Достижение стратегических целей при большом разнообразии активов и высокой степени внешней неопределенности требует нового подхода к реализации потенциала активов «Газпром нефти». Текущий процесс оценки потенциала предполагает анализ верхнеуровневых показателей, характеризующих компанию в целом, и не позволяет адресно выявлять наиболее перспективные рычаги для его достижения. Предложен новый метод углубленного технологического бенчмаркинга. Разработанная методика основана на общих принципах квалиметрии и системного инжиниринга, таких как обоснование выбора метрик, отражающих цель оценки и особенности рассматриваемого процесса; отбор исходных данных и определение требований к их точности; разработка методов определения эталонов; унификация условий использования метрик. Проведение углубленного технологического бенчмаркинга на основании разработанных алгоритмов требует большого объема данных, а следовательно значительных затрат человеческих ресурсов. В связи с этим разработан специализированный инструмент «Градиент». Задача инструмента для адресного поиска и оценки потенциала – найти эталон, оценить потенциал в каждой области (метрике) и помочь производственным подразделениям в поиске рычагов и мероприятий, которые позволят реализовать этот потенциал. Разработанный инструмент состоит из модулей в соответствии с этапами углубленного технологического бенчмаркинга по процессам и статьям затрат по активам и направлениям: Оценка потенциала, Моделирование /Целеполагание, Мониторинг, Факторный анализ; модулей дополнительной аналитики: Аналитика по ДО, Динамика метрик. Внедрение углубленного технологического бенчмаркинга позволяет повысить эффективность работы с потенциалом за счет повышения качества формирования гипотез потенциала за счет адресного поиска рычагов его реализации; создания единой методики декомпозиции затрат и базы метрик для всей компании с возможностью обезличенного просмотра данных по всем активам; обеспечения возможности регулярно проводить внутренний анализ на всех уровнях менеджмента и искать потенциалы для развития; повышения качества и скорости принятия решений благодаря продвинутой аналитике и моделированию.

Список литературы

1. Project Gradient - A Tool for Comparative Analysis and Potential Search / N. Bazyleva, A. Mozhchil [et al.] // Paper presented at the International Petroleum Technology Conference, Riyadh, Saudi Arabia, February 2022. – https://doi.org/10.2523/IPTC-22447-MS

2. Ценностно-ориентированная инженерия в «Газпром нефти» / М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов, О.О. Скударь [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. –С. 6-11. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-6-11

3. Evaluating the Cost Efficiency of Systems Engineering in Oil and Gas Projects / I. Glukhikh, M. Pisarev, O. Arzykulov, K. Nonieva // Applied system innovation. – 2020. – № 3(3). – P. 39. – https://doi.org/10.3390/asi3030039

4. Основы системного инжиниринга / М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов, А.Ф. Можчиль [и др.]. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2020. – 422 с.

5. Азгальдов Г.Г., Гличев А.В., Панов В.П. Что такое качество? – М.: Экономика, 1968. – 135с.

6. Азгальдов Г.Г., Райхман Э.П. О квалиметрии. – М: Изд-во стандартов, 1973. – 172 с.

7. Развитие кост-инжиниринга в ОАО «Газпром нефть» / М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 14-16.

8. Скударь О.О., Пашкевич Л.А., Хлызова К.В. OPEX: инструмент новых возможностей // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2016. – № 2 (2). – С. 72-75.

Восстановление тепловой истории развития осадочного бассейна является одним из ключевых этапов выполнения моделирования развития нефтегазовых систем. Перенос тепла зависит от механизма формирования осадочного бассейна, теплофизических свойств (являются функцией многих факторов) слагающих разрез пород, темпов седиментации. Анализ данного вопроса позволил систематизировать и обобщить методические подходы к прогнозу плотности теплового потока и входящих в его состав компонентов. Процесс переноса тепла в земной коре – это сложное физическое явление, описание которого, а тем более моделирование подразумевает определенные допущения и условности. На дневной поверхности или небольшой глубине измеряется тепловой поток. При этом мощность источника (мантийный тепловой поток и радиогенное тепло) изменяется во времени. Тепловое сопротивление земной коры также сложным образом меняется во времени: происходят температурные преобразования пород, скорость которых, зависит от механо-химической активации, эффекта Ребиндера и других факторов. В статье отмечена необходимость прогноза плотности теплового потока в контексте концептуальной геологической модели развития территории. На примере Западно-Сибирского и Южно-Американского бассейнов (суббассейн Журуа, бассейн Солимойнс) показаны методические приемы прогноза плотности теплового потока с учетом стадийности тектонических процессов и этапности развития углеводородных систем. Для территории Гыданского полуострова, восточной части Ямала, западной части Енисей-Хатангского прогиба и прилегающей акватории использован итеративный подход к прогнозу плотности теплового потока с учетом карт катагенетической преобразованности для уровней фундамента, средней юры и кровли юрского комплекса. Отличительной особенностью суббассейна Журуа (Бразилия) является наличие интрузивных тел в разрезе чехла. При прогнозе тепловой истории использован метод анализа трендов. Рассмотрены региональный и локальный компоненты. Региональный компонент связана с изменением толщины земной коры, вещественным составом фундамента и этапностью тектонических процессов. Прогноз локального компонента выполнен с учетом карты аномалий магнитного поля.

Список литературы

1. An effective method for paleo-temperature correction of 3D thermal models: a demonstration based on high resolution data sets in Netherlands / C. Gies, M. Struijk, E. Bekesi [et al.] // Global and planetary change. – 2021. – V. 199. – Р. 1–15. - https://doi.org/10.1016/j.gloplacha.2021.103445

2. Advanced determination of heat flow density on an example of West Siberia Russian oil field / Y. Popov, M. Spasennykh, A. Shakirov [et al.] // Geosciences. – 2021. – V. 11. – Р. 1–32. - https://doi.org/10.3390/geosciences11080346

3. Hardwick C.L., Willis H.W., Gwynn M.L. A basin scale geothermal assessment of co-produced waters in oil and gas fields: Uinta basin, Utah, USA // GRC Transactions. – 2015. – V. 39. – Р. 661–669.

4. Тепловой поток в солянокупольных бассейнах Евразии – сравнительный анализ / М.Д. Хуторской, Е.А. Тевелева, Л.А. Цыбуля [и др.] // Георесурсы. – 2010. – № 2 (34). – С. 27–35.

5. Астахов С.М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования. – Ростов-на-Дону: Контики, 2015. – 256 с.

6. Roy R.F., Blackwell D.D., Birch F. Heat generation of plutonic rocks and continental heat flow provinces // Earth and Planetary Science Letters. – 1968. – V. 5. – Р. 1–12.  - https://doi.org/10.1016/S0012 -821X(68)80002-0.

7. Bücker, C, Rybach L. A simple method to determine heat production from gamma-ray logs // Marine and Petroleum Geology. – 1996. – V. 13. – Р. 373–375. -https://doi.org/10.1016/0264-8172(95)00089-5

8. Hantschel T., Kauerauf A.I. Fundamentals of Basin and Petroleum System Modeling – Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2009. – 476 p.

9. Астахов С.М., Резников А.Н. Геотермические режимы осадочно-породных бассейнов мира для историко-генетического моделирования нефтегазоносности // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – № 9. – С. 15–21.

10. Peshkov G. Improving the accuracy of thermal history in basin modelling: the reduction of uncertainties in petroleum system analysis: doctoral thesis. – Moscow: Skolkovo, 2021. – 159 p.

11. Mareschal J.C., Jaupart C. Radiogenic heat production, thermal regime and evolution of continental crust // Tectonophysics. – 2013. – V. 609. – p. 524–534. - https://doi.org/10.1016/j.tecto.2012.12.001

12. Теплопроводность пород и оценки теплового потока в Лено-Анабарском междуречье (Сибирская платформа) / А.Д. Дучков, Д.Е. Аюнов, П.А. Ян [и др.] // Геология и геофизика. – 2022. – Т. 64. – № 6. – С. 858–869. - http://doi.org/10.2113/RGG20224518

13. Heat flow in the Uinta Basin determined from bottom hole temperature (BHT) data / D.S. Chapman, T.H. Keho, M.S. Bauer [et al.] // Geophysics. – 1984. – V. 49. – № 4. – p. 453–466.

14. Дешин А.А. Историко-геологический анализ процессов формирования скоплений углеводородов в северо-восточной части Западно-Сибирского мегабассейна: автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. геол.–минерал. наук – Новосибирск, 2022. – 25 с.

15. Полищук А.В., Лебедев М.В., Перепелина А.Н. Моделирование нефтегазоносной системы с развитием траппового магматизма // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 12–17. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-1-12-17

В настоящее время активный интерес проявляется к внедрению нейронных сетей в области интерпретации сейсмических данных. Например, для автоматической корреляции горизонтов и тектонических нарушений, прогноза коллекторских свойств, выделения геологических объектов. Последнее направление представляется особенно интересным с точки зрения объектно-ориентированной интерпретации. Стандартные интерпретационные подходы во многом субъективны и требуют значительных временных затрат. Использование нейронных сетей для оконтуривания объекта позволяет придать процессу интерпретации большую объективность и подготовить объект для последующего морфометрического анализа.

В статье рассмотрено применение нейронных сетей для идентификации палеоканалов в процессе интерпретации сейсмических данных и генерации изображений их концептуальных геологических моделей. Палеоканалы являются наилучшим объектом для тестирования новых подходов, так как имеется возможность спроецировать знания об особенностях современного речного седиментогенеза, морфологии рек, закономерностях их развития во времени и в пространстве на события, запечатленные в геологической истории, ссылаясь на метод «актуализма» Чарлза Лайеля. Проанализированы два методических подхода. Первый подход заключается в применении алгоритмов компьютерного зрения и алгоритма Holistically Nested Edge Detection, работающего на модели глубокого обучения с использованием сверточной нейронной сети. Данные алгоритмы апробированы на примере цветовых изображений результатов спектральной декомпозиции и изображений, полученных по технологии eXchroma, на которых в процессе интерпретации идентифицированы палеоканалы. Второй подход состоит в применении нейросетей для генерации изображений по текстовому описанию. Протестированы такие популярные сети как Midjourney, Problembo, Kandinsky. Такой подход позволит генерировать изображения при поиске аналогов разработанных седиментационных моделей. Развитие методов выделения русел с помощью нейронных сетей и генерации изображений возможных седиментационных аналогов представляется крайне перспективным направлением.

Список литературы

1. scikit-image: image processing in Python / S. van der Walt, J.L. Schonberger, J. Nunez-Iglesias et al. // PeerJ. – 2014. – No 2. - https://doi.org/10.7717/peerj.453

2. VEdge_Detector: automated coastal vegetation edge detection using a convolutional neural network / M.S.J. Rogers, M. Bithell, S.M. Brooks, T. Spencer. – https://doi.org/10.1080/01431161.2021.1897185

3. Xie S., Tu Z. Holistically-Nested Edge Detection // Int J Comput Vis. – 2017. – V. 125. – Р. 3-18. – https://doi.org/10.1007/s11263-017-1004-z

4. Алексеева П.А., Калугин А.А., Кирьянова Т.Н. Выделение палеорусел в отложениях тюменской свиты с использованием нейронной сети по данным сейсморазведки 3D // Геофизика. – 2022. – № 3. – С. 9-15.

5. Диагностика морфогенетических типов палеоканалов на основе параметризации сейсмообразов / Т.В. Ольнева, Е.А. Жуковская, М.Ю. Орешкова, Д.А. Кузьмин // Геофизика. – 2022. – № 2. – С. 17-25.

Выполнен анализ результатов разбуривания пластов БУ₂₁² и Бу₂₁^3-1 Восточно-Мессояхского месторождения. Пласты сформированы глубоководными конусами выноса нижней части нижненеокомского клиноформенного комплекса. В латеральном распределении осадков изучаемых отложений сыграл существенную роль Среднемессояхский вал. Он служил своеобразным барьером, способствавшим образованию седиментационного клина и влиявшим в совокупности с другими факторами на направление сноса осадков. От ачимовских пластов месторождений-аналогов отложения БУ₂₁² и Бу₂₁^3-1 отличаются сравнительно высокими фильтрационно-емкостными свойствами: коэффициент пористости составляет 16,5-19,5 %, коэффициент проницаемости (3,6-46)·10^-3 мкм². При сопоставлении интерпретации литологии в скважинах с результатами синхронной инверсии наилучшую сходимость показывает куб продольного импеданса. Поэтому он используется в геологической модели для построения куба-маски, контролирующего объем коллектора. За счет ограничений разрешающей способности сейсмических данных импеданс отражает в целом тенденции развития пласта. В зоне выклинивания и интерференции с нижерасположенными отражениями имеется риск неверной оценки объема коллектора. Например, профиль одной из скважин, пробуренной в проксимальную часть конуса выноса и канал, показывает высокую сходимость с данными импеданса: на разрезах хорошо различимы области развития канала и питаемого им конуса выноса. В то же время, скважина, пробуренная в дистальную часть конуса выноса, вскрыла значительно более расчлененный разрез с низкой песчанистостью, несмотря на то, что на сейсмических разрезах эта зона проявляет себя так же, как и в проксимальной части. В данном случае изучение механизмов осадконакопления и того, как коллектор распределялся по площади от источника сноса, позволило сформировать оптимальную стратегию бурения и подобрать наиболее подходящую конструкцию скважин. Рассматриваемые пласты характеризуются аномально высоким пластовым давлением (АВПД), поэтому необходимо также учитывать поведение упругих характеристик в условиях АВПД. Акустический импеданс в глинистых интервалах понижен, как и в коллекторах, что затрудняет геологическую интерпретацию результатов инверсии. Анализ ачимовских пластов Восточно-Мессояхского месторождения показал, что в дополнение к эффекту разуплотнения снижение импеданса до значений, характерных для коллекторов, может быть обусловлено наличием в газа в глинистых породах. Во избежание ошибочного трактования глинистых отложений как коллекторов необходимо провести комплексный анализ геолого-геофизических данных, выполнить петроупругое моделирование, построить сейсмогеологическую модель с выделением зон потенциального развития коллекторов.

Список литературы

1. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, Н.А. Туренков, С.А. Горбунов. – М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. – 247 c.

2. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. – Тверь: ГЕРС, 2011. – 152 с.

В статье работе рассмотрены результаты длительного мониторинга (более 2 лет) добывающих горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта и вертикальных скважинах с гидравлическим разрывом пласта, полученные в рамках опытно-промышленных работ на участке ачимовских отложений. Целью выполненных работ являлась оценка фильтрационно-емкостных свойств, пластового давления, продуктивности скважин, а также анализ эффективности заводнения на этапе опытно-промышленных работ. В качестве исходных использованы материалы гидродинамических исследований скважин, суточные показатели добычи нефти и жидкости, забойное давление, а также результаты интерпретации петрофизических свойств и результаты PVT-исследований. Выполнена оценка таких параметров, как проницаемость, скин-фактор, полудлина трещины гидроразрыва, радиус дренирования и пластовое давление. Интерпретация проводилась по трем сценариям: минимальный (min case), базовый (base case) и максимальный (max case). С помощью полученного радиуса дренирования выполнен анализ взаимовлияния скважин. Дано описание применения инструмента аналитической оценки эффективности системы заводнения на основе моделей гидродинамических исследований скважин на качественном и количественном уровне. Гидродинамические параметры, полученные на основе интерпретации данных гидродинамических исследований, необходимы при построении и адаптации геолого-гидродинамических моделей. Анализ взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин позволит более точно спроектировать (оптимизировать) систему разработки, обосновать правильность выбора сетки скважин, в частности расстояний между скважинами. В тоже время количественная оценка эффективности системы заводнения обеспечивает корректность экономических расчетов.

Список литературы

1. Ачимовские горизонты – совместный спецпроект «Газпром нефть» и Neftegaz.RU. https://achimovka.neftegaz.ru/

2. Гидродинамические исследования скважин / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина [и др.]. – Томск: ТПУ, 2004. – 340 с. – ISBN: 5-98298-048-Х

3. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Долговременный мониторинг промысловых параметров, как знаковое направление современных ГДИС // Инженерная практика. – 2012. – № 9. – С. 4-8.

4. Витура Д., Узе О., Фьярэ О. Анализ динамических потоков. – СПб.: Карра-Инжиниринг, 2008. – 358 с.

5. Давлетбакова Л.А., Шуваев Д.В., Климов В.Ю. Практическая значимость разновременных исследований. Гидродинамический и геофизический контроль динамики трещины ГРП нагнетательных скважин в низкопроницаемых коллекторах // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. –№ 8(2). – С. 58-67.

При оценке показателей эксплуатации нагнетательных скважин, в которых наблюдается явление самопроизвольно развивающихся трещин гидроразрыва пласта (автоГРП) вследствие высокого забойного давления, особый интерес представляет корректная интерпретация данных гидродинамических исследований (ГДИ). Стандартное программное обеспечение, используемое для моделирования ГДИ, не имеет функциональности для моделирования фильтрации с трещиной ГРП переменной геометрии и проводимости. В статье приведены результаты применения сопряженной гидрогеомеханической модели сектора разработки с учетом развития автоГРП к интерпретации данных полевых экспериментов. ГДИ моделировались на двух выделенных участках месторождений с рядной системой разработки. В первом случае рассматривалась одна наклонно направленная нагнетательная скважина с ГРП с учетом работы соседних скважин. Во втором — сектор разработки, включающий две нагнетательные горизонтальные скважины с многостадийным ГРП и окружающие их добывающие скважины. Проведенные расчеты показали приемлемое совпадение модельных и фактических кривых давления в обоих случаях. Сравнение результатов моделирования ГДИ с использованием стандартного программного обеспечения с фактическими данными показали, что расхождение наблюдается на тех временных участках, на которых происходит изменение длины трещины. При моделировании участка разработки предложенная в работе модель позволила численно воспроизвести показатели работы двух нагнетательных скважин одновременно. Численные расчеты показали возможность возникновения магистральной трещины между двумя нагнетательными скважинами в одном ряду. На время исследования кривой падения давления трещина быстро закрывается вследствие больших утечек в пласт. При возобновлении закачки происходит быстрый рост трещин и повторное образование магистральной трещины автоГРП. Информация о скорости роста трещин автоГРП использовалась для уточнения многофазной гидродинамической модели. Проведенные гидродинамические расчеты свидетельствуют о возможном положительном влиянии явления автоГРП на экономические показатели системы разработки при разрежении нагнетательного ряда.

Список литературы

1. Methods of Research for the Development of Spontaneous Growth of Induced Fractures During Flooding in Low Permeability Reservoirs /A. Davletbaev, G. Asalkhuzina, D. Ivaschenko [et al.] // SPE-176562-MS.– 2015. – https://doi.org/10.2118/176562-MS

2. Анализ слияния трещин автоГРП в рядной системе разработки с помощью математического моделирования / С.А. Калинин, А.Н. Байкин, Р.Ф. Абдуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 40–45. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-40-45

3. Two-dimensional models for waterflooding induced hydraulic fracture accounting for the poroelastic effects on a reservoir scale / A.N. Baykin, R.F. Abdullin, E.V. Dontsov, S.V. Golovin //Geoenergy Sci. Eng.– 2023. – V. 224. – Article No. 211600. – https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.211600

4. Coussy O. Poromechanics. – Chichester: J.Wiley& Sons Ltd, 2004. – 360 p. – https://doi.org/10.1002/0470092718

5. Dontsov E., Peirce A.P. Comparison of toughness propagation criteria for blade-like and pseudo-3D hydraulic fractures // Eng. Fract. Mech. – 2016. – V. 160. – P. 238–247. – https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2016.04.023

6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. – М.: МАКС Пресс, 2008.– 476 с.

7. Hecht F. New development in FreeFem++ // J. Num. Math.Vol. – 2012.– V. 20 – No. 3–4.– P. 251–266.

В нефтегазовой отрасли в процессе разработки месторождения актуальной задачей является создание PVT моделей, способных описывать изменения физико-химических свойств пластовых флюидов при различных термобарических условиях в пласте и скважине, а также в системе сбора и транспорта. Ошибки в PVT модели могут привести к значительным потерям: на объектах с различными типами нефти плановый показатель NPV на год может не достигать экономического предела 0,5–2,9 %. В связи с этим важно уже на ранних этапах разработки месторождения достоверно воспроизводить свойства углеводородных смесей. Использование качественных PVT моделей на ранних этапах разработки месторождения позволяет также сократить затраты на проведение дополнительных испытаний и анализа флюидов, так как модели могут предоставить достаточно точные данные для принятия решений. Характерной особенностью новых активов является отсутствие необходимых для PVT моделирования результатов лабораторных исследований флюидов. Это обусловливает высокую степень неопределенности, а процесс принятия важных стратегических решений занимает продолжительное время. Для решения данной проблемы предложено реализовать новый подход к подбору аналогов модели PVT и оперативного создания PVT модели Black Oil с помощью алгоритмов машинного обучения, а также создать единую базу уже разработанных метамоделей PVT. Результатом работы алгоритма станут рекомендации, которые позволят специалистам в оперативном режиме решать задачи, связанные с PVT свойствами, в гидродинамической модели с сохранением ее прогностической способности.

Список литературы

1. Серебрякова Д.А., Маргарит А.С. Развитие технологий моделирования PVT-Свойств в Блоке Разведки и Добычи ПАО «Газпром Нефть» // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2018. – № 3. – C. 75–77.

2. Application of Machine Learning in Integrated Modeling of the Oil and Gas Fields / K. Pechko, A. Afanasyev, N. Brovin [et al.] //Third EAGE Digitalization Conference and Exhibition. – European Association of Geoscientists & Engineers, 2023. – P. 1–4.

3. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М: Грааль, 2002. – 575 с.

4. Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния // Георесурсы. - 2022. – Т. 24. – № 3. – С. 164–181. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.14

5. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior, – SPE Monograph. - V. 20. - Rechardson, Texas, 2000. - 233 p.

В статье рассмотрена методика прогнозирования поведения кривой восстановления давления (КВД) и оценки пластового давления для случая кратковременной остановки скважины, продолжительности которой недостаточно для формирования полной КВД и ее последующей полноценной интерпретации. Для выявления КВД, наиболее точно прогнозирующей давление при реальном гидродинамическом исследовании, применялся метод регрессионного анализа, в ходе которого протестированы различные модели на фактических данных о режиме работы скважины. Для оптимизации расчета коэффициентов регрессии написан скрипт на языке программирования C#. Тестирование и внедрение методики проводилось на скважинах месторождения имени А. Жагрина ООО «Газпромнефть-Хантос». Новый подход к прогнозированию КВД и оценке пластового давления позволяет увеличить охват фонда скважин исследованиями без проведения дополнительных длительных работ, а следовательно и без потерь в добыче. Предложенный подход не исключает регистрации традиционных КВД с длительной остановкой скважин, но дает возможность в операционной деятельности оценивать энергетическое состояние залежи и, как следствие, повышать качество принимаемых решений при разработке месторождения. Результаты работы алгоритма позволяют сделать вывод об эффективности предложенного решения и свидетельствуют о традиционных исследований с остановкой скважин для изучения динамики пластового давления. Преимуществами разработанного подхода являются возможность его внедрения в инструменты мониторинга цифрового месторождения и другие программные инструменты, легкость программной реализации. Точность прогнозирования зависит от качества исходных данных, описывающих фильтрационно-емкостные свойства эксплуатационного объекта или регионов со схожими условиями разработки

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 476 с. – ISBN 978-5-317-02630-1.

2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. – М. : НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. – 780 с. – ISBN 5-93972-474-4.

3. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с. – ISBN 5-02-002520-8.

4. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – 319 с.

Химические методы увеличения нефтеотдачи с каждым годом приобретают все большее распространение, однако оценка эффективности применения нефтевытесняющих композиций характеризуется высокой степень неопределенности, которую необходимо учитывать при проектировании технологии. В статье приведенные результаты оценки эффективности трех композиций для ПАВ-полимерного заводнения. Оценка проводилась в два этапа. Первый этап – лабораторные исследования. Особенность комплексных лабораторных исследований состоит в том, что нефтевытесняющий раствор подбирается в соответствии с геолого-физическими характеристиками месторождения (фильтрационными свойствами коллектора, свойствами пластовых флюидов, пластовой температурой), поэтому тестирование реализуется с учетом этих условий. Комплексные лабораторные исследования включали определение ряда характеристик ПАВ-полимерных растворов, полученных в том числе при проведении фильтрационных (потоковых) экспериментов на образцах керна. На этапе лабораторных работ определена композиция с наилучшими показателями эффективности. Второй этап – гидродинамическое моделирование. На этом этапе воспроизведен лабораторный потоковый эксперимент с последующим ремасштабированием и оценкой эффекта на полномасштабной 3D гидродинамической модели. При этом для гидродинамического моделирования ПАВ-полимерного заводнения определен комплекс минимально необходимых данных лабораторных исследований, к ним отнесены зависимость межфазного натяжения на границе нефть – нефтевытесняющий раствор от концентрации ПАВ, динамическая адсорбция ПАВ, изменение остаточной нефтенасыщенности, приращение коэффициента вытеснения, фактор сопротивления. Выделены также дополнительные результаты лабораторных исследований, использованные при адаптации фильтрационной модели: линейные размеры образцов, фильтрационно-емкостные свойства, концевые точки кривых относительных фазовых проницаемостей. В результате расчетов на гидродинамической модели прирост коэффициента извлечения нефти оценивается на уровне 19 %. Выбранная ПАВ-полимерная композиция рекомендована для проведения индикаторных исследований на одиночной скважине методом разделяющихся трассеров, а также для проведения опытно-промысловых испытаний.

Список литературы

1. Лабораторное испытание кислотной нефтевытесняющей композиции для увеличения нефтеотдачи пластов / М.Р. Шолидодов, В.В. Козлов, Л.К. Алтунина, У.В. Чернова // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2021. – Т. 2. – № 1. – С. 301-306. – https://doi.org/10.33764/2618-981x-2021-2-1-301-306 

2. Опыт применения и основные тенденции развития технологии полимерного заводнения в мире / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2021. – № 9-10. – С. 46-52.

3. Kamal M.S., Hussein I.A., Sultan A.S. Review on Surfactant Flooding: Phase Behavior, Retention, IFT, and Field Applications // Energy & Fuels. – 2017. – V. 31 (8). – P. 7701-7720. – https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b00353 

4. Druetta P., Picchioni F. Surfactant-Polymer Interactions in a Combined Enhanced Oil Recovery Flooding // Energies. – 2020. – V. 13 (24). – Article No. 6520. – https://doi.org/10.3390/en13246520

5. Modeling Chemical EOR Processes: Some Illustrations from Lab to Reservoir Scale / F. Douarche, D. Rousseau, B. Bazin [et al.] // Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP Energies nouvelles. – 2012. – V. 67. – No. 6. – P. 983-997. – https://doi.org/10.2516/ogst/2012059

6. Polymer Retention Determination in Porous Media for Polymer Flooding in Unconsolidated Reservoir / I. Ilyasov, I. Koltsov, P. Golub [et al.] // Polymers. – 2021. – V. 13 (16). – Article No. 2737. – https://doi.org/10.3390/polym13162737

7. Melo, M.A., Almeida A.R. Determining the Sweep Efficiency of Waterflooding Using Tracers // SPE-184956-MS. – 2017. - https://doi.org/10.2118/184956-MS

8. Experimental and modeling studies on adsorption of a nonionic surfactant on sandstone minerals in enhanced oil recovery process with surfactant flooding / A. Barati-Harooni, A. Najafi-Marghmaleki, A. Tatar, A.H. Mohammadi // Journal of Molecular Liquids. – 2016. – V. 220. – P. 1022-1032. – https://doi.org/10.1016/j.molliq.2016.04.090

9. Improved oil recovery by reducing surfactant adsorption with polyelectrolyte in high saline brine / M. Budhathoki, S.H.R. Barnee, B.-J. Shiau, J.H. Harwell // Colloids and Surfaces A : Physicochemical and Engineering Aspects. – 2016. – №498. – P. 66-73. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2016.03.012.

10. Ahmadi Y., Mohammadi M., Sedighi M. Chapter 1. Introduction to chemical enhanced oil recovery. In: Enhanced Oil Recovery Series. Chemical Methods. – Gulf Professional Publishing, 2022. – P. 1-32. – https://doi.org/10.1016/B978-0-12-821931-7.00002-X

Главным инструментом добычи трудноизвлекаемых запасов нефти низкопроницаемых ачимовских отложений является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Высокая эффективность жидкости ГРП, которая отмечается при проведении полевых работ, способствует развитию трещины в плоскости высота – полудлина. Проппант распределяется в этой плоскости, и закрепленная ширина стремится к образованию «монослоя» по всему объему трещины. Анализ мирового опыта, в частности, исследований зависимости разрушения проппанта от числа слоев в пачке, а также теоретические зависимости, ранее полученные авторами, дали возможность сделать предположение, что трещины ГРП с шириной, близкой к «монослою», не обеспечивают достижения рентабельной продуктивности скважин в геомеханических условиях объекта исследования. Проппант разрушится, разрушенные частицы вдавятся в горную породу, и трещины сомкнутся. С целью подтверждения теоретических исследований и ранее представленного отраслевого опыта выполнена реализована программа модифицированных лабораторных исследований, которая позволяет учесть недостатки методики, представленной в нормативных документах. Исследования были направлены на изучение сопротивления проппанта раздавливанию с целью воспроизведения фактической ширины трещины ГРП. Проведена серия тестов на разрушение с переменной высотой насыпки проппанта в ячейку для раздавливания. Полученные результаты подтвердили, что критическим началом роста разрушаемости являются три слоя проппанта, проппант меньшей размерности лучше сопротивляется раздавливанию. Кроме того, установлено, что применение высокопрочных проппантов в оболочке целесообразно при разработке ачимовских отложений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Качественный фотоконтроль разрушенных частиц позволяет подтвердить, что внешней нагрузке пуансона подвергается только ограниченное количество проппанта.

Новые вызовы, включая широкий выход российских нефтегазовых компаний на сложные геологические объекты с трудноизвлекаемыми запасами, потребовали все более активного использования на месторождениях различного рода технологических инноваций. В первую очередь это относится к строительству горизонтальных (ГС) и многоствольных (МСС) скважин, внутрискважинным системам заканчивания, включая способы проведения многостадийных гидроразрывов пласта (МГРП). Для контроля разработки залежи и наблюдения за эксплуатацией таких объектов также потребовалась разработка и внедрение новых систем скважинного мониторинга. В настоящее время многие отечественные добывающие компании применяют вариации стационарных информационно-измерительных систем (СИИС) долговременного перманентного изучения фазовых профилей притока и приемистости. Среди технологических решений следует выделить наиболее распространенные в России: а) распределенные мониторинговые системы на основе погружных оптоволоконных кабелей-сенсоров (с регистрацией термических, а иногда опционально еще и акустических характеристик притока); б) точечно-распределенные системы маркерного мониторинга (преимущественно установка камер-кассет с маркерным веществом в интервалах притока флюида из изолированных секций ГС или покрытие маркером закачиваемого проппанта). Оба метода, на первый взгляд, вполне конкурентоспособны, как по мобильности, так и по стоимости применения. Однако, основным вопросом при их применении остается достоверность получаемой информации о распределенных профилях покомпонентных притоков. Обычно для ответа на этот вопрос добывающие компании вынуждены дополнять стационарный мониторинг разовыми замерами с использованием традиционного комплекса методов промыслово-геофизических исследований. «Газпром нефть» для решения данной задачи провела для представленных на рынке коммерческих систем маркерного мониторинга уникальные сравнительные «слепые» тесты на наземном мультифазном гидравлическом стенде. В статье представлены основные результаты выполненных испытаний

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Том II. Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. - М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2020. – 756 с.

2. Ипатов А.И., Малявко Е.А. Что происходит с профилями притока после освоения горизонтальных скважин // Нефтегазовая вертикаль. – 2022. – №6. – С. 88–97.

3. Каюков Д.Ю. Тестирование систем трассерного мониторинга горизонтальных скважин на мультифазном метрологическом стенде // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2023. – № 2 (41). – С. 173–183. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art11

Долговременный распределенный опотоволоконный мониторинг термических (DTS) и акустических (DAS) параметров в горизонтальных скважинах (ГС) получил широкое расространение. Однако объектами перманентных дистанционных промыслово-геофизических исследований ранее выступали либо фонтанные добывающие нефтяные и газовые скважины, либо скважины нагнетательного фонда. Очевидно, что для недропользователя наибольший интерес представляет технология распределенного мониторинга для ГС, эсплуатируемых установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Однако сложной технической задачей в подобных условиях является реализация спуска и доставки кабелей-сенсоров оптоволоконных систем (ОВС) на забой ГС под ЭЦН. В результате опытно-промышленного опробовании на более чем 20 добывающих ГС специалисты «Газпром нефти» впервые в России освоили эту инновационную технологию, причем в модификациях как DTS, так и DAS. Распределенные ОВС мониторинга оборудованных УЭЦН ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) в настоящая время успешно применяются на Южно-Приобском нефтяном месторождении. В 2022 и 2023 гг системой оптоволоконного мониторинга оборудованы две две добывающие ГС с МГРП, эксплуатируемые УЭЦН, причем длительность мониторинга по одной из них превысила 1 год. Кроме того, кардинально переработана технология интерпретации и анализа получаемых данных, что позволило отказаться от услуг сторонних сервисных организаций и значительно удешевить технологические процессы. В настоящее время технология ОВС долговременного динамического мониторинга подготовлена к тиражированию на других объектах компании, а информативность получаемых данных признана приемлемой для оптимизации системы разработки низкопроницаемых коллекторов. В статье представлены некоторые результаты, иллюстрирующие уникальность и одновременно универсальность информационного обеспечения ОВС мониторинга с целью обоснования управляющих решений на фонде ГС с МГРП, оборудованных УЭЦН.

Список литературы

1. Опыт «Газпром нефти» в тестировании коммерческих систем маркерного мониторинга работы нефтяных скважин и оценке их надежности / Р.Н. Асмандияров, А.И. Ипатов, А.В. Язьков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2023. - № 12. – С. 53-57.

2. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.В. Каешков [др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 96–100.

3. Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.В. Каешков [др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 69–71.

4. Опыт эффективного мониторинга фонтанной горизонтальной нефтяной скважины с помощью распределенной оптоволоконной термометрии / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.В. Каешков [и др.] // Каротажник. – 2017. – № 8 (278). – С. 34–50.

5. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатационных скважин в компании «Газпром нефть» / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.В. Каешков [др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2017. – № 3(5). - С. 55–64.

6. Изучение сейсмоакустических эффектов в эксплуатационной горизонтальной скважине на основе оптоволоконного кабель-сенсора DAS / А.И. Ипатов, А.В. Андриановский, А.В. Воронкевич [др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2021. – № 2. – С. 50–57. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-2-50-57

7. Мониторинг выработки коллектора в горизонтальных стволах по результатам нестационарной термометрии распределенными оптоволоконными датчиками / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков [др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2021. – № 4. – С. 81–91. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-4-81-91

8. Цифровые решения ПАО «Газпром нефть» и ООО «Оптомониторинг» в области инструментального контроля разработки месторождений на основе перманентных распределенных оптоволоконных измерительных систем / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, А.В. Андриановский [др.] // Нефтяное хозяйство. – № 3. – 2022. – № 3.– С. 54–60. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-54-60

9. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Т. II. Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. - М.: ИКИ, Ижевск, 2020. - 756 с.

10. Пат. 2702042 РФ. Способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с МГРП / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Д.М. Лазуткин; заявитель и патентообладатель ООО «Газпромнефть НТЦ». – № 2018141026; заявл. 21.11.2018; опубл. 03.10.2019.

11. Пат. 2703055 РФ. Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН / А.А. Яковлев, А.Г. Сулейманов, И.Г. Файзуллин,А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, А.В. Шурунов, Н.П. Сарапулов, С.М. Симаков; заявитель и патентообладатель ООО «Газпромнефть НТЦ». – № 2019120315; заявл. 27.06.2019; опубл. 15.10.2019.

12. Фишер П.А. Скважина одного проходного диаметра расширяет возможности // Нефтегазовые технологии. - 2006. - № 11. – С. 15-17.

Разработка месторождений, сложенных слабосцементированными пластами сопровождается выносом песка и пересыпанием горизонтальной части ствола, что приводит к падению коэффициента продуктивности в процессе эксплуатации скважин. Одним из методов предотвращения выноса песка является крепление пород химическими составами. Однако методики расчета объема закачки реагента в призабойную зону пласта, используемые поставщиками технологии, являются частью коммерческой информации и не позволяют сравнить эффективность различных составов. В ряде случае применение химических реагентов для предотвращения пескопроявления может приводить к существенному снижению дебитов добывающих скважин. В связи с этим разработана методика расчета объема закачки химических реагентов для предотвращения выноса механических примесей из призабойной зоны скважины. В основу методики заложена математическая модель работы пласта. Модель учитывает результаты определения физико-химических свойств используемых составов, фильтрационных и геомеханических исследований керна до и после воздействия реагентом. Для расчета по предлагаемой методике требуется провести ряд лабораторных экспериментов, направленных на измерение физико-химических свойств составов для крепления, оценку прочностых и фильтрационно-емкостных свойств породы пласта до и после обработки керна составом. Далее полученные данные используются в качестве входных параметров разработанной математической модели. Математическая модель позволяет оценить количество выносимых механических примесей и дебит флюида при заданном объеме используемого состава. Варьируя объем состава в модели, можно определить его оптимальное количество, которое, с одной стороны, не приводит к существенному снижению продуктивности скважины, а с другой стороны, позволяет ограничить количество выносимого песка.

Список литературы

1. Review of Sand Production Prediction Models / H. Rahmati, M. Jafarpour, S. Azadbakht [et al.] // Journal of Petroleum Engineering. – V. 2013. - Article ID 864981. - https://doi.org/10.1155/2013/864981

2. Lezhnev K., Timofeeva T., Biluta M. Practical Application of Geomechanics for Critical Depression Estimation in Sand Control Problem. Case Study for Kikinda Oilfield // SPE-187825-MS. - 2017. - https://doi.org/10.2118/187825-MS

3. Тананыхин Д.С., Петухов А.В., Шагиахметов А.М. Химический способ крепления слабосцементированных песчаников в эксплуатационных скважинах подземного газохранилища // Записки Горного института. – 2013. – Т. 206. – С. 107–111.

4. Podoprigora D.G., Korobov G.Y., Bondarenko A.V. Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content // International Journal of Civil Engineering and Technology. – 2019. – V. 10. – Issue 01. – P. 2680–2696.

5. Podoprigora D., Byazrov R., Sytnik J. The Comprehensive Overview of Large-Volume Surfactant Slugs Injection for Enhancing Oil Recovery: Status and the Outlook // Energies. – 2022. – V. 15(21). – Article No. 8300. – https://doi.org/10.3390/en15218300

6. Мардашов Д.В., Бондаренко А.В., Раупов И.Р. Методика расчета технологических параметров закачки в нефтяную скважину неньютоновских жидкостей при подземном ремонте // Записки Горного института. – 2022. – Т. 258. – С. 881-894. – https://doi.org/10.31897/pmi.2022.16

7. Experience in the Application of Hydrocarbon Optical Studies in Oil Field Development / I. Raupov, R. Burkhanov, A. Lutfullin [et al.] // Energies. – 2022. – V. 15(10). – Article No. 3626. - https://doi.org/10.3390/en15103626

8. Experimental Evaluation of the Multiphase Flow Effect on Sand Production Process: Prepack Sand Retention Testing Results / D. Tananykhin, M. Grigorev, M. Korolev [et al.] // Energies. – 2022. – V. 15(13). – Article No. 4657. – https://doi.org/10.3390/en15134657

9. Бондаренко В.А., Савенок О.В. Исследование методов и технологий управления осложнениями, обусловленных пескопроявлениями // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2014. – № S5-1. – С. 3-27.

10. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsund [et al.]. – Elsevier, 2008. – 514 p.

11. Van den Hoek P.J., Geilikman M.B. Prediction of Sand Production Rate in Oil and Gas Reservoirs // SPE-84496-MS. – 2003. – https://doi.org/10.2118/84496-MS

12. Lezhnev K., Roshchektaev A., Pashkin V. Coupled Reservoir - Well Model of Sand Production Processes // SPE-196883-MS. – 2019. - https://doi.org/10.2118/196883-MS

13. 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. - June 2005. - ARMA-05-842.

14. Sand Production Simulation coupling CFD with DEM / N. Climent, M. Arroyo, C. O’Sullivan, A. Gens // European Journal of Environmental and Civil Engineering. – 2014. – V. 18. – Issue 9. – P. 983-1008. – https://doi.org/10.1080/19648189.2014.920280

15. Применение новой модели многокомпонентной суспензии для расчета скин-фактора в скважинах, оборудованных гравийными фильтрами / М.М. Хасанов, К.Э. Лежнев, В.Д. Пашкин, А.П. Рощектаев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 63-67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-63-67

В статье проведен анализ химического состава подземных вод нефтегазовых месторождений и его сравнение с составом других источников гидроминерального литийсодержащего сырья: рассолами соляных озер и геотермальными водами. Показано, что анионный состав литийсодержащих подземных вод нефтегазовых месторождений определяется хлорид-ионами, катионный – ионами натрия, калия, кальция, магния. При этом содержание магния и кальция, которые могут снижать селективность выделения лития и приводить к образованию отложений солей, в отличии от рассолов саларов, может достигать достаточно высоких значений. Перспективными провинциями для извлечения лития из подземных вод нефтегазовых месторождений в Российской Федерации являются Центрально-Сибирская и Южно-Уральская. При этом литийеносные рассолы месторождений Центрально-Сибирской провинции имеют крайне сложный для извлечения лития состав (высокие концентрации магния и общая минерализация), что обусловливает необходимость комбинирования нескольких методов извлечения лития и, вероятно, доработки существующих технических решений. В настоящее время в Российской Федерации развиты сорбционные и экстракционные методы извлечения лития из гидроминерального сырья. Селективность процесса выделения лития сорбционными методами обусловлена стерическими эффектом, взаимодействие идет по интеркаляционному механизму. В связи с этим, можно ожидать чувствительности данного метода к содержанию в сырье магния, имеющего близкий ионный радиус с литием. В экстракционных методах селективность выделения лития определяется в большей степени характеристиками заряда и химической природой иона, а не его размерами. В результате эти методы менее чувствительны к содержанию щелочноземельных металлов.

Список литературы

1. Dry M. Extraction of Lithium from Brine-Old and New Chemistry. In: Extraction 2018. The Minerals, Metals & Materials Series / edited by B.R. Davis [et al.]. – Springer, Cham., 2018. – https://doi.org/10.1007/978-3-319-95022-8_187

2. Duyvesteyn W.P.C. Recovery of base metals from geothermal brines // Geothermics. – 1992. – V. 21. – Issue 5–6. – P. 773–779. – https://doi.org/10.1016/0375-6505(92)90030-D

3. Steinmetz R.L.L., Salvi S. Brine grades in Andean salars: When basin size matters. A review of the Lithium Triangle // Earth-Science Reviews. – 2021. – V. 217. – Article No. 103615. – https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2021.103615

4. Dresel P. E., Rose A.W. Chemistry and origin of oil and gas well brines in western Pennsylvania // 4th ser. Open-File Report OFOG 10–01.0. – Harrisburg: Pennsylvania Geological Survey, 2010. – 48 p.

5. Рябцев А.Д. Гидроминеральное сырье – неисчерпаемый источник лития в ХХI веке // Известия Томского политехнического университета. – 2004. – Т. 307. – №7. – С. 64–68.

6. Knapik E., Rotko G., Marszałek M. Recovery of Lithium from Oilfield Brines—Current Achievements and Future Perspectives: A Mini Review // Energies. – 2023. – V. 16. – Article No. 6628. – https://doi.org/10.3390/en16186628

7. Ларичев В.В., Попков В.И. Гидроминеральные ресурсы месторождений углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 12. – С. 20-26.

8. Warren I. Techno-Economic Analysis of Lithium Extraction from Geothermal Brines // Technical Report NREL/TP-5700-79178. – Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory, 2021. – https://www.nrel.gov/docs/fy21osti/799178.pdf

9. Global Metals & Mining: Direct Lithium Extraction – A potential game changing technology. Equity Research / H. Nicolaci, P. Young, N. Snowdon [et al.]. – Goldman Sachs Group Inc, 2023. – https://www.goldmansachs.com/intelligence/pages/gs-research/direct-lithium-extraction/report.pdf

10. Селективное извлечение лития из минерального, гидроминерального и вторичного сырья / А.Ю. Цивадзе, В.Е. Баулин, Г.В. Костикова, А.А. Бездомников // Вестник РАН. – 2023. – Т. 93. – № 7. – С. 623–630.

11. Кузьменко П.С., Чмерев В.С., Михеева Е.Д. Условия формирования и закономерности размещения литиеносных рассолов на территории РФ // Разведка и охрана недр. – 2023. – № 7. – С. 33–46.

12. Митюшева Т.П., Амосова О.Е. Сравнительный анализ содержаний ценных компонентов в промышленных водах Хорейверской впадины // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России: материалы XVII Геологического съезда Республики Коми? Сыктывкар, 16–18 апреля 2019 года. Том III. – Сыктывкар: Институт геологии Коми научного центра УрО РАН, 2019. – С. 219–222.

13. Извлечение лития из попутно добываемых вод при подготовке нефти на месторождения Восточной Сибири / И.И. Цепляев, А.Р. Медведев, Д.А. Касперович, Д.А. Савиновский //Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 114–117. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-114-117

14. Ключарев Д.С., Михеева Е.Д. К вопросу о содержаниях лития и попутных компонентов в промышленных водах перспективных площадей территории России // Разведка и охрана недр. – 2020. – № 4. – С. 53–60.

Статического оборудования существенно зависит от достоверности, достаточности и актуальности информации для качественного определения технического состояния и остаточного ресурса. Проведение мероприятий по диагностированию, обслуживанию и ремонту подразумевает значительные затраты. При этом эффективность плана мероприятий, с одной стороны, зависит от нормативных требований, а с другой – от человеческого фактора. Установка развитых систем телеметрии для статических объектов относительно низкой стоимости и критичности зачастую экономически не обоснована. С другой стороны, часть существующей информации используется неэффективно. В статье рассмотрен способ получения дополнительной информации о техническом состоянии и остаточном ресурсе с помощью гибридного моделирования на примере более чем 50 промысловых резервуаров для хранения нефти и пластовой воды. Предлагаемый подход полностью соответствует нормативной документации Российской Федерации и предполагает совместное использование трех основных моделей: напряженно-деформированного состояния, развития дефектов и прогнозирования вероятных дефектов. Подход универсален, его можно применять для различных видов статического оборудования. Приведены особенности моделирования, связанные с обработкой исходной информации; обучением универсальных нейросетевых моделей напряженно-деформированного состояния; формированием модели развития дефектов из нормативных методик; разработкой ML-модели прогнозирования вероятных дефектов. Представлены результаты верификации модели, которая проводилась на резервуарах, находящихся в эксплуатации с 1980-х годов. С учетом комплексности модели верификация проводилась в отдельности по каждому отдельному типу результатов гибридной модели. Валидация модели и отзывы эксплуатирующих организаций подтвердили возможность применения разработанной гибридной модели в составе рекомендательной системы для более тщательного контроля элементов с наименьшим остаточным ресурсом; более точной оценки технического состояния; прогноза остаточного ресурса объекта, в том числе с учетом вероятных дефектов; оценки рисков возникновения негативных событий и планирования бюджетов на проведение различного рода диагностики, технического обслуживания и ремонта.

Список литературы

1. Голиков А.В., Сложенкин Г.Е. Обзор видов и анализ причин развития дефектов и повреждений в несущих конструкциях стальных резервуаров // Вестник Волгоградского государственного архитектурно-строительного университета. Сер. Строительство и архитектура. – 2021. – № 4(85). – С. 14–28.

2. Смоляго Г.А., Фролов Н.В. Прикладной способ прогнозирования коррозионных повреждений и остаточного ресурса изгибаемых железобетонных элементов с учетом опыта эксплуатации объектов-аналогов // Вестник Белгородского государственного технологического университета им. В.Г. Шухова. – 2019. – № 2. – С. 49–54. – https://doi.org/10.12737/article_5c73fc0ef063c3.60645861

3. Математическая модель оценки остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров / Э.Ш. Гайсин, Р.Н. Бахтизин, Н.Т. Габдрахманова, Ю.А. Фролов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 3(109). – С. 113-122.

4. Юмагузин У.Ф., Баширов М.Г. Прогнозирование остаточного ресурса оборудования предприятий нефтегазовой отрасли // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 3–2. – С. 277–280.

В статье на примере вулканогенно-осадочной толщи северо-восточного обрамления Красноленинского свода Западной Сибири рассмотрены особенности вещественного (химического и минерального) состава твердой фазы горных пород и их влияние на ядерно-физические характеристики (эффективный атомный номер, атомная масса, индекс фотоэлектрического поглощения и макроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов). Ядерно-физические характеристики горных пород изучаемой толщи изменяются в широких пределах. С увеличением эффективного атомного номера и атомной массы возрастают значения индекса фотоэлектрического поглощения и макроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов. Выявлены положительные корреляции индекса фотоэлектрического поглощения и макроскопического сечения захвата нейтронов твердой фазы горных пород с содержанием оксидов железа, магния, калия и титана, а также с содержанием минералов – калиевых полевых шпатов, хлорита, сидерита. Отрицательные корреляции отмечены с содержанием оксидов кремния, натрия, также с содержанием таких минералов, как кварц и альбит. Эффективный атомный номер возрастает от вулканитов кислого состава к средним, основным, ультраосновным разностям. Для преобразованных постмагматическими процессами вулканитов характерны повышенные значения ядерно-физических характеристик, что обусловлено повышенным содержанием глинистых и карбонатных минералов, а также вторичного калиевого полевого шпата. Показано, что необходимо учитывать влияние вещественного состава твердой фазы горных пород при интерпретации нейтронного каротажа по тепловым нейтронам. Отмечена целесообразность применения в разрезах вулканогенных отложений импульсного нейтронного и литоплотностного каротажей с целью поиска перспективных для опробования интервалов.

Список литературы

1. Геология и нефтенасыщение в породах триаса Рогожниковского ЛУ / Т.А. Коровина, Е.П. Кропотова, Е.А. Романов, С.В. Шадрина // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы международной академической конференции (Тюмень, 11-13 октября 2006 г.). – Екатеринбург: Печатный дом «Формат»,, 2006. – С. 138-142.

2. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензионный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В. Федорцов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО : материалы девятой научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 27-29 сентября 2005 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 136-146.

3. Условия формирования залежей углеводородов в доюрских отложениях на Рогожниковском лицензионном участке / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Н.В. Гильманова, С.В. Шадрина // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО : материалы десятой научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 13-17 ноября 2007 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2008. – С. 372-383.

4. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18-21.

5. Ефимов В.А. Ядерно-физическая характеристика вулканогенных горных пород // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 8. – С. 108-110.

6. Добрыдень С.В. Повышение геологической информативности методов геофизических исследований скважин в разрезах вулканогенных отложений // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 24-28. - DOI: http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-24-28

7. Филиппов Е.М. Прикладная ядерная геофизика. – М.: Изд-во АН СССР, 1962. – 580 с.

9. Srugoa P., Rubinstein P. Porosity and Permeability in Volcanic rocks: A case study on the Serie Tobifera, South Patagonia, Argentina // Journal of Volcanology and Geothermal Research. – 2004. – № 132. – P. 31-43. - http://doi.org/10.1016/S0377-0273(03)00419-0

8. Кондаков А.П. , Ефимов В.А., Добрыдень С.В. Выделение коллекторов в вулканогенно-осадочной толще центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода по результатам геофизических исследований, анализа керна и испытаний // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 29-34. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-29-34

10. Ladygin V.M., Frolova J.V., Rychagov S.N. The alteration of effusive rocks due to acidic leaching by shallow thermal waters, the Baranskii geothermal system, Iturup island // Journal of Volcanology and Seismology. – 2014. – № 1. – P. 17-33. - http://doi.org/10.1134/S0742046314010035

11. The influence of hydrothermal argillization on the physical and mechanical properties of tuffaceous rocks: a case study from the Upper Pauzhetsky thermal field, Kamchatka / J.V. Frolova, M.S. Chernov, V.N. Sokolov, R.A. Kuznetsov // Bulletin of Engineering Geology and the Environment. – 2021. – № 2. – P. 1635-1651. - http://doi.org/10.1007/s10064-020-02007-2

В процессе рассмотрения геологических моделей одним из наиболее спорных являются вопросы обоснования гипсометрического уровня водонефтяного и газоводяного контактов, а также положения границ распространения коллектора (модели замещения или выклинивания). Нередко в случае отсутствия обоснования резкой смены характера насыщения и положения флюидных контактов используют условную линию разобщения, которая проводится либо посередине между скважинами с противоречивым насыщением, либо в зоне ухудшенных фильтрационно-емкостных свойств в межскважинном пространстве. В статье выполнен анализ возможных причин образования зон разобщения залежей углеводородов в терригенных коллекторов. Отмечено, что зоны разобщения практически не диагностируются прямыми признаками, такими как корреляция скважин, и по данным сейсморазведочных работ. О возможном положении таких зон можно судить только по наличию комплекса косвенных признаков. К косвенным признакам относится наличие разнофациальных зоны, контакта осадочных тел из разных источников сноса, зон пониженных значений эффективных толщин или коэффициента песчанистости, повышенная расчлененность, связность, отсутствие связи нагнетательных и добывающих скважин, противоречивые результаты опробования, разные контакты углеводородов. Проанализированы основные причины формирования зон разобщения, которые могут быть связаны с сочленением областей сформированных разными источниками сноса; пониженным коэффициентом песчанистости осадочных комплексов, разделяющих крупные песчаные аккумулятивные формы; границами фаций, где может происходить смена структуры порового пространства; капиллярными барьерами. Кроме того, разобщение залежей в одном пласте может быть подтверждено разной пластовой температурой (при исключении влияния разработки), присутствием разломов, в том числе и «безкорневых», как, например, кластическая протяженная дайка, заполненная обломочным материалом. На формирование разобщения влияют также геохимических процессы, смена литологических типов пород и снижение пористости на границах фаций или сопряжение с маломощными глинистыми барьерами.

Список литературы

1. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Поросуна, Г.Г. Яценко. – М. –Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 259 с.

2. Решение задач геометризации залежей нефти и газа апт-альбских отложений северо-восточной части Западной Сибири / Е.В. Смирнова, Н.О. Азарова, Ю.Н. Утяшев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 8. – С. 4-10. - https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-8(332)-4-10

3. Концептуальная модель осадконакопления как основа геологической корреляции на примере пластов АТ6-8 Берегового месторождения Западной Сибири / А.В. Полищук, А.Е. Сидоров, Н.В. Нассонова [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2022. – № 3. – С. 23-37. - https://doi.org/10.31660/0445-0108-2022-3-23-37

4. Региональные и локальные факторы формирования трещиноватости в глинисто-кремнистых отложениях нижнеберезовской подсвиты / Н.В. Нассонова, Л.Р. Дистанова, А.А. Калабин, Н.П. Девятка // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 1. – С. 19-25. - https://doi.org/10.30713/2413-5011-2020-1(337)-19-25

5. Большаков Ю.Я. Динамическое моделирование залежей нефти и газа: Курс лекций. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – 66 с.

6. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. Пер. с англ. Е.В. Кучерука. - М.: Недра, 1985. - 149 с.

7. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т. 1. Типы литогенеза и их размещение на поверхности Земли. – М.: Изд-во АН СССР, 1960. – 212 с.

8. Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). – Томск: Томский политехнический университет, 2006. - 207 с.

9. Недоливко Н.М. Эволюция пустотно-порового пространства в зонах водонефтяных контактов // Известия Томского политехнического университета. – 2010. – Т. 316. – № 1. – С. 99-107.

10. Жуковская Е.А., Вакуленко Л.Г., Ян П.А. Оксфордский конкрециеносный горизонт в осадочных бассейнах. Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии // V Всероссийское совещание: научные материалы. – Екатеринбург: ООО «Издательский дом «ИздатНаукаСервис», 2013. – 270 с.

Каширско-подольские карбонатные отложения являются вышележащим возвратным горизонтом для многих месторождений республики Башкортостан. Породы характеризуются значительной степенью доломитизации, сульфатизацией и окремнением. Пустотное пространство представлено порами, микропорами, кавернами и трещинами подчиненного значения. Сложное строение и геологическая неоднородность затрудняют оценку пористости и насыщения. Для повышения достоверности количественной интерпретации нейтронных скважинных методов в отложениях сложного объекта потребовались дополнительные исследования керна. Основная цель программы доисследования – оценка нейтронопоглощающих свойств минеральных компонентов горной породы. Построение минерально-компонентной модели с учетом аномальных микроэлементов позволит настроить нейтронные методы исследования скважин и оценить погрешность определения текущего коэффициента насыщения. Для получения дополнительных сведений о свойствах каширско-подольских отложений проведены исследования элементного состава пород рентгенофлуоресцентным методом, методом масс-спектрометрии индуктивно-связанной плазмы, термогравиметрическим методом и методом пиролиза. В результате комплексной обработки массива данных, полученных различными методами при исследовании керна, построены минерально-компонентные модели для расчета времени жизни и макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов. Полученные модели литотипов и нейтронные константы позволят повысить точность оценки нефтенасыщенности по данным импульсных нейтронных методов. Ошибка вычисления коэффициента насыщения может быть определена как среднее квадратичное отклонение случайной погрешности результата косвенного измерения. Неточность определения минералогического состава может привести к погрешности определения насыщения до 14 %. Чем меньше коэффициент пористости, тем выше погрешность расчета коэффициента насыщения. Для известняка нефтенасыщенность будет завышена, для доломитовой породы – занижена. При оценке характера насыщения не следует использовать единое граничное значение времени жизни нейтронов или сечения захвата для всех литотипов, необходима настроенная на керне конкретного литотипа связь времени жизни нейтронов с пористостью и минерализацией пластовой воды.

Список литературы

1. Уточнение методики расчета текущей нефтенасыщенности по данным исследования нейтронных характеристик/ О.Р. Привалова, Т.В. Бурикова, А.А. Акчурин [и др.] // НТВ «Каротажник» – 2018. – Вып. 3 (285). – C. 38-49.

2. Литолого-петрофизическая типизация карбонатных пород отложений среднего карбона (на примере месторождений северо-западной части Башкортостана) / Т.В. Бурикова, Е.Н. Савельева, А.М. Хусаинова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – Т. 10. – С. 18-21. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-18-21

3. Мирнов Р.В., Алексеева Т.В. Палеопочвы в отложениях Каширского горизонта на юго-востоке Русской плиты (Республика Башкортостан): характеристика, палеоэкологическая и стратиграфическая значимость // Литосфера. – 2022. – Т. 22. – № 5. – С. 694-704. – https://doi.org/10.24930/1681-9004-2022-22-5-694-704

4. Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии. – М.: Недра, 1982. – 221 с.

5. Лоусон Ч.Л., Хенсон Р.Дж. Численное решение задач метода наименьших квадратов. – М.: Наука, 1986. – 232 с.

6. Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. – М.: Недра, 1982. – 368 с.

7. МИ 2083-90. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. Москва. Комитет стандартизации и метрологии СССР. – М.: Изд-во стандартов, 1991. – 11 с.

Приведена характеристика геолого-геохимических условий осадконакопления основных нефтегазоносных толщ в разрезе Пермского края. Выполнен комплексный анализ геохимических характеристик рассеянного органического вещества (РОВ) в разрезе основных нефтегазоносных комплексов в пределах тектонических единиц платформы и Предуральского прогиба. Для каждой толщи изучены корреляционные взаимовлияния между геохимическими и битуминологическими характеристиками РОВ. С использованием научной гипотезы Н.Б. Вассоевича о взаимосвязи битумоидного коэффициента и содержания органического углерода с использованием методов статистического анализа впервые на количественном уровне обосновано разделение РОВ на три основных типа: сингенетичное, эпигенетичное и смешанное. Построенные линейные регрессионные модели и дискриминантные функции позволили обосновать распределение типов РОВ во всех осадочных комплексах Пермского края. Исследованы закономерности распределения выделенных типов РОВ по различию битуминологического состава для всех тектонических единиц Пермского края. Установлены границы между типами РОВ для всех тектонических элементов. Граница между сингенетичным типом РОВ и смешанным по величине битумоидного коэффициента находится в диапазоне 15-18 %, между смешанным и эпигенетичным – в диапазоне 28-32 %. Для территорий Башкирского свода и Соликамской депрессии значения содержание органического углерода для смешанных и эпигенетичных типов РОВ составляет менее 8 %. Основная часть сингенетичного РОВ характеризуется содержанием органического вещества, не превышающим 10 %. Для смешанных и эпигенетичных типов РОВ в разрезе территории Язьвинско-Чусовской структурной зоны содержание органического вещества составляет не более 2 %, для основной части сингенетичного РОВ – не более 6 %. Статистически обоснованы различные процессы дифференциации рассеянного органического вещества пород основных комплексов для территории тектонических элементов платформы и прогиба. На основании полученного процентного соотношения типов построена схема количественного распределения миграционно способных эпигенетических битумоидов в пределах тектонических элементов Пермского края, характеризующая распределение, в том числе, миграционноспособных эпибитумоидов (микронефти).

Список литературы

1. Определение перспективных направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае с помощью вероятностно-статистических методов / В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин, С.В. Галкин, А.В. Растегаев // Наука – производству. – 2006. – № 1. – С. 1-5.

2. Воеводкин В.Л., Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Исследование влияния критериев нефтегазоносности и изученности территории Пермского края на распределение месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 30-34.

3. Решение региональных задач прогнозирования нефтеносности по данным геолого-геохимического анализа рассеянного органического вещества пород доманикового типа / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, М.А. Носов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 21-23.

4. Козлова И.А., Кривощеков С.Н., Санников И.В. Оценка перспектив нефтегазоносности западной части Соликамской депрессии на основе геохимических и геодинамических данных // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 12-15.

5. Галкин В.И., Кошкин К.А., Мелкишев О.А Обоснование зональной нефтегазоносности территории Висимской моноклинали по геохимическим критериям // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – № 18. – С. 4-15. - http://doi.org/10.15593/2224-9923/2018.3.1

6. О масштабах миграции углеводородов в пределах Соликамской депрессии Предуральского прогиба и возможностях ее использования для прогноза нефтегазоносности / В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин, А.С. Козлов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 12. - С. 6-11.

7. Галкин В.И., Козлова И.А. Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 6. – С. 40-45.

8. Дифференцированная вероятностная оценка генерационных процессов в отложениях доманикового типа Пермского края / В.И. Галкин, Т.В. Карасева, И.А. Козлова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 103-105.

9. Вассоевич Н.Б. Нефтегазоносность осадочных бассейнов. – М.: Наука, 1988. – 260 с.

10. Вассоевич Н.Б., Корчагина Ю.И., Лопатин Н.В. Главная фаза нефтеобразования // Вестник МГУ. Сер. 4, Геология. – 1969. – № 6. – С. 3-27.

Среди различных условий окружающей среды на нашей планете многолетнемерзлые породы являются уникальным и одним из самых сложных объектов. Изучение природных процессов, протекающих в многолетнемерзлых породах, имеет большое значение для разработки и применения технологий в различных отраслях. В частности, нефтедобывающая отрасль активно развивается в зонах распространения многолетнемерзлях пород, в этих регионах сосредоточены большие запасы нефти и газа. Свойства многолетнемерзлых пород представляют значительный интерес для нефтяной промышленности из-за их потенциального воздействия на различные виды деятельности, включая геолого-разведочные работы, добычу нефти, развитие инфраструктуры и рациональное природопользование. Одной из особенностей многолетнемерзлых пород является наличие радиоактивных элементов, в частности, радона-222. Возможны выбросы этого газа, что важно учитывать при организации производственной деятельности. Длительное воздействие радона-222 может привести к повышенному риску развития заболеваний у работников, особенно оказавшихся ближе к источникам радонового излучения. Выделившийся радон-222 может проникать в здания, в результате чего работники будут подвергаться повышенному риску воздействия радиации. В связи с этим одним из аспектов, требующих особого внимания при добыче нефти в условиях многолетнемерзлых пород, связан с измерением плотности потока радона-222. Этот показатель служит ценным инструментом для оценки потенциальных рисков и смягчения их воздействия. В статье рассмотрены результаты определения плотности потока радона-222 с целью обеспечения безопасных условий труда и охраны здоровья работников ООО «НК «Роснефть» - НТЦ».

1. Халбашкеев А.А. Таяние вечной мерзлоты: риски и решения для нефтегазового сектора // Нефтегазовая промышленность. – 2022. – № 2. – С. 54.

2. Разработка рекомендаций по выполнению инженерно-геологических изысканий в арктической зоне / О.Н. Исаев, Р.Ф. Шарафутдинов, Э.С. Гречищева [и др.] // Вестник НИЦ «Строительство». – 2021. – № 2 (29). – С. 58-75. - https://doi.org/10.37538/2224-9494-2021-2(29)-58-75

3. Охапкин Д.В., Субботин А.С. Влияние мобильной грунтовой лаборатории на организацию строительства в условиях Крайнего Севера // Строительство: наука и образование. – 2021. – Т. 11. – № 3. – С. 7. – DOI: 10.22227/2305-5502.2021.3.7

4. Нигметов Г.М., Прошляков М.Ю., Папелков Д.И. Применение мобильного диагностического комплекса для любых объектов в различных природно-климатических условиях // Технологии гражданской безопасности. – 2004. – № 2 (6). – С. 24-26.

Смешивание жидких и порошкообразных компонентов технологических жидкостей с помощью гидроэжекторных аппаратов и механических мешалок не всегда приводит к достаточно быстрому взаимодействию компонентов. Достижение технологической жидкостью стабильных параметров может занять недопустимо длительное время. В связи с этим важным этапом приготовления буровых растворов, тампонажных систем, жидкостей глушения и других технологических жидкостей, применяемых при бурении, ремонте и эксплуатации скважин, являются диспергирование и гомогенизация их компонентов, направленные на ускорение взаимодействия фаз. Высокая эффективность работы применяемых в промысловой практике диспергаторов и гомогенизаторов в настоящее время сопряжена с высокими скоростями. Однако чем выше скорость течения жидкостей, тем ниже эксплуатационная надежность устройств. По этой причине диспергаторы редко применяются в промысловой практике. Это приводит к тому, что технологические жидкости либо направляются в скважину, не будучи полностью готовыми к работе, либо теряется полезное рабочее время на доведение параметров жидкостей до требуемых значений путем длительного перемешивания механическими мешалками и методом насосной рециркуляции. Целью такой обработки является получение седиментационно устойчивых суспензий и эмульсий, обладающих стабильными реологическими параметрами. Перспективным направлением в этой области является применение кавитационных технологий. В основе конструкции всех струйных гидродинамических кавитационных измельчителей взвешенных частиц находится генератор кавитации. Разработана авторская конструкция генератора кавитации. Дано описание генерируемых кавитационных течений в проточной части. Чем больше коэффициент местного гидравлического сопротивления генератора кавитации, тем меньше необходимая для получения кавитации скорость на сжатом участке потока. При заданных пропускной способности и давлении можно найти площадь суженной части местного сопротивления, обеспечивающей начало кавитации. Разработанная конструкция генератора кавитации может использоваться как с низконапорными центробежными насосами, так и с плунжерными насосами высокого давления. При подборе параметров необходимо обеспечить скорость течения в проходном сечении местного гидравлического сопротивления, примерно равную 14 м/с.

Список литературы

1. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химия, 1973. – 752 с.

2. Сиденко П.М. Измельчение в химической промышленности. – М.: Химия, 1977. – 368 с.

3. Поверхностное натяжение твердых тел, малых частиц и тонких пленок / В.М. Юров, В.С. Портнов, Н.Х. Ибраев, С.А. Гученко // Успехи современного естествознания. – 2011. – №11. – с. 55–58.

4. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин // Записки Горного института. – 2022. – Т. 254. – С. 191–201. – http://doi.org/10.31897/PMI.2022.34

5. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Исследование характеристик эжектора для системы закачки водогазовых смесей в пласт // SOCAR Proceedings. – 2022. – Special Issue No. 2. – P. 025–032. – https://doi.org/10.5510/ogp2022si200736

6. Цегельский В.Г. Струйные аппараты. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2017. – 573 с.

7. Аналитический обзор технических средств для приготовления буровых очистных агентов / Г.А. Усов, И.В. Малахов, В.В. Бушков, К.О. Коновалов //   Международная научно-практическая конференция «Уральская горная школа – регионам». Технология геологической разведки. – 16 апреля 2018 г. – С. 124–129.

8. Gevari M.T., Parlar A., Torabfam M. Torabfam M. Influence of Fluid Properties on Intensity of Hydrodynamic Cavitation and Deactivation of Salmonella typhimurium // Processes. – 2020. – V. 8. – Issue 3. – P. 326. – https://doi.org/10.3390/pr8030326

9. Pat. 7086777-B2 US. Device for creating hydrodynamic cavitation in fluids / O.V. Kozyuk; assignee Five Star Technology Inc. – Appl. No. 10/432110; filed 20.11.2001; publ. 08.08.2006.

В статье рассмотрена новая концепция многоуровневого математического моделирования как основа системы поддержки принятия решений по разработке нефтяных залежей на поздней стадии. Мотивация для создания новой концепции – колоссальная неопределенность объекта моделирования (нефтяного пласта). Проанализированы разнообразные причины, обусловливающие такую неопределенность, в частности, неоднозначность процедуры ремасштабирования и численные эффекты при решении уравнений многофазной фильтрации в пласте. Предлагаемая концепция многоуровневого моделирования состоит из двух этапов: многомасштабного моделирования (моделирование вложенных объектов разного масштаба: фрагмент керна – керн – прискважинная окрестность - пласт) и иерархического моделирования (моделирование пласта с использованием моделей различной сложности). При этом используется принцип моделей оптимальной сложности. Обоснована схема многоуровневого моделирования, реализация которой должна позволить нивелировать проблему колоссальной неопределенности и принимать оперативные решения по разработке месторождений. Такая схема предполагает построение трехмерной гидродинамической модели (как вершины иерархии моделей) на основе метода конечных элементов, исключающих ее тотальную зависимость от геологической модели, численные эффекты и проблему ремасштабирования. Предложенная концепция использована в разработанной архитектуре системы принятия решений, по отношению к которой сформулированы пять требований: 1) учет особенностей подхода к математическому моделированию; 2) возможность доступа лицу, принимающему решение, к своему уровню пространственно-временной иерархии управленческих решений; 3) возможность использования разнообразных подходов к работе с информацией (в частности, прецедентного подхода); 4) учет поверхностного обустройства месторождения; 5) учет итерационного процесса бизнес-планирования на основе экономической модели. Отмечено, что для создания интегрированной модели целесообразно использовать онтологическую базу знаний.

Список литературы

1. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 3. – С. 146-164. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2018-4-3-146-164

2. Самарский А.А., Вабищевич П.Н. Численные методы решения обратных задач математической физики. – М.: Едиториал УРСС, 2004. – 480 с.

3. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. – Томск: Изд-во Томского политехнического ун-та, 2012. – 99 с.

4. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution / M.G. Persova, Yu.G. Soloveichik, D.V. Vagin [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 199. – Article No. 108245. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245

5. A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs / Yu.G. Soloveichik, M.G. Persova, A.M. Grif [et al.] // Computer methods in applied mechanics and engineering. – 2022. – V. 390. – Article No. 114468. – https://doi.org/10.1016/j.cma.2021.114468

6. Детальное изучение литолого-петрофизических свойств текстурно-неоднородных терригенных коллекторов Западной Сибири / А.В. Акиньшин, Д.Б. Родивилов, В.М. Яценко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – C. 16-19. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-16-19

7. Беляков Е.О. Петрофизическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств нефтеносных коллекторов в концепции связанности порового пространства (на примере традиционных терригенных коллекторов Западной Сибири). – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2021. – 288 с.

8. Кадет В.В., Хургин Я.И. Современные вероятностные подходы при решении задач микро- и макроуровня в нефтегазовой отрасли. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. – 240 с.

9. Еремин Н.А. Моделирование месторождений углеводородов методами нечеткой логики. – М.: Наука, 1994. – 462 с.

10. Алтунин А.Е., Семухин М.В., Степанов С.В. Использование метода материального баланса и теории нечетких множеств для решения задачи разделения добычи при одновременной разработке нескольких пластов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 56-60.

11. Галиуллин М.М., Зимин П.В., Васильев В.В. Методика выбора скважин-кандидатов для интенсификации добычи с использованием аппарата нечеткой логики // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 120-123.

12. Степанов С.В., Аржиловский А.В. О повышении качества математического моделирования при решении задач сопровождения разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 56-60. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-56-60

13. Использование энтропийного моделирования для анализа эффективности системы заводнения / С.В. Степанов, А.Н. Тырсин, А.А. Ручкин, Т.А. Поспелова // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 62-67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-62-67

14. Сопровождение разработки нефтяных месторождений с использованием моделей CRM / C.В. Степанов, А.Д. Бекман, А.А. Ручкин, Т.А. Поспелова. – Тюмень: ИПЦ «Экспресс», 2021. – 300 с.

15. Бекман А.Д., Зеленин Д.В. Использование расширенной CRMP-модели для картирования пластового давления // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2021. – Т. 7. – № 4 (28). – С. 163-180. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-4-163-180

16. Создание отечественного термогидросимулятора – необходимый этап освоения нетрадиционных залежей углеводородов России / В.Б. Бетелин, В.А. Юдин, И.В. Афанаскин [и др.]. – М.: ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН, 2015. – 206 с.

17. Башлыков А.А. Применение методов теории прецедентов в системах поддержки принятия решений при управлении трубопроводными системами // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – № 1. – С. 23-32.

18. Глухих И.Н., Пьянков В.Н., Заболотнов А.Р. Ситуационные модели в корпоративных базах знаний геолого-технологических мероприятий // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 6. – С. 45-48.

19. Онтологический подход к построению систем интеллектуальной поддержки нефтегазового инжиниринга / М.М. Хасанов, И.Н. Глухих, Т.Г. Шевелев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 7-13. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-7-13

Запасы нефти Луцеяхского месторождения сосредоточены в низкопроницаемых ачимовских пластах. Применение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) представляется единственным способом промышленной добычи нефти в условиях этого месторождения. При этом на месторождении имеется ряд осложняющих факторов. Первый фактор – геологический. В непосредственной близости от нефтеносного пласта Ач₃³ располагается водонасыщенный пласт Ач₃², толщина перемычки между пластами составляет от 6 до 12 м. С учетом общей толщины нефтеносного пласта 50 м это обусловливает повышенные требования к контролю высоты трещин ГРП. Согласно расчетам прорыв трещин ГРП в водоносный пласт приводит к росту обводненности новых скважин до 60-80 %. Второй фактор – экономический. Необходимы капитальные затраты на обустройство и прокладку трубопроводов на начальной стадии разработки, при этом и прогноз добычи характеризуется высокой степенью неопределенности из-за низких фильтрационно-емкостных свойств пласта. И в первом, и во втором случае оптимизация технологии ГРП является ключом к решению проблемы. Проект разработки низкопроницаемых Ачимовских пластов находится на этапе оценки, несмотря на это, все проведенные операции ГРП были технологически успешными. Не в последнюю очередь этому способствовала обширная программа изучения геомеханических свойств пласта, дополненная построением геомеханических моделей и многовариантными расчетами, учитывающими объективную неопределенность строения пласта. Мероприятия на ачимовских пластах были дополнены специализированными методами геофизических исследований скважин, такими как применение имиджеров и широкополосный акустических каротаж, и микросейсмическими исследованиями. Это позволило корректно ориентировать направление бурения горизонтальных стволов и откалибровать геомеханическую модель на фактическую высоту трещин ГРП.

Мониторинг разработки месторождения углеводородов начинается с записи промысловых динамических данных, например, замеров во время гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Эти данные используются при решении различных промысловых задач (подготовка рекомендаций по работе скважин, планирование мероприятий по повышению эффективности системы поддержания пластового давления и разработки, оценка запасов, построение гидродинамической модели и др.). Для интерпретации данных ГДИС применяются специализированные программные комплексы (ПК) как отечественного, так и зарубежного производства. ПАО «НК «Роснефть» является одним из лидеров отрасли и успешно создает наукоемкое программное обеспечение (ПО), охватывающее все ключевые процессы нефтегазодобычи. Линейка ПО на в настоящее включает 24 программных продукта, 10 из которых уже выведены на рынок. ООО «РН-БашНИПИнефть» - основной разработчик инженерного ПО ПАО «НК «Роснефть» - обеспечивает высокий уровень достижений компании в этой сфере. Разработанные программные продукты применяются для решения производственных задач в области геологии и проектирования, разработки и эксплуатации месторождений. По многим параметрам программные продукты превосходят аналоги, в том числе по скорости и качеству реализации алгоритмов, и предлагают пользователям понятный и простой интерфейс. В частности, новый программный комплекс (ПК) «РН-ВЕГА» позволяет интерпретировать результаты ГДИС: от подготовки первичных данных до выдачи заключения. Функционал ПК «РН-ВЕГА» включает эффективные алгоритмы и программные решения для определения важнейших свойств пласта, таких как пластовое давление и проницаемость. В статье приведены физико-математические основы моделирования полей давления, функциональные возможности и примеры практического применения ПК «РН-ВЕГА», результаты апробации и пользовательские решения.

Список литературы

1. Реализация подсистемы гидродинамических исследований скважин в информационной системе «РН-КИН» на примере ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Г.Ф. Асалхузина, А.Г. Биккинина, А.Я. Давлетбаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – №2 – С. 94–98. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-94-98

2. Пат. 2734202 РФ. Способ исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах / А.Я. Давлетбаев, А.Х. Нуриев, Н.А. Махота, Д.С. Иващенко, Г.Ф. Асалхузина, А.И. Синицкий, И.А. Зарафутдинов, В.В. Сарапулова, Р.Р. Уразов, Р.К. Мухамедшин; заявитель и патентообладатель ПАЛ «НК «Роснефть». – № 2019132251,заявл. 11.10.2019; опубл. 13.10.2020.

3. Ozkan E. Performance of horizontal wells: PhD dissertation. – USA: Tulsa University, 1988. – 290 p.

4. Бадыков И.Х., Байков В.А., Борщук О.С. Программный комплекс «РН-КИМ» как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов // Недропользование XXI век. – 2015. – №4 (54). – С. 96–103.

5. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных. / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Мангазеев. – Томск: ЦППС НД ТПУ, 2009. – 254 с.

6. Эрлагер Р. мл. Гидродинамические методы исследования скважин. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 512 с.

7. Результаты апробации моделей многофазного потока для пересчета давления в ПК «РН-ВЕГА» / А.С. Чиглинцева, И.А. Сорокин, Р.Р. Уразов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 106–110. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-106-110

8. Пат. 2804085 РФ. Способ определения скорости звука в затрубном пространстве скважины / Т.А. Ишмуратов, А.Я. Давлетбаев, А.И. Хамидуллина, А.Ф. Сенина, А.Ф. Кунафин, В.А. Зиганшин; заявитель и патентообрадатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2023101539; заявл. 25.01.2023; опубл. 26.09.2023

9. Разработка виртуального расходомера для АО «Зарубежнефть» / Т.И. Муллагалиев, Д.Н. Кочанов, М.Д. Трифонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №2 – С. 55–58. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-55-58

10. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2011. – №1. – С. 65–75. – http://www.ogbus.ru/authors/Baikov/Baikov_1.pdf.

11. Графический метод определения параметров скин-зоны по данным температуры и давления в РН-ВЕГА / О.В. Ахметова, Р.Р. Уразов, А.Я. Давлетбаев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 3. – С. 74–79.

12. Апробация подхода к оценке текущего пластового давления при анализе динамических данных эксплуатации скважин / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, Т.Р. Салахов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2022. - № 10. - С. 30-33. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-30-33

В статье рассмотрен вопрос обоснования источника обводнения скважин баженовской свиты, в которых выполнен гидроразрыв пласта (ГРП), на территории месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз». Проанализированы текущие предположения об источниках обводнения для скважин баженовской свиты и результаты исследования технологических жидкостей. В качестве возможных причин рассматривались приобщение трещинами ГРП продуктивных интервалов выше- и нижележащих объектов разработки, фильтрация собственной пластовой воды. Случаи негерметичности колонны при этом исключались вследствие исключительно техногенной природы обводнения. Приведены данные об испытаниях скважин баженовской свиты до и после активного внедрения ГРП. Сделаны выводы о распределении обводненности при испытаниях скважин, выделены интервалы наиболее распространенных значений. Показаны примеры обводнения скважин с длительным периодом отработки, где объем добытой воды превысил объем закачанной технологической жидкости. Дано описание характера распределения связанной воды в породах баженовской свиты. Обоснована оценка водонасыщенности разреза с учетом данных керновых исследований и ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). Рассмотрена вероятность приобщения трещинами ГРП близлежащих продуктивных объектов с точки зрения геологии, геомеханических моделей и типовых планов закачки. Приведено описание процесса анализа данных ЯМК при создании масштабной модели, при расчетах на которой выделены низкопористые интервалы в подачимовских глинах, залегающих над баженовской свитой. Сформулирована гипотеза, которая объединяет текущие представления об источнике обводненения и результаты выделения низкопористых интервалов в подачимовских глинах. Сформирована программа промысловых испытаний скважин, включая испытания интервалов подачимовских глин, и лабораторных исследований поверхностных проб жидкостей, отобранных на различных объектах. Уже реализованные испытания показали водонасыщенность интервалов подачимовских глин, а также высокие значения пластовых давлений (скважины эксплуатируются в режиме фонтанирования), что в настоящее время подтверждает сформулированную гипотезу.

Список литературы

1. Чирков В.Л., Сонич В.П. Степень геологической изученности баженовской свиты на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». https://www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/bazhenovskaya_svita_v_surgutneftegaz.pdf

2. Шемелина О.Н. Анализ разработки баженовской свиты на Салымском месторождении // Сб. статей международной научно-практической конференции «Булатовские чтения», 2020. – С. 437–440.

3. Комплексная интерпретация данных добычи и ГРП с целью улучшения работ по интенсификации нефтеотдачи на примере васюганской свиты / С.Е. Берющев, Р.Л. Биби, Д.Р. Шоул [и др.] // SPE. – 101585. – 2006.

4. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти в отложениях баженовского горизонта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. – М.: ФБУ «ГКЗ», 2021. – 19 с.

5. Ардисламова Д.Р., Кадырова К.Р. Комплексный подход к изучению баженовской свиты на основе геомеханического моделирования // Сборник тезисов научно-технической конференции «Цифровые технологии». – Уфа: ООО «РН-БашНИПИнефть», 2002. – 8 с.

6. Петрофизическая модель баженовской свиты Приобского месторождения «Роснефти» / Д.В. Фёдорова, А.А. Астафьев, О.В. Надеждин, И.Д. Латыпов // Neftegaz.ru. – 2020. – № 6 (102). – С. 76–84.

7. Особенности оценки пористости пород баженовской свиты путем комплексирования данных анализа керна и ядерно-магнитного каротажа / Д.В. Фёдорова, А.А. Астафьев, В.М. Яценко [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2022. – №11. – С. 15–19. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-15-19

Данная статья является очередной работой и продолжает серию публикаций о новых инструментах ПАО «НК «Роснефть». Проблематика, с которой сталкиваются компания и ее дочерние общества, – это отсутствие конструкторской документации на применяемое в проекте оборудование на момент начала проектирования. Следствием является часто возникающая необходимость корректировки разработанных материалов, что в конечном итоге приводит к значительным временным и финансовым затратам. В статье рассмотрена актуальная в настоящее время проблема, связанная с длительными сроками проектирования, строительства и ввода в эксплуатацию объектов капитального строительства. Представленная методология описывает элементы трансформации подходов к разработке проектно-сметной документации, нацеленные в первую очередь на повышение эффективности проектирования типовых объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений, а также на снижение вариативности применяемой номенклатуры оборудования и материалов. Представленный подход базируется на принципах образцового проектирования (проекты-образцы, платформенные решения, информационное моделирование) и не противоречит нормативам компании, не ограничивает конкуренцию на рынке отечественных производителей оборудования и в полном объеме отвечает законодательству Российской Федерации. Приведены основные положения методологии «платформенных решений», направленной на определение поставщиков оборудования и материалов на предпроектной стадии и своевременное обеспечение проектировщика исходными данными (конструкторской документацией) для разработки проектной и рабочей документации. Перечислены основные преимущества внедрения предлагаемой методологии платформенных решений. Представлена информация об использовании инструментов повышения эффективности ПАО «НК «Роснефть» (проекты-образцы, платформенные решения) на ранних стадиях выполнения проектных работ.

Список литературы

1. Типовое проектирование – на пульсе времени / А.Н. Кравченко, А.С. Косарев, В.А. Павлов [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 13–15. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-13-15

2. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: проекты-образцы / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, С.А. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 111–115. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-111-115

Правильная оценка гидравлического трения смеси с проппантом в насосно-компрессорных трубах (НКТ) важна для предотвращения преждевременной остановки операции гидроразрыва пласта (ГРП). Моделирование закачки в симуляторе ГРП всегда включает расчет трения смеси жидкости с проппантом в НКТ для расчета устьевого давления. При этом влияние проппанта на трение учитывается или с помощью модели Кека, или с помощью табулированной зависимости множителя, учитывающего трение, от концентрации проппанта. Эта зависимость является частью входных данных для расчета дизайна и требует актуализации. В данной статье представлена методика, позволяющая восстанавливать эту зависимость без дополнительных экспериментов по фактическим данным ГРП. Для применения предлагаемой методики в качестве входных параметров необходимы фактические данные о расходе, забойном и устьевом давлении, концентрации проппанта. Предполагается, что карты трения чистых жидкостей уже являются актуальными. Рассмотрены три способа представления зависимости поправки, учитывающей трение, от концентрации проппант: линейная, квадратичная и кусочно-линейная. Представлена постановка обратной задачи восстановления параметров выбранной зависимости. Приведены примеры апробации методики. Показаны примеры, где успешно восстановлена линейная зависимость, где достаточно квадратичной зависимости, и где требуется самая сложная кусочно-линейная зависимость. Приведены результаты апробации методики на двух горизонтальных скважинах с 10 и 8 стадиями ГРП. Апробация методики показала, что зависимость гидравлического трения от концентрации проппанта варьируется от скважины к скважине, но методика позволяет получать воспроизводимые результаты для последовательных стадий ГРП и соседних скважин, а также уточнять поправку, используемую в качестве входных данных расчета дизайна ГРП в РН-ГРИД. Сделан вывод, что предлагаемая методика позволяет восстанавливать зависимость гидравлических трений от концентрации проппанта и является надежным инструментом для поддержания актуальности корреляций трения для используемых проппантов в симуляторе ГРП «РН-ГРИД» без проведения дополнительных исследований.

Список литературы

1. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40.

2. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению / А.А. Ахтямов, Г.А. Макеев, К.Н. Байдюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 94-97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-5-94-97

3. Разработка симулятора для моделирования технологических операций с гибкими НКТ / И.С. Желтова, А.А. Филиппов, А.В. Пестриков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 120-126. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-120-126

4. Keck R.Q., Nehmer W.L., Strumolo G.S. A New Method for Predicting Friction Pressures and Rheology of Proppant-Laden Fracturing Fluids // SPE-19771-PA. – 1992. – https://doi.org/10.2118/19771-PA

Оптимальный подбор глубиннонасосного оборудования является одной из ключевых задач в современной нефтедобывающей отрасли. В настоящее время на многих нефтяных месторождениях при эксплуатации скважин применяются установки электроцентробежных насосов. В статье рассмотрены характеристики конического насоса и получены выводы, которые могут быть использованы при подборе оборудования. Отмечено, что не всегда для конкретной скважины подбирается оптимальное оборудование. В связи с этим возникают ситуации, когда какая-либо секция насоса работает за пределами рабочего диапазона, особенно это относится к нестандартным компоновкам, таким как конический насос. В современной литературе поведение секции конического насоса в зоне отрицательного напора описано недостаточно, что является основанием для проведения экспериментов и уточнения алгоритмов расчета. Приведено экспериментальное подтверждение характеристик конического насоса как алгебраической суммы характеристик каждой секции. Проанализированы результаты исследования характеристик конического насоса производства АО «Новомет-Пермь» как в зоне положительного, так и в зоне отрицательного напора на различных частотах, а также работы верхней секции насоса за правой границей характеристики. Установлено, что при определенных режимах работы возникают процессы, которые снижают производительность оборудования. В некоторых ситуациях повышается износ установки. Такой вариант эксплуатации нежелателен, так как приводит к снижению срока эксплуатации, и его следует избегать. Даны рекомендации по выбору оптимальных режимов работы для различных частот и насосов.

Список литературы

1. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Энциклопедический справочник. – Пермь: ООО «Пресс-Мастер», 2007. – 645 с.

2. Миронов Ю.С. Снижение вредного влияния свободного газа на работу погружного центробежного насоса // Нефтяное хозяйство. – 1969. – № 6. – С. 57–59.

3. Swetnam J.C., Sackash M.L. Performance Review of Tapered Submergible Pumps in the Three Bar Field // Journal of Petroleum Technology. – 1978. – V. 30(12). – p. 1781–1787. – https://doi.org/10.2118/6854-PA

4. Zhou D., Sachdeva R. Design Tapered Electric Submersible Pumps For Gassy Wells // SPE-113661-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/113661-MS

5. Research Progress and Prospects of Multi-Stage Centrifugal Pump Capability for Handling Gas–Liquid Multiphase Flow: Comparison and Empirical Model Validation / A. Ali, J. Yuan, F. Deng [et al.] // Energies. – 2021. – V. 14(4). – Article No. 896. – https://doi.org/10.3390/en14040896

6. Агеев Ш.Р. Конический насос как средство повышения эффективности работы и надежности ЭЦН при откачке газожидкостной смеси // Доклады ХI Всероссийской технической конференции ОАО «АЛНАС». – М.: АЛНАС, 2002. - С. 1-14.

7. Лабах Н. Результаты стендовых испытаний двухпакетных конусных электроцентробежных насосов на модельной газожидкостной смеси // Нефть, газ и бизнес. – 2015. – № 2. – С. 60–62.

8. Горидько К.А., Билалов Р.Р., Вербицкий В.С. Экспресс-оценка эффективности применения конического электроцентробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважины. Ч. 1 // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 2. – С. 43 48.

9. Дроздов А.Н. Исследования характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. –2011. – № 9. – С. 108–111.

10. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187741-MS

11. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин // Записки Горного института. – 2022. – Т. 254. – С. 191–201. – https://doi.org/10.31897/pmi.2022.34

12. Unlock the Liquid Loaded Gas Wells with ESP Technology: The Successful ESP Dewatering Application in China Sichuan Gas Field / Y. Peng, T. Liao, Y. Kang [et al.] // IPTC-18801-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2523/IPTC-18801-MS

13. Развитие отечественных технологий в области эксплуатации морских скважин Арктического шельфа России / Д. Прищепо, Е. Хрулева, А. Пономарев [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2019. – №3. – С. 56–59.

В статье представлена методика оценки набухания глин с использованием метода центрифугирования. Рассмотрена проблема набухания глин при использовании жидкостей на основе пресной воды в процессе гидравлического разрыва пласта (ГРП), который в настоящее время является одним из самых распространенных способов интенсификации добычи пластовых флюидов. Отмечена необходимость решения этой проблемы путем добавления в состав жидкостей ГРП на водной основе специальных реагентов – стабилизаторов глин, предотвращающих набухание глинистых частиц. Правильный выбор метода оценки ингибирующей способности стабилизаторов глин позволяет минимизировать негативное влияние жидкостей, применяемых в процессе ГРП, на породу коллектора. Отсутствие единого стандарта тестирования ингибирующей способности стабилизаторов глин и наличие большого разнообразия методик исследования не дает возможности однозначно оценить степень влияния жидкости на набухание глин. Предложено применение центрифугирования для совершенствования методики оценки набухания глин по седиментационной стабильности суспензии. Оценка набухания глин посредством оптимизированного при помощи центрифугирования метода исследования позволит наиболее полно изучить влияние жидкостей ГРП на породу пласта для предотвращения неблагоприятных последствий в виде снижения проницаемости продуктивной зоны. Предложенный метод дает возможность сократить время проведения оценки стабилизирующего действия ингибиторов набухания и повысить точность результатов исследований за счет отделения свободной воды от набухшей глины. Применение этого метода также способствует сокращению времени эксперимента и повышению точности результатов путем разделения свободной воды и воды, удержанной глинистым минералом. Предлагаемая методика повышает точность и эффективность оценки стабилизирующей способности реагентов, используемых для предотвращения набухания глин, что позволяет оптимизировать рецептуры жидкости для процесса ГРП.

Список литературы

1. Abrams M.E., Grieser B., Benoit D. Everything You Wanted to Know About Clay Damage but Were Afraid To Ask // AADE-16-FTCE-35. – 2016. – https://www.aade.org/application/files/7815/7131/8490/AADE-16-FTCE-35_-_Abrams.pdf

2. Karazincir O., Williams W., Rijken P. Prediction of Fines Migration through Core Testing // SPE-187157-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187157-MS

3. Velde B., Barré P. Soils, Plants and Clay Minerals. – Springer, 2010. – 355 p. – https://doi.org/10.1007/978-3-642-03499-2 

4. The influence of shale swelling on casing deformation during hydraulic fracturing / Ze Li, Hongtao Li, Gao Li [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 205. – Article No. 108844. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108844

5. Meunier A. Clays. – Springer, 2005. – 477 p.

6. Бородин С.А. Разработка усовершенствованных методов исследования ингибирующей способности стабилизаторов набухания глин для жидкостей гидроразрыва пласта: дис. … канд. техн. наук. – М., 2022. – 157 с.

7. Калбаев А.М., Абдикамалова А.Б. Исследование глинистых минералов Бештюбенского месторождения // Проблемы современной науки и образования. – 2018. – № 8 (128). – С. 6-10.

8. Пат. 2553812 РФ, МПК С09К, 8/24 (2006.01). Ингибиторы набухания глин для буровой промышленности / Л. Мерли, Ф. Джани, П. Пировано, Дж. Флориди, Дж. Ли Басси; заявитель и патентообладатель Ламберти Спа. - № 2013121660/03; заявл. 06.05.2011: опубл. 20.06.2015.

9. Investigation of ammonium–lauric salt as shale swelling inhibitor and a mechanism study / Jie Zhang, Weimin Hu, Li Zhang // Adsorption Science & Technology. – 2019. – V. 37. – Issue 1-2. – P. 49-60. – https://doi.org/10.1177/0263617418809832

10. Jackson, M.L. Soil Chemical Analysis Advanced Course. - Madison, USA: Parallel Press, 1969. – 895 p.

11. Наумкина Н.И., Трофимова Ф.А., Власов В.В. Рентгенографический анализ изменения структурных параметров монтмориллонита при механоактивации / // Материалы I Российского рабочего совещания «Глины, глинистые минералы и слоистые материалы». 2-е издание. – М.: ИГЕМ РАН, 2011. – С. 40-41.

12. Preparation and application of melamine cross-linked poly ammonium as shale inhibitor / L. Zhang, T. Li, L. Huang [et al.] //Chemistry Central Journal. – 2018. – V. 12. – Article No. 0410. – https://doi.org/10.1186/s13065-018-0410-9

13. Pham H., Nguyen Q.P. Effect of silica nanoparticles on clay swelling and aqueous stability of nanoparticle dispersions //Journal of Nanoparticle Research. – 2014. – V. 16. – Article No. 2137. – https://doi.org/10.1007/s11051-013-2137-9

14. Xiang G., Lv L., Ge L. Simple method for evaluating swelling of GMZ01 Na-bentonite affected by temperature at osmotic swelling // Soils and Foundations. – 2020. – V. 60. – Issue 5. – P. 1312-1321. – https://doi.org/10.1016/j.sandf.2020.09.003

15. Wang X., Zhang C., Sun G. Investigation on Swelling Performance of Oil Sands and Its Impact on Oil Production during SAGD Processes //Energies. – 2022. – V. 15. (18). – Article No. 6744. – https://doi.org/10.3390/en15186744

СП «Вьетсовпетро» эксплуатирует на шельфе Южно-Китайского моря крупные нефтяные месторождения Белый Тигр и Дракон, находящиеся на поздней стадии разработки. На данных месторождениях имеются все объекты инфраструктуры, необходимые для морской добычи. Вследствие снижения добычи мощности нефтедобывающих объектов недозагружены. В то же время на относительно небольшом расстоянии от инфраструктуры (10–40 км) имеются средние и мелкие месторождения, самостоятельное обустройство которых экономически нецелесообразно из-за высоких капитальных вложений. В связи с этим подключение таких нефтяных и газовых месторождений к инфраструктуре крупных месторождений является основной тенденцией во Вьетнаме. Этот метод позволяет повысить перспективы разработки и ввода в эксплуатацию небольших месторождений в короткие сроки. Подключение нефтегазовых месторождений сопряжено с множеством различных технических и экономических сложностей (техническая возможность подключения, необходимость реконструкции технологической системы для приема и распределения продукции и др.). Для случая подключения месторождений к технологической системе других собственников, вопрос о распределении продукции, поступающей из различных источников, является важной задачей по построению экономических взаимоотношений собственников сырья. В данной статье проанализированы некоторые из моделей распределения, которые применяются в СП «Вьетсовпетро», с учетом специфики каждого случая подключения. Модель связи по принципу обратного распределения позволяет определить долю нефти, распределенную между источниками нефти, с результатами, согласованными заинтересованными сторонами. Использование имитационных моделей также является методом распределения нефти и газа с высокой надежностью. Применение эмпирических формул позволяет провести быструю техническую оценку изменения количества жидкости в системе при различных технологических процессах.