Зорин, Т.С. Усманов, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 122–125. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-122-125

4. Массовое проведение гидроразрыва пласта – ключевая технология разработки южной части Приобского месторождения / Д.Ю. Колупаев, М.М. Биккулов, С.А. Солодов [и др.] // PROнефть. – 2019. – № 1. – С. 39–45.

5. Повышение эффективности вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с применением многозонных гидроразрывов пласта в горизонтальных скважинах / В.В. Муляк, М.В. Чертенков, А.В. Шамсуаров и др. // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – С. 48–51.

6. Оптимизация проектных решений и систем заканчивания скважин при разработке сверхнизкопроницаемых и сверхнеоднородных пластов / И.И. Родионова, М.А. Шабалин, А.А. Мироненко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 72–76. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-10-72-76

7. Сравнительный анализ эффективности различных типов заканчивания и технологий МГРП на горизонтальных скважинах Приобского месторождения (ЮЛТ) / А. Ситников, Р. Асмандияров, А. Пустовских [и др.] // SPE-187771-RU. – 2017.

8. Многовариантная оптимизация системы разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Ачимовской и Тюменской свит / А.Э. Федоров, И.Р. Дильмухаметов, А.А. Поваляев [и др.] // SPE-201811-RU. – 2020.

9. Черевко М.А. Оптимизация системы горизонтальных скважин и трещин при разработке ультранизкопроницаемых коллекторов: дис… канд. техн. наук. – Тюмень, 2015. – 156 с.

10. Черевко М.А., Янин К.Е. Первые результаты применения многостадийных гидроразрывов пластов в горизонтальных скважинах Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2015. –  № 2. – С. 74–77.

11. Разработка трудноизвлекаемых запасов в регионе деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» / М. Шабалин, Г. Хабибуллин, Э. Сулейманов [и др.] / SPE-196753-RU. – 2019.

12. Фахретдинов И.В. Комплексный мониторинг горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на этапе внедрения в условиях Приобского месторождения с целью повышения эффективности их работы // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. – № 4. – С. 92–99.

13. Butler R.M. Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen. – 1994. – Р. 228.

Анализ работы механизированного фонда скважин ПАО «НК «Роснефть» показал, что основными причинами отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) являются механические примеси, солеотложения и коррозия. Средняя наработка оборудования на отказ зависит не только от скважинных условий, но и от конструктивного исполнения насоса, материалов, применяемых для изготовления рабочих ступеней, а также конструкции самих ступеней ЭЦН. Однако существенные различия данных о причинах отказов и условиях эксплуатации не позволяют обеспечить точность анализа влияния конструктивного исполнения насосов и применяемых материалов на работоспособность ЭЦН до отказа. Для уточнения влияния негативных факторов на работоспособность ЭЦН в рамках целевого инновационного проекта разработаны методика и стенды для проведения комплексных сравнительных испытаний узлов ЭЦН. Результаты испытаний позволяют ответить на вопросы о применимости материалов узлов и конструкций ЭЦН для работы в различных промысловых условиях с учетом осложняющих факторов. Представлены основные положения методики, в том числе определения частных и интегральных показателей качества оборудования. Показаны конструктивные схемы стендов для гидродинамических и ресурсных испытаний узлов и деталей ЭЦН. Результаты проведенных стендовых испытаний стали основой для выводов о предпочтительных конструкциях ступеней и подшипников ЭЦН для работы в скважинах при наличии осложняющих факторов. Результаты стендовых испытаний уже начали применяться с целью выбора оптимального по конструкции и материалам изготовления ЭЦН, а также будут использованы при создании новой редакции единых технических требований компании «Роснефть», что обеспечит дальнейшее повышение эффективности добычи нефти с помощью ЭЦН.

Список литературы

1. Влияние концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости на надежность работы электроцентробежных погружных насосов / С.Б. Якимов, А.А. Шпортко, А.А. Сабиров, А.В. Булат // Территория Нефтегаз. – 2017. – № 6. – С. 50–56.

2. К вопросу о зависимости характеристик ступеней лопастных насосов от условий испытаний / Т.Р. Долов, Ю.А. Донской, А.В. Ивановский [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2020. – № 2 (116). – С. 23– 26.

3. Методика и стенды для испытания ступеней электроприводных лопастных насосов. Основные результаты испытаний / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, Т.Р. Долов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2020. – № 7-8. – С. 26–33.

К числу важнейших задач ПАО «НК «Роснефть» относится инновационная деятельность, которая реализуется в соответствии с Программой инновационного развития на 2020-2024 гг. Программа ориентирована на достижение стратегических целей и приоритетов ПАО «НК «Роснефть», таких как эффективность, устойчивый рост, прозрачность, социальная ответственность и инновации. Программа обеспечивает формирование комплекса мероприятий, направленных на разработку и внедрение новых технологий; разработку, производство и вывод на рынок новых инновационных продуктов и услуг, соответствующих мировому уровню; содействие модернизации и технологическому развитию компании путем значительного улучшения основных показателей эффективности производственных процессов; повышение капитализации и конкурентоспособности на мировом рынке. Комплексное внедрение инноваций в области цифровых технологий нацелено на обеспечение единого цифрового пространства ПАО «НК «Роснефть», которое позволит обеспечить устойчивое функционирование компании в условиях цифровой трансформации и разработку эффективных решений по цифровизации управленческих и производственных процессов. В периметр ПАО «НК «Роснефть» входят корпоративные научно-исследовательские и проектные институты, в которых работают высококвалифицированные специалисты. На базе научно-исследовательских институтов создаются специализированные институты, являющиеся центрами компетенций по узконаправленным и высокотехнологичным видам деятельности. Одним из стратегических приоритетов компании является использование водных ресурсов с соблюдением принципов устойчивого развития, включая реализацию проектов по модернизации инфраструктуры, эффективному водопользованию, цифровизации и применение наилучших доступных технологий в области гидрогеологии.

Список литературы

1. Высокотехнологичные методы геофизических исследований скважин / М.А. Басыров, А.В. Хабаров, И.А. Ханафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 13–17. –  doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-13-17

2. Применение методов машинного обучения для автоматизации интерпретации данных геофизических исследований скважин / М.А. Басыров, А.В. Акиньшин, И.Р. Махмутов [и др. ] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 44–47. –  doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-44-47

К числу важнейших задач ПАО «НК «Роснефть» относится инновационная деятельность, которая реализуется в соответствии с Программой инновационного развития на 2020-2024 гг. Программа ориентирована на достижение стратегических целей и приоритетов ПАО «НК «Роснефть», таких как эффективность, устойчивый рост, прозрачность, социальная ответственность и инновации. Программа обеспечивает формирование комплекса мероприятий, направленных на разработку и внедрение новых технологий; разработку, производство и вывод на рынок новых инновационных продуктов и услуг, соответствующих мировому уровню; содействие модернизации и технологическому развитию компании путем значительного улучшения основных показателей эффективности производственных процессов; повышение капитализации и конкурентоспособности на мировом рынке. Комплексное внедрение инноваций в области цифровых технологий нацелено на обеспечение единого цифрового пространства ПАО «НК «Роснефть», которое позволит обеспечить устойчивое функционирование компании в условиях цифровой трансформации и разработку эффективных решений по цифровизации управленческих и производственных процессов. В периметр ПАО «НК «Роснефть» входят корпоративные научно-исследовательские и проектные институты, в которых работают высококвалифицированные специалисты. На базе научно-исследовательских институтов создаются специализированные институты, являющиеся центрами компетенций по узконаправленным и высокотехнологичным видам деятельности. Одним из стратегических приоритетов компании является использование водных ресурсов с соблюдением принципов устойчивого развития, включая реализацию проектов по модернизации инфраструктуры, эффективному водопользованию, цифровизации и применение наилучших доступных технологий в области гидрогеологии.

Растворенные в товарной нефти сероводород и меркаптаны негативно влияют на скорость коррозии металлических конструкций нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Регламентированы ограничения содержания сероводорода в нефти. Согласно Техническому регламенту Евразийского экономического союза 045/2017 содержание сероводорода в нефти, допущенной к обороту, должно быть снижено со 100 до 20 ppm. Данное ужесточение требует от нефтедобывающих компаний усиления мер по снижению фонового значения содержания сероводорода, включая существенное увеличение объемов применения химических поглотителей. Негативным аспектом применения химических поглотителей сероводорода (формальдегидного или триазинового ряда) является образование таких продуктов реакции, как твердые полиметиленсульфиды, которые впоследствии отлагаются в оборудовании установок первичной перегонки нефти. Под отложениями развиваются изолированные очаги коррозии, кроме того, происходит блокировка сечений трубных секций и забивка дренажных линий сепараторов, что в свою очередь обусловливает внеплановые остановки, ремонты и ухудшение технико-экономических показателей предприятий. Применение иных способов защиты от сероводорода сопровождается существенно более высокими затратами.

С целью оценки обоснованности регламентированных значений содержания сероводорода в нефти ПАО «НК «Роснефть» инициированы работы, направленные на исследование влияния сероводорода в нефти на процессы переработки, включая качество продукции и процессы коррозии. В статье приведены результаты первой серии лабораторных и промысловых экспериментов. Наиболее масштабным экспериментом стала организация подачи нефти с повышенным содержанием сероводорода без предварительного введения в нее химических поглотителей на два НПЗ ПАО «НК «Роснефть». Результаты свидетельствуют об отсутствии отклонений в ключевых процессах переработки нефти при содержании сероводорода до 80-90 ppm.

Список литературы

1. Определение 1,2,4-тритиолана в нефти и нефтепродуктах методом газовой хроматографии / С.А. Леонтьева, Е.В. Подлеснова, А.А. Ботин [и др.] // Журнал аналитической химии. – 2019. – T. 74. – № 12. – С. 930–933.

2. Ишмияров Э.Р. Реагенты для нефтепромысловой химии (нейтрализаторы сероводорода, ингибиторы солеотложения и бактерициды) на основе полуацеталей формальдегида: дисс. ... канд. хим. наук. – Уфа, 2016. – 147 с.

В статье рассмотрены вопросы цифровизации предприятий с точки зрения нормативных документов Российской Федерации и в применении к программным документам крупных компаний. Отмечено, что, несмотря на значительное число документов, единое понятие цифровизации и ее составляющих в настоящее время отсутствует: каждая компания понимает данный термин по-своему. При этом в случае крупные компании не рассматривают цифровизацию в качестве самоцели и видят в ней инструмент, применение которого способствует повышению эффективности бизнеса. В статье представлено изменение во времени понятия «цифровой двойник». Показано, что наполнение цифрового двойника данными может исходить как из теоретической основы, так и из реальных данных от объекта через физические датчики, виртуальные анализаторы, внешние порты и иные источники информации. Поскольку цифровой двойник применяется для прогнозирования поведения объекта при различных условиях с целью последующей оптимизации реального объекта, в итоге замена натурных испытаний виртуальными должна привести к повышению эффективности процессов. Цифровая компания, а особенно цифровой завод – это не трехмерная модель с избытком данных, а набор взаимосвязанных цифровых инициатив, каждая из которых повышает эффективность бизнеса. Дано объяснение, почему только поэтапная подготовка компании к цифровой трансформации и планомерная реализация дорожной карты цифровизации может дать возможность достижения реальных результатов. Приведены примеры многообразия применения предиктивной аналитики при поэтапной цифровизации производства, а также примеры применения виртуальной и дополненной реальности в обучающих курсах с использование моделей, основанных на цифровых двойниках предприятия.

Список литературы

1. Digital twin in industry: State-of-the-art / F. Tao [et al.] // IEEE Transactions on Industrial Informatics. – 2018. – Т. 15. – №. 4. – Р. 2405–2415. – DOI:10.1109/TII.2018.2873186

2. Цифровые двойники и цифровая трансформация предприятий ОПК / А.И. Боровков [и др.] // Вестник Восточно-Сибирской открытой академии. – 2019. – № 32. – С. 2–2.

3. Пономарев К.С., Феофанов А.Н., Гришина Т.Г. Цифровой двойник производства – средство цифровизации деятельности организации // Автоматизация и моделирование в проектировании и управлении. – 2019. – №. 2 (4). – DOI: 10.30987/article_5cf2d1c56f8944.09486334

4. Данилов-Данильян В.И. Экология, гидрология, цифровизация, цифровые двойники и азбучные истины методологии моделирования // Научные проблемы оздоровления российских рек и пути их решения. – 2019. – С. 497–502.

5. Кулагин В., Сухаревски А., Мефферт Ю. Настольная книга по цифровизации бизнеса. – М.: Интеллектуальная Литература, 2019. –  293 с.

6. Хаймович И.Н., Рамзаев В.М. Разработка модели данных для функционирования производственных активных элементов на основе информационного взаимодействия // Информационные технологии и нанотехнологии. – 2018. – С. 2149-2158.

7. Перспективы применения виртуальных тренажеров на опасных производствах / В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – №. 11. – С. 70–72. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-11-70-72

В геологоразведке парадигма мышления играет очень важную роль при изучении нефтегазоносного осадочного бассейна или осадочного комплекса. В определенный момент смена или корректировка парадигмы приводит к выходу на новый уровень поисково-разведочных работ, открытию новых объектов и залежей углеводородов. В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции верхнедевонский осадочный комплекс имеет важное структурообразующее значение для перекрывающих его осадочных последовательностей карбона и перми. Сам комплекс содержит многочисленные открытые залежи, обладает значительными ресурсами. Длительное время особая роль отводилось бортовым валообразным поднятиям, обрамляющим впадины Камско-Кинельской системы, так как к ним приурочены наиболее крупные ловушки и месторождения углеводородов. В то же время внутренняя структура карбонатных комплексов верхнего девона имеет гораздо более сложное строение, чем было принято считать. В пределах позднефаменских карбонатных платформ как результирующих морфологических форм позднедевонской седиментации выделяются карбонатные аккумулятивные формы более мелкого масштаба, формирующие мозаичную структуру всего комплекса. Традиционный пластовый подход ведет к недоучету и потере потенциальных продуктивных объектов и значительно сужает поле поисково-разведочных работ. Изучение особенностей морфологии разномасштабных карбонатных тел франского и фаменского возраста имеет важное практическое значение, так как напрямую влияет на стратегию поисково-разведочных работ в пределах лицензионных участков и геологическую интерпретацию материалов сейсморазведки 3D. Современные методы сейсморазведки 3D позволяют с различной степенью уверенности выделять разные типы карбонатных тел верхнедевонского осадочного комплекса, что значительно повышает эффективность поисково-разведочного бурения. Использование уточненной концепции осадочных карбонатных тел может послужить импульсом для научно обоснованной интерпретации сейсмических данных при поисках мелких и сложных ловушек углеводородов.

Список литературы

1. Верхний девон Волго-Уральского субрегиона: материалы по актуализации стратиграфических схем / Н.К. Фортунатова, Е.Л. Зайцева, М.А. Бушуева [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 2015. – 176 с.

2. Тектоника и зоны нефтегазонакопления Камско-Кинельской системы прогибов / М.Ф. Мирчинк, Р.О. Хачатрян, В.И. Громека [и др.]. – М.: Наука, 1965. – 241 с.

3. Палеотектоника и фации позднего девона и раннего карбона западного склона Среднего и Южного Урала и Приуралья / О.А. Щербаков, И.В. Пахомов, Л.В. Шаронов [и др.] // Литология и полезные ископаемые. – 1966. – № 2. – С. 87–98.

4. Атлас нефтяных и нефтегазовых месторождений группы «Лукойл-Пермь» / под ред. О.В. Третьякова. – Пермь: Астер Плюс, 2017. – 160 с.

5. Лозин Е.В. Атлас нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых ПАО АНК «Башнефть». – Уфа: БашНИПИнефть, 2015. – 270 с.

6. Riding R. Structure and composition of organic reefs and carbonate mud mounds: concepts and categories // Earth-Science Reviews. – 2002. – V. 58. – P. 163–231.

7. Новое направление поисков залежей нефти на Бобровско-Покровском валу / В.А. Шакиров, Ю.И. Никитин, А.П. Вилесов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – C. 90–94.

8. Франские рифы рыбкинской группы: фациальное строение, этапы формирования, нефтеносность / А.П. Вилесов, Ю.И. Никитин, И.Р. Ахтямова, О.А. Широковских // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 7. – С. 4–22.

9. Вилесов А.П., Бояршинова М.Г., Винокурова Е.Е. Значение строматолитов в формировании каркаса фаменских рифов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Геология рифов: материалы Всероссийского литологического совещания. – Сыктывкар, ИТ Коми НЦ Уро РАН, 2015. – С. 27–29.

10. Вилесов А.П. Модель седиментации карбонатной толщи фаменского яруса Бобровско-Покровского вала (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 6. – C. 4-12.

11. Гритчина В.В. Об опоисковании рифогенных залежей на примере Южно-Орловского месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 3. – С. 3–7.

12. Крупное открытие геофизиков и нефтяников Пермского края начала XXI века / В.М. Неганов, А.В. Шумилов, С.С. Черепанов, И.Ф. Шумский // Геофизика. – 2013. – № 5. – С. 26–31.

13. Особенности геологического строения Мензелинского, Тимеровского и Ольгинского месторождений Республики Татарстан как результат их генетической природы / Н.В. Нефёдов, В.Б. Карпов, Ю.М. Арефьев [и др.] // Георесурсы. – 2018. – № 2. – С. 88–101.

14. Сташкова Э.К., Беляева Н.В. Геологическое моделирование, коллекторы и последовательность разработки на примере одного из месторождений Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 7. – С. 51–56.

15. Вилесов А.П., Пятунина Е.В., Чудинов Ю.В. Опыт комплексирования современных геолого-геофизических методов исследования верхнедевонских рифов при поисковом бурении в северных районах Пермского Края // Стратиграфия и региональная геология востока Русской платформы и Западного Урала. – Пермь: Пермский гос. университет, 2009. – С. 72–82.

В статье представлены результаты работ, направленных на повышение эффективности геолого-разведочных работ (ГРР) на одном из ключевых кластеров ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири. Рост эффективности ГРР обеспечен за счет комплексирования полевых геофизических методов – электроразведки (зондирование становления поля в ближней зоне – ЗСБ) и архивных данных 2D сейсморазведки. Применение этих методов позволило не только значительно снизить геологические риски, связанные с уникальным геологическим строением региона, но и сократить затраты на проведение ГРР. Дано краткое описание геологического строения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, основных трудностей разделения рифейских отложений и пород фундамента по архивным материалам 2D сейсморазведки. Для разделения терригенно-карбонатных отложений рифея и гранитоидов фундамента предложено комплексирование сейсморазведки методом общей глубинной точки МОГТ-2D и электроразведки ЗСБ. Рассмотрены теоретические предпосылки использования метода ЗСБ для разделения по удельному сопротивлению осадочных рифейских пород и интрузивных пород фундамента. Комплексирование методов обосновано при помощи численного моделирования и по результатам анализа данных геофизических исследований скважин. Предложенный подход к комплексному анализу двух методов на качественном уровне позволяет в значительной степени нивелировать основные ограничения каждого из них и повысить достоверность результатов интерпретации данных и успешность последующих ГРР, снизить риски вскрытия непродуктивных пород фундамента. Построенная в результате геологическая модель полностью соответствует результатам бурения, что не могло быть достигнуто за счет использования только архивных данных 2D сейсморазведки. Проведена количественная оценка изменения вероятности геологического успеха и оценка ценности информации (VOI), полученной в результате комплексирования.

Список литературы

1. Мельников Н.В., Мельников П.Н., Смирнов Е.В. Зоны нефтегазонакопления в районах проведения геолого-разведочных работ Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52. – № 8. – С. 1151–1163.

2. Трофимук А.А. Куюмбо-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение супергигант Красноярского края. Основы технико-экономического обоснования разработк. – Новосибирск: ОИГГМ, 1992. – 60 с.

 3. Филипцов Ю.А. Нефтегазоносность верхнего протерозоя западной части Сибирской платформы: дис. ... д-ра геол.-минерал. наук. – Красноярск, 2015. – 449 с.

4. Мультидисциплинарный подход к выделению и прогнозированию высокоемких кавернозных зон в рифейском коллекторе Юрубчено-Тохомского месторождения / К.А. Тихонова, А.А. Козяев, Д.В. Назаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 12. – С. 74–79. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-12-74-79

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

6. Вотинцев А.Н., Красильникова Н.Б. Нефтегазоносность фундамента Сибирской платформы в пределах Камовского свода Байкитской антеклизы // Геология нефти и газа. – 2019. – № 2. – С. 55–62.

7. Современная практическая электроразведка / А.В. Поспеев, И.В. Буддо, Ю.А. Агафонов [и др]. – Новосибирск: Гео, 2018. – 231 c.

8. Практика принятия решений о применении электроразведочных работ в различных геолого-геофизических условиях / П.Я. Мостовой, Л.Н. Шакирзянов, А.В. Останков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 26–30. –  DOI: 10.24887/0028-2448-2021-2-26-30

9. Антонов Е.Ю. Математическое моделирование квазистационарных электромагнитных полей в диспергирующих и магнитных средах: дис. ... д-ра физ.-мат. наук. – Новосибирск, 2011. – 354 с.

10. Bratvold R.B., Bickel E.J., Lohne H.P. Value of information: the past, present, and future // SPE-110378-PA. – 2009. – DOI:  doi.org/10.2118/ 110378-MS

11. Оценка эффективности подхода «ценности информации» к анализу сейсмических данных для снижения рисков при бурении / А.Н. Ситников, А.В. Буторин, Г.М. Тимошенко, А.М. Вашевник // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 40–43.

Запасы и ресурсы нефти и газа являются основополагающими активами любой нефтегазодобывающей компании, которые влияют влияют на ее рыночную стоимость, определяют базу и критерии кредитования для банков, а также на деловую активность и стратегическое планирование при принятии важнейших инвестиционных решений. Оценка запасов и ресурсов дает нормализованную систему показателей для сопоставления компаний друг с другом, являются основой для расчетов амортизации и истощения израсходованного капитала. АО «Зарубежнефть» как компания, не только работающая на территории Российской Федерации, но также имеющая международные активы, с 2013 г. приняла решение в целях прежде всего обеспечения прозрачности финансовой отчетности перед государством и иностранными партнерами проводить аудит запасов совместно с независимым аудитором по международной классификации SPE PRMS, разработанной Международным Обществом Инженеров-нефтяников (SPE) и Комиссией по ценным бумагам и биржам США (SEC). С 2018 г. АО «Зарубежнефть» развивает собственные компетенции по оценке запасов, что позволило по итогам 2020 г. отказаться от независимого аудитора и выполнять все необходимые работы силами Группы по запасам и ресурсам, в состав которой входят специалисты Корпоративного центра и АО «ВНИИнефть». Выстроенный в АО «Зарубежнефть» процесс аудита запасов стал действенным, понятным и востребованным со стороны топ-менеджмента инструментом для планирования, анализа и контроля состояния материально-ресурсной базы компании на основе достоверных и легко интерпретируемых оценок и принятия управленческих решений. Непрерывная работа над автоматизацией процессов оценки позволила сократить временные затраты специалистов на выполнение рутинных операций, минимизировать человеческий фактор, увеличить время на анализ полученных результатов и повысить надежность оценки.

Список литературы

1. Petroleum Resources Management System (revised June 2018) Version 1.01. – https://www.spe.org/industry/docs/PRMgmtSystem_V1.01_RUS-FINAL.pdf

2. Выгон Г. Инвентаризация запасов: от государственной экспертизы к национальному аудиту // Нефтегазовая вертикаль. – 2019. – № 18/19. – С. 19–24.

3. Инвентаризация запасов: необходимость системных изменений / VYGON Consulting. – 2019. – Декабрь. – С. 1–40. – https://vygon.consulting/products/issue-1701

4. Старинская Г. Иностранные аудиторы знают о нефти в России больше государства // Ведомости. – 26.12.2019. – https://www.vedomosti.ru/business/articles/2019/12/26/819732-inostrannie-auditori.

5. Маврина Л. Иностранным аудиторам запретят проверять некоторые российские компании // Ведомости. – 26.04.2021. – https://www.vedomosti.ru/economics/articles/2021/04/26/867738-inostrannim-auditoram

Интенсивное изучение нефтегазоносности пермской системы в Самарской области проводилось в основном в 50-ые годы ХХ века в связи с выявлением и промышленным освоением нефтяных и газовых месторождений Похвистневско-Бугурусланского (верхнепермские отложения) и Кинель-Черкасского (верхне- и нижнепермские отложения) районов. К середине 60-ых годов поисковый интерес к пермским отложениям уменьшился после открытия высокодебитных месторождений в каменноугольных и девонских отложениях области. Общей особенностью для центральной и южной части разбуренной территории является несовпадение структурных планов верхней и нижней перми. Кроме того, отмечено локальное несоответствие структурных планов внутри кунгурского и казанского ярусов (за счет изменения толщин пластов галита). Ввиду глубокого залегания подсолевых отложений на крайнем юге и в центре района техническая оснащенность и экономические условия для буровых предприятий не позволяли проводить бурение на подсолевые отложения кунгурского яруса. Все эти факты явились причиной прекращения структурного бурения и замены его сейсморазведкой. Пермские отложения целенаправленно не изучались, но в процессе бурения глубоких скважин неоднократно фиксировались по всей восточной части Бузулукской впадины. В то же время имеются основания считать, что перспективы нефтегазоносности пермских отложений раскрыты далеко не полностью, и при дальнейшем уточнении их геологического строения за счет моделирования подходящих параметров систем наблюдений сейсморазведки МОГТ-3D в них могут быть открыты новые залежи нефти. Относительно небольшие глубины залегания перспективных пермских отложений (от 600-700 м в центральной части до 1000-1200 м на крайнем юге области), относительно простые геологические условия бурения обусловливают качественное опробование и экономичность работ.

Список литературы

1. Кочубенко О.В., Александров А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности пермских отложений Бузулукской впадины Самарской области. – Самара: ВО ИГиРГИ, 1999. – 191 с.

2. Корниенко А.А. Создание цифровой модели геологического строения верхнего опорного отражающего горизонта осадочного чехла в зоне сочленения Бузулукской впадины и Жигулевско-Пугачевского свода. – Самара: ПАО «СНГЕО», 2015. – 97 с.

В статье представлен новый метод прогнозирования трещиноватости на основе тектонофизического и геомеханического подходов к расчету поля деформаций. Главное преимущество метода заключается в использовании достаточно ограниченного набора исходных данных, а именно: структурных поверхностей (горизонты и крупные разломы), представлений о формировании исследуемого объекта и упругих свойств пласта. Используемые упрощения позволяют использовать метод не только при разработке месторождения, но и для размещения поисково-оценочных и разведочных скважин в условиях нехватки данных. В результате применения данного метода можно получить деформационные параметры, куб интенсивности трещиноватости, определяемый этими параметрами, и карты преимущественного направления трещин. Эту информацию можно использовать, например, при моделировании трещиноватости, планировании траекторий и конструкции скважин при бурении с выделением потенциальных аварийных интервалов с учетом прохождения через зоны трещиноватости или при необходимости избегания зон высокой трещиноватости, в случае раннего преждевременного прорыва пластовой воды и др. На примере одного из месторождений показана хорошая статистическая сходимость расчетных деформационных параметров (параметра интенсивности трещиноватости) с коэффициентом продуктивности для более чем 50 скважин, как с очень низкими, так и с высокими показателями. Представлены результаты сопоставления направлений проводящих трещин, выявленных с помощью интерпретации данных микроимиджера FMI, и направлений трещин отрыва, рассчитанных с помощью геомеханического подхода. Для уточнения модели куба интенсивности трещиноватости можно использовать скважинные данные с тем, чтобы обеспечивать наилучшую статистическую связь.

Список литературы

1. Biot M.A. General Theory of Three Dimensional Consolidation // Journal of Applied Physics. – 1941. – V. 12. – N 2. – P. 155–164.

2. Галлагер Р. Метод конечных элементов. Основы. – М.: Мир, 1984. – 428 с.

3. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике. – М.: Мир, 1975. – 543 с.

4. Фадеев А.Б. Метод конечных элементов в геомеханике. – М.: Недра, 1987. – 221 с.

5. Скворцов А.В. Триангуляция Делоне и ее применение. – Томск: Изд-во Томского университета, 2002. – 128 с.

6. Кудинов В.А. Техническая термодинамика и теплопередача. – М.: Юрайт, 2019. – 454 с.

7. Papadopoulos P. Introduction to the Finite Element Method. – Berkeley: University of California, 2010. – 204 p.

8. Антонов А.С. Параллельное программирование с использованием технологии OpenMP. – М.: Изд-во МГУ, 2009. – 77 с.

9. Баландин М.Ю., Шурина Э.П. Методы решения СЛАУ большой размерности. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2000. – 70 с.

Технологии нестационарного заводнения залежей углеводородов давно и прочно заняли место основного вторичного метода добычи нефти и поддержания пластового давления при разработке большинства месторождений жидких углеводородов в Российской Федерации, в первую очередь из-за технологичности, доступности и низкой стоимости воды для закачки в пласты. Однако закачка воды в пласт создает отложенную проблему – неизбежное, зачастую катастрофическое обводнение продукции нефтедобывающих скважин, спровоцированное скачкообразным и необратимым изменением водонасыщенности. Проблема оптимизации и эффективного управления процессом нестационарного заводнения остается актуальной задачей. Теория фильтрации двухфазного потока, созданная Баклеем и Леверетгом, не учитывает потерю устойчивости фронта вытеснения, провоцирующую скачкообразное изменение и тройственность значения водонасыщенности. Поэтому в свое время был предложен математически упрощенный подход - многократно дифференцируемая аппроксимация для исключения «скачка» водонасыщенности. Подобное упрощенное решение привело к хорошо известным из практики заводнения негативным последствиям, которые специалисты называют «вязкостной неустойчивостью фронта вытеснения», «пальцеобразным фронтом вытеснения», «кинжальным обводнением продукции скважин», «преждевременным прорывом воды в добывающих скважинах», «фрактальной геометрией движения фронта вытеснения». Суть проблемы - это попытка предсказать начало потери устойчивости фронта вытеснения нефти водой и предотвратить ее негативное влияние на процесс заводнения в сложных условиях взаимодействия гидротермодинамических, капиллярных, молекулярных, инерционных и гравитационных сил.

В статье рассмотрены результаты исследования, в котором в качестве нового подхода используются методы теории катастроф для анализа нелинейных полиномиальных динамических систем. С этой целью подобрана математическая модель роста и путем решения обратной задачи определены исходные коэффициенты системы дифференциальных уравнений двухфазного потока. Выявлен унифицированный управляющий параметр, который использован в качестве дискриминантного критерия моделей роста по нефти и воде для мониторинга, регулирования и оптимизации процесса заводнения нефтяных залежей.

Список литературы

1. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. – М.: Недра, 1974. – 191 с.

2. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 668 с.

3. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем / пер. с англ. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 416 с.

4. Rose W., Rose D.M. «Revisiting» the enduring Buckley–Leverett ideas // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2004. – V. 45. – P. 263–290. – DOI:10.1016/j.petrol.2004.08.001

5. Abbasi J., Ghaedi M., Riazi M. A new numerical approach for investigation of the effects of dynamic capillary pressure in imbibition process // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 162. – P. 44–54. – DOI:10.1016/j.petrol.2017.12.035

6. Leverett Analysis for Transient Two-phase Flow in Fractal Porous Medium / D. Yonggang, L. Ting, W. Mingqiang [et al.] // CMES. – 2015. – V. 109–110. – No. 6. – P. 481–504.

7. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 397 с.

8. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 211 с.

9. Нигматуллин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. 2. – М.: Наука, 1987. – 360 с.

10. Шахвердиев А.Х. Cистемная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений – М.: Недра. – 2004. – 452 с.

11. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: системный анализ, диагноз, прогноз. – М.: Наука, 1997. – 254 c.

12. Мандрик И.Э., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х. Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. – M.: Изд-во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2010. – 228 c.

13. Шахвердиев А.Х. Еще раз о нефтеотдаче // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 44–50.

14. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 44–49. – DOI:10.24887/0028-2448-2019-1-44-49

15. Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения / Шахвердиев А.Х., Ю.В. Шестопалов, И.Э. Мандрик С.В. Арефьев // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 118–123. – DOI:10.24887/0028-2448-2019-12-118-123

16. Шахвердиев А.Х. Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – C. 58–63. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-58-63

17. Shakhverdiev A.Kh., Shestopalov Yu.V. Qualitative analysis of quadratic polynomial dynamical systems associated with the modeling and monitoring of oil fields // Lobachevskii journal of mathematics. – 2019. – V. 40. – № 10. – P. 1691–1706.

18. Шахвердиев А.Х., Шестопалов Ю.В. Качественный анализ динамической системы поддержания пластового давления с целью повышения нефтеотдачи залежей // Материалы XIV Международной научно-практической конференции "Новые идеи в науках о Земле": в 7 т. Т. 5: Инновационные направления и цифровые технологии поисков, разведки и разработки, моделирование и подсчет запасов месторождений углеводородов / под ред. В.А. Косьянова, В.Ю. Керимова, В.В. Куликова. – М.: Издательство Российского гос. геолого-разведочного университета имени С. Орджоникидзе, 2019. – 323 с. – https://www.mgri.ru/science/scientific-practical-conference/2019-doc/tom%205.pdf

19. Томсон Дж.М. Неустойчивости и катастрофы в науке и технике. – М.: Мир, 1985. – 254 с.

20. Арнольд В.И. Теория катастроф. – М.: Наука, 1990. – 128 с.

21. Николис Г., Пригожин И. Самоорганизация в неравновесных системах: От диссипативных структур к упорядоченности через флуктуации. – М.: Мир, 1979. –512 с.

22. Gaiko V.A. On global bifurcations and Hilbert’s sixteenth problem // Nonlinear Phenomena in Complex Systems 3. – 2000. – No. 1. – P. 11–27.

В статье рассмотрены геометрический метод сравнительной оценки охвата пласта воздействием при стационарном и циклическом заводнении и аналитический алгоритм, позволяющий разделить нагнетательные скважин на группы для реализации циклического заводнения с учетом метода изменения направления фильтрационных потоков. Отмечено, что количество вариантов группировки нагнетательных скважин для реализации циклического заводнения слишком велико, чтобы проводить расчет каждого варианта на гидродинамической модели. В связи с этим для поиска оптимального варианта группировки нагнетательных скважин предложен аналитический алгоритм. В качестве критерия оптимизации использована площадь нефтенасыщенных зон пласта, дополнительно вовлекаемых в разработку, и соответствующие им подвижные запасы нефти. При стационарном заводнении формируются основные направления фильтрационных потоков и возникают слабо охваченные заводнением участки залежи. При отключении части нагнетательных скважин и в первом, и во втором полуцикле циклического заводнения образуются новые направления фильтрационных потоков. Получив результирующую площадь покрытия залежи зонами активной выработки после двух полуциклов и используя карту текущих подвижных запасов нефти, можно определить запасы, вовлеченные в активную разработку для данной группировки нагнетательных скважин. Анализ показал, что существует достаточная корреляция между величиной дополнительно охваченных текущих подвижных запасов нефти в результате изменения направления фильтрационных потоков, полученной по аналитической оценке, и технологической эффективностью, полученной по результатам расчетов на гидродинамической модели. Применение предложенного способа аналитической оценки значительно сокращает общее время расчетов на модели, что позволяет в короткие сроки принимать решение о выборе оптимального варианта циклического заводнения для реализации на месторождении.

Список литературы

1. Опыт реализации мероприятий по изменению направления фильтрационных потоков флюидов в блоке «Монолит» месторождения западной сибири / М.М. Кулушев, А.А. Гильмиянова, Н.Ю. Петухов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2020. – № 11–12. – С. 66–70.

2. Овчинников К.А., Ковалева Г.А., Лебедева А.В. Опыт повышения нефтеотдачи карбонатных пластов методом изменения направления фильтрационных потоков // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 6. – С. 12–16.

3. Применение метода изменения направления фильтрационных потоков на месторождении с карбонатным коллектором / А.В. Фомкин, А.М. Петраков, А.Р. Бенч [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 10. – С. 96–99.

4. Аубакиров А.Р. Проектирование оптимальной технологии циклического заводнения на основе гидродинамического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 7. – С. 40–44.

5. Обоснование режимов работы нагнетательных скважин для реализации циклического заводнения / А.Н. Иванов, П.В. Пятибратов, А.Р. Аубакиров, А.Д. Дзюбло // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 28–31.. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-28-31

6. Пятибратов П.В., Аубакиров А.Р. Оценка влияния анизотропии пласта по проницаемости на эффективность циклического заводнения // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 5. – С. 60–62.

7. Выбор объектов и перспективных участков для применения циклического заводнения / М.В. Чертенков, А.И. Чуйко, А.Р. Аубакиров, П.В. Пятибратов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 60–64.

8. Циклическое заводнение нефтяных пластов / М.Л. Сургучев, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 65 с.

9. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М: Недра, 1988. – 121 с.

10. Костюченко С.В. Прямой расчет текущего коэффициента охвата вытеснением при геолого-гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 10. – С. 58–61.

11. Костюченко С.В., Черемисин Н.А. Прямой расчет охвата вытеснением и локализация текущих извлекаемых запасов нефти в цифровых моделях // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 94–98. – https://doi.org/10.24887/ 0028-2448-2019-7-94-98 .

12. Метт Д.А., Аубакиров А.Р. Изучение движения сигнала от возмущающей скважины к наблюдательной // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 1. – С. 40–43.

Необходимость трансформации бизнес-процессов управления активами обусловлена не только ухудшением качества и высокой выработкой запасов нефтяных месторождений, но и существенно возросшим уровнем цифровизации активов. В корпоративных хранилищах данных начал скапливаться значительный объем информации с многочисленных датчиков, измерительных устройств; появились вычислительные мощности и каналы передачи для обработки возросшего объема данных, новые вычислительные алгоритмы. Это открыло возможности для реализации цифровых решений, позволяющих в автоматическом режиме обрабатывать большие массивы промысловой информации, а также данных от сервисных организаций; за счет широкого спектра алгоритмов систематизировать их и предлагать готовые обоснованные решения, позволяющие достигать целевых ориентиров добывающих предприятий.

В статье рассмотрено комплексное решение по управлению физическим (добычным) потенциалом (операционным и технологическим) добывающего предприятия с помощью современных цифровых информационных систем автоматизированной оценки и подбора экономически оптимальных сценариев для целевых ориентиров разработки месторождений. Сформирована единая база геолого-технологических мероприятий (ГТМ) с последующим выбором приоритетных сценариев, их реализации, а также мониторинга их эффективности с возможностью определения критических отклонений для корректировки сценариев и выявления «лучших практик». Предложенное решение охватывает весь эксплуатационный фонд скважин и заключается в поиске адресных возможностей по достижению добычного потенциала каждой скважины с помощью различных видов ГТМ либо их комбинаций. В процессе оценки выявляются как ГТМ, готовые к реализации, так и заблокированный потенциал, характеризующийся набором ограничений (геологических, технологических или экономических). Помимо единой базы ГТМ результатом работы решения также являются запрос на поиск новых технологий, реинжиниринг инфраструктуры промысла, трансформацию системы разработки. Причем речь идет именно об оцифрованном адресном, поскважинном запросе.

Список литературы

1. Юдин Е.В., Хабибуллин Р.А., Смирнов Н.А. Новые подходы к управлению потенциалом добычи скважин механизированного // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 67–73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-67-73

2. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells // JPT. 1968. – Jan. – P. 83-92. – https://www.petroleumengineers.ru/sites/ default/files/u726/00001476_vogel_ipr_solution_gasdrive.pdf

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003. – 816 с.

4. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal Well // SPE-18298. – 1988. – https://doi.org/10.2118/18334-MS

5. Li H., Jia Z., Wei Z. A New Method to Predict Performance of Fractured Horizontal Wells // SPE-37051. – 1996. – DOI: https://doi.org/10.2118/37051-MS

В последние годы интерес к применению полимерных систем для повышения эффективности добычи нефти значительно вырос, в частности, отмечается более активное их использование таких нефтедобывающих странах, как Бразилия, Венесуэла, Канада, Китай, Колумбия, США, Россия, Франция. Представлены результаты опытно-промышленных работ по закачке реагента SPA-Well в нагнетательную скважину месторождения Жалгизтобе. Коллектор слоисто неоднородный, вязкость нефти составляет более 800 мПа×с, значения проницаемости, определенной на керне, различаются более чем в 200 раз. Воды месторождения Жалгизтобе – это хлоркальциевые рассолы минерализацией 35-55 г/л, существенно снижающие вязкость полимерного раствора относительно затворения полимера в пресной воде. Особенностью реагента SPA-Well является его гидрофобность, однако это не препятствует его использованию для затворения в закачиваемой воде. Реагент SPA-Well активно удерживается в пористой среде, практически не вымывается в добывающие скважины в отличие от традиционных полимеров. Приведены результаты экспериментальных исследований раствора реагента в воде месторождения. Эксперименты показали, что вязкость реагент SPA-Well при закачке составляет 30 мПа·с, в пластовых условиях достигает сотен тысяч миллипаскаль на секунду. Опытно-промышленные работы по закачке раствора SPA-Well на участке нагнетательной скв. 218 (общий объем – 5,3 т) с созданием дробной оторочки проводились 11-16 декабря 2019 г. Получен технологический эффект: дополнительная добыча составила более 1300-2200 т, или 300-400 т на 1 т закачанного реагента. В соответствии с механизмом влияния загущающих вязкоупругих систем на процесс вытеснения нефти, технологический эффект с течением времени (увеличением объема закачки проталкивающей воды) будет только увеличиваться.

Список литературы

1. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И.Григоращенко, Ю.В.Зайцев, В.В.Кукин [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 213 с.

2. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

3. Abidin A.Z., Puspasari T., Nugroho W.A. Polymers for enhanced oil recovery technology // Procedia Chem. – 2012. – V. 4. – P. 11–16.

4. Хавкин А.Я. Физика нефтегазовых пластов и нелинейные явления. –  М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – 288 с.

5. Кадет В.В., Хавкин А.Я., Хавкин Б.А. О тенденциях развития полимерных EOR-технологий // Естественные и технические науки. – 2020. – № 12. – С. 138–145.

6. Дюпюи Г., Ньеверф Я. Экономически эффективный метод повышения нефтеотдачи пласта и снижения углеродоемкости с помощью полимерного заводнения и модульных технологических установок // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2020. – № 9–10. – С. 38–41.

7. Пат. № 2723797 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, С.А. Тастемиров, Г.Х. Якименко, Е.А. Пасанаев; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 201920612; заявл. 02.07.2019; опубл. 17.06.2020.

8. Фахретдинов Р.Н., Хавкин А.Я., Иманбаев Б.А. Возможности современных гелеобразующих реагентов для повышения нефтедобычи на месторождении Каламкас // Естественные и технические науки. – 2019. – № 10. – С. 197–201.

9. Особенности применения полимерно-гелевой системы SPA-WELL в технологиях выравнивания профиля приемистости / Р.Н. Фахретдинов, А.Я.  Хавкин, Б.А. Иманбаев, Н.С. Шиланов // Естественные и технические науки. – 2020. – № 1. – С. 99–102.

10. Исследования применимости полимерно-гелевой системы SPA-Well на месторождениях с высоковязкими нефтями / Р.Н. Фахретдинов, А.Я. Хавкин, Б.А. Иманбаев [и др.] // Естественные и технические науки. – 2020. – № 1. – С. 103–108.

11. Каталог технологий и реагентов ООО Многопрофильная Компания «ХимСервисИнжиниринг». – https://www.cse-inc.ru/.

12. Испытания реагента АС-СSE-1313-В в качестве основы технологий выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Д.Ф. Селимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. –  2020. – № 6. – С. 68–71. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-68-71.

13. Айшуак К. Перспективы месторождения Жалгизтобе. –   http://nomad.su/?a=4-201004190015.

14. Применение потокоотклоняющей технологии на нефтяном месторождении Жалгизтобе / Б.А. Иманбаев, Т. Торбеев, А.А. Энгельс, А.Я. Хавкин // Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (российский и мировой опыт): III Международная научно-практическая конференция имени В.И. Кудинова 21-22 мая 2020 г. – Ижевск: Издательский дом «Удмуртский университет», 2020. – С. 69–73.

15. Применение потокорегулирующей технологии на Жалгизтобе / Б.А. Иманбаев, Т. Бисекенов, М.С. Сагындиков, А.Я. Хавкин // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 3. – С. 9–12.

16. РД-153-39.1-004-96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи. – М.: Минтопэнерго РФ, 1996. – 88 с.

17. Савельев В.А., Токарев М.А., Чинаров А.С. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. – Ижевск: Удмуртский университет, 2008. – 147 с.

18. Казаков А.А. Методы характеристик вытеснения нефти водой. – М.: Недра, 2020. – 276 с.

В статье рассмотрены способы усовершенствования технологии гидравлического разрыва терригенных и карбонатных пластов месторождений ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова, позволяющие эффективно стимулировать скважины с учетом сложных геологических условий. Для терригенных коллекторов, к которым относятся девонские отложения, проведение гидроразрыва пласта (ГРП) затруднено наличием водонасыщенных пластов, расположенных не далеко от интервала стимуляции. Сложность стимуляции карбонатных коллекторов, представленных залежами среднего карбона, в основном связана с большим этажом нефтеносности (до 150 м), высокой расчлененностью продуктивных пластов, а также существенным различием геолого-физических и геомеханических свойств близко расположенных пластов, обработка которых по отдельности невозможна. Применение традиционных технологий ГРП для скважин приводит к прорывам в водонасыщенные пласты или неэффективной стимуляции целевого пласта, поэтому возникает необходимость оптимизации технологии ГРП. Приведены технологические решения, предлагаемые для каждого фактора, осложняющего проведение ГРП. Для терригенных коллекторов (визейский ярус) рекомендованы закачка кислоты перед проведением ГРП, отказ от проведения мини-ГРП и постепенное увеличение вязкости флюида во время основного процесса ГРП. При стимуляции высокорасчлененных объектов (московский ярус) с большими интервалами перфорации проводится ГРП с отсыпкой проппантом нижних интервалов в процессе закачки. Подход реализуется по следующей схеме: на первом этапе проводится стимуляция нижнего вскрытого горизонта, далее следует отсыпка проппантом забоя до заданного интервала перфорации, после осаждения проппанта в стволе скважины выполняется стимуляция пласта через верхние интервалы. В условиях близко расположенных водо- или газонасыщенных нежелательных прослоев (турнейский ярус) эффективно проведение ГРП с постадийной, чередующейся с остановками, закачкой кислотных составов с постепенным увеличением скорости закачки и последующим закреплением созданной трещины проппантом. Для интенсификации добычи из одновременно разрабатываемых пластов с различающимися свойствами рекомендовано проведение ГРП по адаптивному дизайну, т.е. изменяемому в процессе проведения закачки.

Предлагаемые подходы позволят повысить эффективность ГРП, проводить эффективную стимуляцию скважин в сложных геологических условиях, а также увеличить фонд скважин-кандидатов для проведения ГРП.

Список литературы

1. Геология и нефтеносность Удмуртской АССР / В.А. Шеходанов, В.М. Проворов, З.А. Федорчук [и др.]. – Ижевск: Удмуртия, 1976. – 128 с.

2. Региональные аспекты проведения гидроразрыва пласта в ОАО «Удмуртнефть» / А.Ю. Топал, В.В. Фирсов, Т.С. Усманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 45–48. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-44-48

3. Применение кислотно-проппантного гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» / А.Ю. Топал, Т.С. Усманов, А.М. Зорин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 34–37. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-3-34-37                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                             

4. Clearly M.P. Analysis of mechanisms and procedures for producing favourable shapes of hydraulic fractures // SPE-9260. – 1980.

5. Опыт проведения проппантных ГРП без стадии мини-ГРП / Р.Р. Шарафеев, С.А. Кондратьев, Д.В. Новокрещенных [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 1. – С. 24–29. – DOI: 10.33285/0207-2351-2021-1(625)-24-29

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) в настоящее время является одним из основных способов выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов. На эффективность ГРП влияет большое количество факторов, в том числе качество околотрещинной зоны пласта, так называемой скин-зоны. От параметров этой зоны значительно зависят дебит и коэффициент продуктивности скважины. Поэтому важно иметь способ оценки этих параметров. С этой целью рассматривалась следующая задача: в бесконечном пласте, насыщенным однофазной жидкостью, имеется скважина, которая пересекается симметричной вертикальной трещиной гидроразрыва по всей его пласта. Пласт вокруг трещины имеет скин-зону, которая обладает ухудшенными коллекторскими свойствами. Гидравлическая связь пласта и скважины реализуется только через боковую поверхность трещины. В начальный момент времени давление в пласте и трещине одинаково, и при этом скважина вводится в эксплуатацию с постоянным расходом. Решение задачи, которое получено методом интегральных преобразований Лапласа, представлено в виде зависимости забойного давления от времени и гидродинамических параметров системы пласт – скин-зона – трещина ГРП. Это выражение является по сути уравнением «типовой кривой», которое можно использовать для решения обратных задач гидродинамики пласта и задач интерпретации гидродинамических исследований скважин. В решение входит параметр, который можно рассматривать как величину, определяющую дополнительное падение давления в скин-зоне, что по смыслу совпадает со скин-фактором. Сравнение выражения, полученного на основе предложенной аналитической модели, с численным решением в симуляторе показало их удовлетворительную сходимость в практически значимом интервале времени.

Список литературы

1. Хабибуллин И.Л., Хисамов А.А. Моделирование нестационарной фильтрации вокруг скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва // Вестник Башкирского государственного университета. – 2017. – Т. 22. – № 2. – С. 309–314.

2. Хабибуллин И.Л., Хисамов А.А. Нестационарная фильтрация в пласте с трещиной гидроразрыва // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. – 2019. – № 5. – С. 6–14. – ISSN 1024-7084. – DOI: 10.1134/S0568528119050050.

3. Нагаева З.М., Шагапов В.Ш. Об упругом режиме фильтрации в трещине, расположенной в нефтяном или газовом пласте // Изв. РАН. Прикладная Математика и Механика. – 2017. – Т. 81. – № 3. – С. 319–329. – ISSN 0032-8235.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1982. – 208 с.

5. Cinco-Ley H., Samaniego V.F. Effect Of Wellbore Storage And Damage On The Transient Pressure Behavior Of Vertically Fractured Wells // SPE-10.2118/6752-ms. – 1977. – DOI: 10.2118/6752-ms.

6. Cinco-Ley H., Samaniego V.F. Transient Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damaged Fracture Case // SPE-10179-MS. – 1981. – DOI: 10.2118/10179-MS.

7. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Методы теории функций комплексного переменного. – М.: Наука, 1987. – 688 с.

8. Gringarten A.C. Type-Curve Analysis: What It Can and Cannot Do // Journal of Petroleum Technology. – 1987. – January. – Т. 39. – № 01. – P. 11–13. – DOI: 10.2118/16388-pa.

В статье рассмотрен инновационный подход к определению приоритетности установки термостабилизаторов грунтов при выполнении мероприятий по результатам геотехнического мониторинга нефтегазовых месторождений. Предложенный способ основан на применении метода анализа иерархий. Метод позволяет снизить влияние субъективных факторов и повысить качество управленческих решений служб эксплуатации добывающих нефтегазовых предприятий. Применение термостабилизаторов грунта принимается как наиболее эффективный способ регулирования теплового состояния грунта. Проанализированы факторы, влияющие на приоритетность установки термостабилизаторов как способа обеспечения безопасности объектов при изменении температурного режима грунтов. Предложено выполнение декомпозиции задачи в трехуровневую иерархию с последующим созданием матрицы попарных сравнений факторов и сооружений между собой в зависимости от различных критериев. Сравнение выполняется с применением шкалы относительной важности. Для полученных матриц сравнения формируются векторы локальных приоритетов, которые выражают относительное влияние множества элементов на элемент примыкающего сверху уровня. Согласованность локальных приоритетов определяется путем вычисления индекса согласованности и отношения согласованности. В зависимости от размера матриц отношение согласованности сравнивается с соответствующим значением случайной согласованности для проверки достоверности суждений в попарных сравнениях. Результатом является таблица обобщенных приоритетов, в соответствии с которым принимается решение о ранжировании приоритетов назначения мероприятий по термостабилизации грунтов. Приведен пример выбора оптимальной установки термостабилизаторов грунта для трех сооружений исходя из четырех критериев. Предложенный подход может быть использован для определения приоритетов устройства сети геотехнического мониторинга на месторождениях, где ранее наблюдения за деформациями сооружений и контролем температур не предусматривалась.

Список литературы

1. Информационный бюллетень «Изменение климата», № 87 октябрь-ноябрь 2020 г, Росгидромет. – http://global-climate-change.ru/index.php/ ru/bul-izmenenie-klimata/about-bulletjen

2. Оптимизация капитальных вложений в свайные фундаменты при строительстве объектов нефтегазодобычи на многолетнемерзлых грунтах // Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, Ю.С. Поверенный [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 46–49. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-46-49

3. Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. – М.: Радио и связь, 1993. – 278 c.

За последние 10 лет в России наблюдается активное увеличение объемов добычи нефти и газа. Основной причиной этого является увеличение числа разрабатываемых месторождений. При этом разработка каждого месторождения требует привлечения большого количества материальных и нематериальных ресурсов, а также является продолжительным во времени процессом. В то же время можно утверждать, что строительство скважин стало рутинным мероприятием и проводится по общей технологии, в связи с чем формируется новое понятие – «конвейерное» строительство. Другими словами, проекты разработки месторождений в определенной степени унифицированы и имеются типовые решения. Перспективным способом сокращения расходов и потерь при бурении скважин становится применение технологии бережливого производства.

В статье рассмотрены основы бережливого производства, его цели и инструменты, а также преимущества применяемой технологии. Представлен обобщенный алгоритм, описывающий процессы строительства нефтяных и газовых скважин. Приведены результаты перекрестного сопоставления технологии бережливого производства и строительства скважин. Сформирован перечень инструментов, использование которых обеспечивает повышение эффективности работ. Основной акцент в работе сделан на применение компьютерных технологий и обеспечение безопасности сотрудников на месторождениях. Кроме того, предложены инструменты, которые способствуют оптимизации процессов строительства скважин и повышению квалификации работников. Дано также описание общего принципа работы новой системы бережливого производства на основе компьютерных технологий и предложены ключевые показатели эффективности для оценки качества применяемых технологий.

Список литературы

1. Вумек Дж., Рус Д., Джонс Д. Машина, которая изменила мир. – М.: Попурри, 2017. – 384 с.

2. Вумек Дж., Джонс Д. Бережливое производство: как избавиться от потерь и добиться процветания Вашей компании. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2018.

3. Линия эффективности // Газпром нефть. – https://gazprom-neft-ru.turbopages.org/gazprom-neft.ru/s/press-center/sibneft-online/archive/2017-ap...

4. Фаттахов Р. Опыт внедрения бережливого производства в добыче нефти: Лениногорскнефть // Управление производством. – http://www.up-pro.ru/library/production_management/lean/lean-neft.html

5. Предельная эффективность // Газпром нефть. – https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2018-february/1439928/

Оценка состояния компонентов окружающей среды территории Сахалинского и Восточно-Сахалинского участков недр представляет особый интерес, так как эти участки расположены в двух физико-географических провинциях с абсолютно разными геохимическими условиями формирования ландшафтов – Сургутской болотной и Обь-Иртышской пойменной. Основные водотоки, находящиеся на рассматриваемых участках, берут свое начало в переобводненных ландшафтах болот Среднего Приобья, поэтому их воды отличаются высокой кислотностью, большим количеством органического вещества и низким содержанием растворенного кислорода. Кислая реакция среды и высокое содержание органических веществ предопределяют активную подвижность многих микроэлементов в поверхностных водах, прежде всего железа и марганца, в меньше степени цинка, меди, ванадия, хрома, титана, свинца, никеля и алюминия. Транзитным водотоком является р. Обь, протекающая в южной части Сахалинского участка. Берущая свое начало за тысячи километров в горах Южной Сибири, на всем своем протяжении река принимает различные загрязняющие вещества. Поэтому ее воды в Среднем Приобье сильно загрязнены, в том числе веществами, которые связаны с нефтегазодобычей. Таким образом, при оценке текущего состояния поверхностных вод следует учитывать влияние внешних загрязнителей. В донных отложениях водоемов месторождений накопления нефтепродуктов не зафиксировано. Содержание нефтепродуктов, а также других веществ близко к фоновым показателям, определенным до начала эксплуатации Западно-Сахалинского, Явинлорского и Восточно-Сахалинского месторождений. Кроме воды и донных отложений индикатором оценки качества природной среды являются почвы. Почвы также служат базисом для растительного покрова, его видового разнообразия и продуктивности. Болотные почвы, преобладающие на участках недр, характеризуются низким содержанием микроэлементов, часть которых крайне важна для развития растений. В почвах приречных террас и пойм крупных рек содержание микроэлементов более высокое, что способствует увеличению биоразнообразия растительного покрова.

Список литературы

1. О системе наблюдения за состоянием окружающей среды в границах лицензионных участков на право пользования недрами с целью добычи нефти и газа на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. – Постановление Правительства ХМАО-Югры № 485-П от 23.12.2011.

2. Определение содержания нефтяных углеводородов в поверхностных водах и донных отложениях методом хромато-масс-спектромии / Т.Л. Жирнова, Л.А. Малышкина, Т.А. Патрина [и др.] // Нефтяное хозяйство. –2006. – № 2. – С. 116–117.

3. Предельно-допустимый уровень (ПДУ) содержания нефти и нефтепродуктов в донных отложениях поверхностных водных объектов на территории ХМАО-Югры. – Постановление Правительства автономного округа № 441-п от 10.11.04).