Ежегодные затраты на сейсморазведочное оборудование в России в среднем достигают 10–18 млрд руб/год. К такому оборудованию относятся не только узлы и агрегаты, непосредственно применяемые при проведении сейсморазведочных работ (виброисточники, геофоны, сейсмостанции, гидрофоны, косы и др.), но и вспомогательное (геодезическое, навигационное, средства связи, морские суда, включая бортовое оборудование), при этом средний уровень импортозависимости оценивается не менее чем в 95 %.

Начиная с 2014 г., иностранные государства вводят ограничения не только на поставку оборудования, комплектующих, технологий, но также на работу иностранных нефтесервисных компаний в части проведения полевых работ и обработки полученных сейсмических данных. В связи с высоким уровнем импортозависимости в отрасли возникают риски, связанные с непрерывностью проведения сейсморазведочных работ. Целесообразно разработать и внедрить отечественное оборудование, технологии, разработать собственные методики проведения работ и интерпретации сейсмических данных, ориентируясь на современные тренды и достижения в мировой практике, включая внедрение современных отраслевых методик проведения испытаний вновь созданного оборудования и метрологического обеспечения к нему.

C целью определения возможности создания собственного оборудования и технологий для традиционной и перспективной «зеленой» сейсморазведки с использованием отечественных заделов и наработок, в статье определены: перечень ключевого импортозависимого оборудования, комплектующих, которые необходимо разработать, наладить и локализовать серийный выпуск, компетенции, производственные и технологические возможности российской промышленности; дана оценка рынка оборудования и уровня ежегодных затрат отрасли на сейсморазведочное оборудование. Рассмотрены существующие меры государственной поддержки, направленные на проведение опытно-конструкторских работ и организации серийного производства комплектующих, оборудования, технологий с целью уменьшения доли импортозависимости от зарубежных продуктов, применяемых при сейсморазведочных работах на нефтяных и газовых месторождениях.

Список литературы

1. Болотов Г.Б. Менеджмент в геологии и недропользовании. – http://www.psu.ru/files/docs/science/books/uchebnie-posobiya/bolotov-menedzhment-v-geologii-ch1.pdf

2. Новак А. Российский ТЭК 2022: вызовы, итоги и перспективы // Энергетическая политика. – 2023. – № 2 (180). – С. 4-11. - http://doi.org/10.46920/2409-5516_2023_2180_4

3. Отчет Rystad Energy. Seismic industry revenues to nearly evaporate in 2020. - https://oilnow.gy/featured/seismic-industry-revenues-to-nearly-evaporate-in-2020-rystad-energy/

4. Онгемах Э.Г. Технологические партнерства и импортозамещение в разведке и разработке недр. - https://oilandgasforum.ru/data/files/NNF%202018/GEo2018/Ongemah.pdf

5. Жуков А.П., Горбунов В.С. О развитии технических средств регистрации сейсмического сигнала и вибрационной сейсморазведки. Часть 3. Технология «Вибросейс» // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2020. – № 4(67). – С. 43-55.

6. Техника и оборудование для наземных сейсморазведочных работ. - https://nedra.rusgeology.ru/services/intellektualnye-uslugi/mashinostroenie/tekhnika-i-oborudovanie-...

7. Жданеев О.В., Зуев С.С. Развитие ВИЭ и формирование новой энергополитики России // Энергетическая политика. – 2020. – № 2 (144). – С. 84-95. – http://doi.org/10.46920/2409-5516_2020_2144_84. – EDN HYEZXN.

8. Череповский А.В. Наземная сейсморазведка нового технологического уровня (изд. второе, дополненное). – М.: Изд-во EAGE, 2017. – 252 с.

9. Low-frequency expansion approach for seismic data based on compressed sensing in low SNR / Miaomiao Sun, Zhenchun Li, Yanli Liu [et al.] // Applied Sciences. – 2021. – V. 11 (11). - https://doi.org/10.3390/app11115028

10. Acquisition of an ultra high density 3D seismic survey using new nimble nodes, onshore Abu Dhabi / H. Nehaid, A. Ourabah, J. Cowell [et al.] // SPE-197289-MS. – 2019. - http://doi.org/10.2118/197289-MS

11. Воцалевский В.З., Назыров Д., Любимов Е. «Зеленая сейсмика» – 10 лет от идеи до повсеместного применения! // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2022. – № 2(73). – С. 6-10.

12. Выболдин Ю.К. Применение беспроводных сетевых технологий при построении систем сейсмической разведки // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2022. – № 6–2. – С. 283–304. – http://doi.org/10.25018/0236_1493_2022_62_0_283.

13. UAV source: A new economical and environmentally friendly source for seismic exploration in complex areas / Zhenning Ma, Rongyi Qian, Yuchen Wang [et al.] // Journal of Applied Geophysics. – 2022. - V. 204. - http://doi.org/10.1016/j.jappgeo.2022.104719

14. Zhiyuan Yin, Zhou Yan, Yongxin Li Seismic exploration wireless sensor system based on Wi-Fi and LTE // Sensors. -2020. - V. 20. - no. 4. - https://doi.org/10.3390/s20041018

15. In-field quality control of very high channel count autonomous nodal systems / A. Crosby, T. Manning, A. Ourabah [et al.] // SEG Technical Program Expanded Abstracts. - 2020. - http://doi.org/10.1190/segam2020-3425467.1

16. Current problems and future trends of geodetic and navigational support of geology and geophysics / S. Shevchuk, N. Kosarev, E. Cheremisina, A. Melesk // Proceedings of Interexpo GEO-Siberia. – 2020. – V. 1 (1). – P. 110-118. - http://doi.org/10.33764/2618-981X-2020-1-2-110-118

17. Groundbreaking seismic technology without breaking the ground. - https://explor.net/pinpoint/.

18. Жданеев О.В., Зайцев А.В., Лобанков В.М. Метрологическое обеспечение аппаратуры для геофизических исследований // Записки Горного Института. – 2021. – Т. 246. – С. 667-677. – https://doi.org/10.31897/PMI.2020.6.9

19. Концепция проведения испытаний скважинного оборудования / О.В. Жданеев, А.В. Зайцев, В.М. Лобанков, К.Н. Фролов // Недропользование ХХI век. – 2021. – № 1-2(90). – С. 4-15.

20. Вопросы технической политики отраслей ТЭК Российской Федерации / под ред. О.В. Жданеева. – М.: Наука, 2020. – 304 с. – https://doi.org/10.7868/9785020408241

21. Zhdaneev O., Frolov K. Technological and institutional priorities of the oil and gas complex of the Russian Federation in the term of the world energy transition //

International Journal of Hydrogen Energy. – 2024. – V. 58. – P. 1418-1428. – https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.01.285

В настоящее время нефтегазовые компании стараются оптимизировать затраты за счет уменьшения объема бурения, скважинных операций и полевых сейсморазведочных работ. В то же время, несмотря на истощение извлекаемых запасов, стоит задача увеличения ресурсной базы, поэтому выявление новых залежей в пределах разрабатываемых месторождений и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) может стать стратегическим вектором развития.

Решением, которое позволит повысить рентабельность разработки и вовлечь в нее ТРИЗ, найти новые перспективные объекты на уже разрабатываемых месторождениях, может быть интерпретационная обработка сейсморазведочных данных, которая подразумевает контроль и анализ сейсмической информации геологом-интерпретатором на каждом из этапов обработки. Тесное взаимодействие и применение современных подходов к обработке и интерпретации, получение новой скважинной информации, появление новых программных решений, позволяет существенно уменьшить степень неопределенности при прогнозе коллекторов по сейсмическим данным, тем самым повышая эффективность геолого-разведочных работ.

В данной статье на примере нескольких месторождений Западной Сибири выработан и представлен подход к интерпретационной обработке сейсморазведочных данных, который разбит на основные этапы. На каждом этапе осуществляется контроль процедур обработки с выводами и рекомендациями геолога-интерпретатора.

Представленная последовательность работ, реализованная и постоянно совершенствующаяся в Тюменском отделении «СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз», позволяет получить более полную геологическую информацию и обоснованную геологическую модель продуктивных отложений тюменской свиты на уже изученных месторождениях.

В наcтоящее время в разработку все чаще вовлекаются запасы, добыча которых осложнена различными факторами. Бурение горизонтальных скважин (ГС) нередко проводится в сложных геологических и технологических условиях, что в свою очередь снижает эффективность проходки по коллектору, увеличивает риски аварий и возможный выход ствола скважины в неколлектор, что как следствие увеличивает экономические затраты. Текущая ситуация в нефтегазовой отрасли требует от участников строительства ГС поиска новых подходов к геологическому сопровождению бурения скважин. Несмотря на то, что специалист в области геонавигации обладает накопленным опытом в геологии, геофизике, бурении и др., он не обладает экспертными знаниями в данных областях, использует в своей работе стандартные методы геологического сопровождения бурения скважин независимо от условий проводки этих скважин. Поэтому решением вышеуказанной задачи становится применение мультидисциплинарного подхода к сопровождению бурения скважин, когда специалист принимает окончательное решение о дальнейшей проводке скважины, основываясь на рекомендациях инженеров по геомеханике, геолого-технологическим исследованиям, сейсмогеологическому анализу, петрофизике, а также использует в своей работе результаты построения инверсии по данным индукционного каротажа. Траектория, получаемая от подрядчика по наклонно направленному бурению, должна постоянно проверяться инженером по инклинометрии.

В данной статье приводится описание методов, а также рассматривается их совместное применение в процессе бурения ГС и результативность применения такого мультидисциплинарного подхода в ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Применение независимого расчета стохастической инверсии направленных измерений удельного электрического сопротивления для геонавигации горизонтальных скважин / И.Р. Хазиев, Д.Д. Клычев, Т.Т. Рахимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 20–23. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-20-23

2. Методика определения индекса сложности геонавигации скважин и их классификация / М.А. Головченко, А.В. Мирошниченко, К.В. Кудашов, В.П. Филимонов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 33–37. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-20-23

3. Шумихин А.А., Суханов А.Е. Применение геонавигации при бурении в коллекторах небольшой мощности // В сб. Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (российский и мировой опыт). – Ижевск, 2016. – С. 314–325.

Успешность строительства горизонтальной скважины определяется на этапе планирования, а также зависит от скорости принятия технологических решений в процессе бурения на основе информации, которая позволяет минимизировать риски аварий и осложнений. Понимание состояния ствола скважины имеет большое значение вследствие тяжести последствий в случае возникновения рисков с этим связанных, однако в настоящее время степень неопределенности в части зашламованности ствола скважины все еще формирует основную статистику потерь времени и средств и является сдерживающим фактором применения множества перспективных технологий.

В работе описан способ оценки зашламованности ствола скважины, который позволяет в процессе бурения скважин быстро получать информацию о наличии шлама в стволе скважины и минимизировать риски, связанные с ним.

На основе анализа бурения большого числа скважин и выполнения технологических операций по подготовке стволов скважин к спуску обсадных колонн и хвостовиков были выявлены закономерности, которые позволили разработать и усовершенствовать способ оценки зашламованности ствола скважины.

Рассмотрены исторические данные по 90 скважинам трех месторождений. Их анализ показал статистическую значимость S-cреднеквадрати́ческого отклонения или стандартного отклонения StDev веса на крюке при подъеме компоновки низа буровой колонны (КНБК) без циркуляции и вращения, лежащего в основе способа оценки зашламованности ствола скважины, на диапазон колебания веса на крюке при спуске обсадных колонн и хвостовиков. Это также подтверждает применимость способа оценки зашламованности ствола скважины, для снижения рисков выполнения технологических операций при бурении горизонтальных скважин.

Высокую значимость данной теме придает общий тренд на увеличение протяженности горизонтальных стволов, усложнение применяемых компоновок заканчивания (например, увеличения числа заколонных пакеров) и снижения допустимого расчетного остаточного веса на крюке при спуске компоновок заканчивания (хвостовиков), особенно при строительстве многоствольных скважин по технологии TAML.

Список литературы

1. Пат. РФ 2746953. Способ определения зашламованности ствола скважины / А.С. Сахаров; заявитель и патентообладатель ПАО «Газпром нефть». - № 2020129702; заявл. 08.09.2020; опубл. 22.04.2021.

2. Лужнов Ю.М., Александров В.Д. Основы триботехники. – М.: Московский автомобильно-дорожный государственный технический университет (МАДИ), 2013. – 132 с.

3. Митчелл Дж. Безаварийное бурение. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2017. – 364 с.

4. Сопровождение бурения высокотехнологичных скважин на основе интеграции методов геомеханики и геонавигации / С.И. Габитов, А.С. Гоцуляк, И.С. Чебышев, Р.В. Мухамадиев // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 2. – C. 15–23. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-2-15-23 — C. 4.

5. Теория вероятностей и математическая статистика / В.С. Мхитарян, Л.И. Трошин, Е.В. Адамова, [и др.]. – М.: Московский международный институт эконометрики, информатики, финансов и права, 2003. — 130 с.

В настоящее время методы увеличения производительности скважин широко применяются в нефтегазодобывающей отрасли. Cо временем дебит скважин снижается из-за обводнения, выхода из строя внутрискважинного оборудования и др. Классические методы ремонта скважин и увеличения нефтеотдачи не дают значительного прироста дебита и его сохранения на длительное время. Бурение новых скважин стоит дорого, в то время как повторный запуск в эксплуатацию простаивающих скважин позволяет снизить финансовую нагрузку на нефтегазодобывающие предприятия.

Данная статья посвящена новому методу увеличения нефтеотдачи – управляемому радиальному вскрытию пласта по заданной траектории. Данный метод заключается в бурении одного, двух и более каналов длиной до 14 м в ранее пробуренных скважинах. При этом интенсивность набора угла достигает 8 градус/м, возможно бурение до четырех каналов из одной точки при неограниченном числе таких точек. Все работы выполняются с привлечением подъемного агрегата для текущего капитального ремонта скважин на стандартных НКТ, без использования гибких НКТ. Пробуренные каналы могут быть обсажены фильтрами, что обеспечивает их устойчивость. Также в них могут проводиться геофизические исследования на удалении от основного ствола и соляно-кислотная обработка.

Такие геолого-технические мероприятия могут использоваться для интенсификации притока, первичного вскрытия пласта, при испытаниях скважины, как альтернатива зарезке бокового ствола, обхода аварийного оборудования, ориентирования трещин при проведении гидравлического разрыва пласта.

В статье описан опыт применения технологии радиального вскрытия пласта на Северо-Хоседаюском месторождении, которое входит в группу Центральной части Хорейверского поднятия.

Список литературы

1. Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины в АНК «Башнефть» / Н.З. Гибадуллин, Е.В. Тайгин, Р.Р. Салигаскаров [и др.] // Время колтюбинга. Время ГРП. – 2004. – № 8. – С. 40–45.

2. Техника и технология создания сверхглубоких перфорационных каналов / Н.А. Шамов, А.В. Лягов, Д.В. Пантелеев [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 2. – С. 131–174.

3. Фурсин К.С., Григулецкий В.Г. Шлангокабельный перфобур для глубокого щадящего вскрытия продуктивных интервалов обсаженной скважины // Каротажник. – 2015. – № 9. –С. 60–72.

4. Мальцев А.А., Лягов И.А., Лягов А.В. Разработка инновационной системы радиального бурения для повышения нефтеотдачи пласта // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – №11. – С. 67-71.

5. Касимов Д.Л., Лягов И.А., Лягов А.В. Технологические особенности фрезерования обсадных колонн высокой группы прочности технической системой Перфобур // В сб. Современные проблемы нефтегазового оборудования. – Уфа: Уфимский гос. нефтяной технический университет, 2019. – С. 88–95.

6. Пат. на полезную модель №195139 U1, RU. Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем / А.В. Лягов, И.А. Лягов; патентообладатель ООО «Перфобур», № 2019120556, заявл. 25.12.2017; опубл. 15.01.2020.

Одной из основных проблем при бурении скважин является обеспечение устойчивости глинистых горных пород. Проблематика исследования состоит в имеющихся недоработках физико-химических методов оценки состояния и состава глинистых пород и сланцев, которые не позволяют эффективно воздействовать на крепящие, смазочные и противоприхватные свойства буровых растворов при строительстве скважин. Цель исследования  разработка универсального ингибированного бурового раствора для безаварийного бурения сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях при аномально-высоком пластовом давлении. Выполнен анализ различных рецептур ингибированного бурового раствора, который должен быть устойчивым к воздействию повышенных значений температуры и пластового давления. Исследование глинистых пород разреза скв. XX1 площади Бугдайли показало, что они обладают достаточно высокой для глубокозалегающих глин коллоидальностью, так как в них отмечено высокое содержание монтмориллонита. Изучение характеристик бурового раствора выявило, что пробы растворов № 1, 2, и 3 обладали сильным ингибирующим действием. Наиболее эффективен раствор № 3, который смог обеспечить устойчивость глинистых пород в течение 90100 сут. Исследование взаимодействия бурового алюмокальциевого раствора АЛКАР-3 с глинистыми породами, проведенное на месторождениях юго-западной части Туркменистана, выявило, что ингибирующее действие раствора № 3 можно дополнительно усилить добавкой 3%-ного хлористого калия. Результаты исследования могут быть использованы при приготовлении ингибирующих буровых растворов для успешного бурения глубоких скважин на месторождениях со сложными условиями.

Список литературы

1. Деряев А.Р. Бурение наклонно-направленных скважин на месторождениях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue

No. 2. – С. 22-31. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200875

2. Деряев А.Р. Прогноз дальнейшей перспективы бурения сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – С. 13-21. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200874

3. Дерьяев А., Гельдыева Ч. Вскрытие продуктивных пластов и метод освоения скважин // Инновационные технологии в Туркменистане. – 2023. – V. 3. – № 3. – http://journal.scitech.gov.tm/assets/files/issues/2023-3-3/5-ru.pdf

4. Агалыев С., Сопыев С. Оптимальная композиция серобетона для применения в нефтегазовой промышленности // Наука, техника и развитие инновационных технологий: материалы научной конференции. – Ашхабад: Ylym, 2021. –http://staff.tiiame.uz/storage/users/599/articles/EmFdc6t6oXw9m39ZbOKLHM6HnVgyNtRyj95SC0m2.pdf

5. Деряев А.Р. Анализ вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями на нефтегазовых месторождениях западной части Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – P. 22-27. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200871

6. Сулейманов Б.А., Гусейнова Н.И. Метод оперативной оценки распределения текущего пластового давления по данным нормальной эксплуатации // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200876

7. Деряев А.Р. Управление траекторией скважины и контроль за пространственным положением ствола // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – P. 1-6. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200870

8. Деряев А.Р. Выбор бурового раствора для наклонно-направленной эксплуатационно-оценочной скважины // SOCAR Proceedings. – 2023. – № 3. –

P. 51-57. – http://doi.org/10.5510/OGP20230300886

9. Polymer nanocomposites application in drilling fluids: A review / J.O. Oseh, M.N.A. Mohd-Norddin, А.О. Gbadamosi [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – V. 222. – http://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.211416

10. Saleh Т.A., Nur M.M. Synthesis of polyacrylic-melamine grafted graphene as efficient inhibitor for shale stabilization in water-based drilling fluid//Materials Today Communications. – 2023. – V. 35. - http://doi.org/10.1016/j.mtcomm.2023.106264

11. А novel responsive stabilizing Janus nanosilica as a nanoplugging agent in water-based drilling fluids for exploiting hostile shale environments / А.Р. Tchameni,

L.Y. Zhuo, L.D.W. Djouonkep [et al.] // Petroleum Science. – 2023. – V. 17. – http://doi.org/10.1016/j.petsci.2023.10.008

12. Enhancement of static and dynamic sag performance of water-based mud using a synthetic clay / A. Mohamed, S. Basfar, S. Elkatatny, A. Al-Majed // ACS Omega. – 2021. – V. 6. – № 12. – http://doi.org/10.1021/acsomega.0c06186

13. Деряев А.Р. Особенности прогнозирования аномально высоких пластовых давлений при бурении скважин на площадях Юго-Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – Р. 7–12. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200872

14. Barite sag measurements / T.N. Ofei, B. Lund, A. Saasen [et al.] // SPE-199567-MS. – 2020. – http://doi.org/10.2118/199567-MS

15. A review on the effect of nanoparticle in drilling fluid on filtration and formation damage / M.A. Ibrahim, M.Z. Jaafar, M.A. Yusof, A.K. Idris // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 217. –http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110922

16. Dutta D., Das B.M. Development of smart bentonite drilling fluid introducing iron oxide nanoparticles compatible to the reservoirs of Upper Assam // Upstream Oil and Gas Technology. – 2021. – V. 7. – http://doi.org/10.1016/j.upstre.2021.100058

17. Alam S., Ahmed N., Salam M.A. Study on rheology and filtration properties of field used mud using iron (III) oxide nanoparticles // Upstream Oil and Gas Technology. – 2021. – V. 7. – http://doi.org/10.1016/j.upstre.2021.100038

18. Basfar S., Elkatatny S., Mohamed A. Preventing barite sagging using new synthetic layered silicate in HP/HT water-based mud // Proceedings of 54th U.S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. - Paper no. ARMA-2020-1702. – 2020. - URL: https://onepetro.org/ARMAUSRMS/proceedings-abstract/ARMA20/All-ARMA20/ARMA-2020-1702/447648

19. Enhancing thermal stability and filtration control for water-based drilling fluid using viscosifier polymers and potassium chloride additives / B. Misbah, А. Sedaghat, S. Balhasan [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – V. 230. – http://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.212235

20. Деряев А.Р. Бурение горизонтальных скважин в Западном Туркменистане // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – P. 32-40. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200877

21. Experimental study of the influence of Potassium Chloride salt on the rheological properties of Carboxyl Methyl Cellulose (CMC) and Poly Anionic Cellulose - Regular (PAC-R) mud type at increasing temperature / C.S. Uduba, I.A. Fetuga, M. Wobo, O. Olakoyejo // Journal of Engineering and Exact Sciences. – 2023. – V. 9. – No 3. – http://doi.org/10.18540/jcecvl9iss3pp15211-01e

Изоляция притока газа в нефтяных скважинах является одним из самых сложных видов ремонтно-изоляционных работ. Традиционные подходы для этих целей малоэффективны. Так, для ликвидации поступлений газа в скважину невозможно закачать цементные растворы в необходимом объеме, а гелевые экраны создают временную блокаду, поскольку газ легко проникает в гелевую структуру и образует новые каналы. Для газоизоляции горизонтальных скважин (ГС) авторами предложена двухстадийная закачка. На первой стадии используется самогенерирующаяся пенно-полимерная система (ППС), состоящая из гелеобразующей и газообразующей композиций. В результате их взаимодействия за регулируемое время образуется пенно-гелевая структура с повышенными реологическими и фильтрационными характеристиками. Во вторую стадию обработки ППС подкрепляется гидрогелем на основе ПАА, сшитого органическим сшивателем. Для успешной обработки необходима точная диагностика источников поступления газа, учет конструктивных особенностей каждой ГС и геологических особенностей объекта разработки. Только сопоставляя все эти факторы, можно подобрать правильный дизайн обработки для конкретной скважины. Важно также обеспечить входной и выходной контроль качества химических реагентов, условий их доставки и хранения.

Проведенные опытные работы на трех ГС подтвердили правильность выбранного подхода. На двух скважинах достигнута изоляция притока газа, а неуспешная обработка третьей скважины дала материал для изменения дизайна обработки в зависимости от конструкции скважины и источников поступления газа. Задачи опытно-промысловых испытаний были достигнуты, предложенная технология может быть использована на объектах с близкими геолого-физическими свойствами.

Список литературы

1. Application of Hydrogels and Hydrocarbon-Based Gels in Oil Production Processes and Well Drilling / A. Telin, L. Lenchenkova, R. Yakubov [et al.] // Gels. – 2023. – V. 9. – № 609. – 50 р. - https://doi.org/10.3390/gels9080609

2. Laboratory Studies for Design of a Foam Pilot for Reducing Gas Channeling from Gas Cap in Production Well in Messoyakhskoye Field / E. Saifullin, Sh. Zhanbossynova, D. Zharkov [et al.] // SPE-206435-PA. – 2022. - http://doi.org/10.2118/206435-PA

3. Обоснование технологии изоляции газа в нефтяных скважинах с помощью пенных, пенополимерных систем и органоминерального комплекса / В.А. Стрижнев, И.Р. Арсланов, Ю.И. Дмитриев [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 3. – С. 21–25.

4. Технологии глушения скважин в условиях множественных осложнений / В.Н. Гусаков, А.Ю. Королев, Р.А. Ягудин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 2. – С. 17–24. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-2-17-24

5. Гурбанов А.Г., Баспаев Е.Т. Новый способ глушения газопроявляющих скважин // SOCAR Proceedings. – 2022. – № 2. – С. 28–34. - http://doi.org/10.5510/OGP20220200671

6. Самогенерирующиеся пенополимерные составы для водо- и газоизоляционных работ / В.А. Стрижнев, А.Т. Ахметов, А.А. Валиев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 8. – С. 35–45. - https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-8(644)-35-45

7. Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ в различных геолого-промысловых условиях / В.А. Стрижнев, С.А. Вежнин, Д.В. Каразеев [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 8. – C. 49–55.

В статье рассматривается задача повышения дискретности замеров дебита жидкости в скважине по высокодискретным динамическим данным давления на приеме установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН). Представлен алгоритм «виртуального расходомера», основанный на методах машинного обучения и решающий поставленную задачу. В качестве признаков рассмотрены числовые характеристики, описывающие график изменения давления на приеме УЭЦН, а также компоненты закона Дарси и уравнения пьезопроводности. Для восстановления регрессии построены одиночные модели машинного обучения и ансамбли на основе стекинга – метода объединения ответов одиночных моделей в качестве признаков для вычисления ответов итоговой модели. Результаты тестирования на промысловых данных по механизированным скважинам на примере низкопроницаемого пласта месторождения Западной Сибири показали, что средняя относительная ошибка не превышает 10 %. Алгоритм виртуального расходомера реализован в программном комплексе для интерпретации гидродинамических исследований скважин «РН-ВЕГА» и использован при подготовке данных для интерпретации малозатратных исследований методом анализа добычи и давления (АДД). Для апробации рассматриваемого подхода проведено сравнение результатов интерпретации методом АДД на наборах данных с разной дискретностью замеров забойного давления и дебита. В первом наборе значения дебита имеют низкую дискретность, второй набор получен из первого путем применения разработанного алгоритма. Показано, что использование виртуального расходомера уменьшает ошибку в определении полудлины трещины гидроразрыва и проницаемости продуктивного пласта на 10 %. Результаты апробации позволяют сделать вывод, что разработанный алгоритм повышает достоверность интерпретации данных методом АДД, а также увеличивает точность определения параметров пласта и заканчивания скважин в низкопроницаемых коллекторах.

Список литературы

1. 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

2. Эволюция методов и масштабов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов / Г.Ф. Асалхузина, А.Р. Бикметова, А.С. Кардопольцев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 9. – С. 108–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-108-111

3. Планирование и анализ нагнетательных тестов при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых пластах с применением ПК «РН-ГРИД» / А.Я. Давлетбаев, Н.А. Махота, А.Х. Нуриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С.77 – 83. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-77-83

4. Апробация методов MLR и CRMIP при исследовании взаимовлияния скважин / С.В. Бухмастова, Р.Р. Фахреева, Ю.А. Питюк [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 58–62. – DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-8-58-62

5. Применение методов вейвлет-анализа в задачах автоматической обработки данных гидродинамических исследований скважин / И.С. Афанасьев, А.В. Сергейчев, Р.Н. Асмандияров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 34–37.

6. Шабонас А.Р., Горидько К.А. Обзор подходов к реализации алгоритма виртуального расходомера на скважинах, оборудованных установками электроцентробежного насоса // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 1 (637). – С. 33–41. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-1(637)-33-41

7. Stundner M., Nunes G. Production Performance Monitoring Workflow // SPE-103757-MS. – 2006. - https://doi.org/10.2118/112221-MS

8. Zangl G., Graf T., Al-Kinami A. Proxy Modeling in Production Optimization // SPE-100131-MS. – 2006. - https://doi.org/10.2118/100131-MS

9. Автоматизация сбора и подготовки данных (В)ТМС для проведения гидродинамических исследований скважин с использованием «виртуального расходомера» / А.А. Пашали, М.А. Александров, А.Г. Климентьев [и др]. // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 60–63.

10. Виртуальная расходометрия как инструмент мониторинга эффективности работы скважины с УЭЦН / А.М. Андрианова, А.А. Логинов, Р.А. Хабибуллин, О.С. Кобзарь // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 4 (18). – С. 75–80. – https://doi.org/10.7868/S2587739920040114

11. Bikmukhametov T., Jäschke J. First Principles and Machine Learning Virtual Flow Metering: A Literature Review // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2020. - Vol. 184. - https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106487.

12. RN-DIGITAL: Анализ и интерпретация гидродинамических исследований скважин (ГДИС) / ООО «РН-БашНИПИнефть». – URL: https://rn.digital/rnvega (дата обращения 19.12.2023).

13. Программный комплекс «РН-ВЕГА» для анализа и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин / В.В. Сарапулова, А.Я. Давлетбаев, А.Ф. Кунафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 124–129. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-124-129

14. Абраменкова И.В., Круглов В.В. Методы восстановления пропусков в массивах данных // Программные продукты и системы. – 2005. – № 2. – https://cyberleninka.ru/article/n/metody-vosstanovleniya-propuskov-v-massivah-dannyh.

15. Каюмов Э. Методы восстановления пропусков в данных // MachineLearning.ru : профессиональный информационно-аналитический ресурс. – 2015. – http://www.machinelearning.ru/wiki/images/4/48/Methods_for_missing_value.pdf (дата обращения 12.09.2023).

16. Sharma V., Yuden K. Imputing Missing Data in Hydrology using Machine Learning Models // International Journal of Engineering Research & Technology. – 2021. – No. 10. – P. 78-82. - http://doi.org/10.17577/IJERTV10IS010011

17. Mariani M.C., Basu K. Spline interpolation techniques applied to the study of geophysical data // Physica A: Statistical Mechanics and its Applications. – 2015. - № 428 (C). – P. 68–79. - http://doi.org/10.1016/j.physa.2015.02.014

18. Schaff D.P., Waldhauser F. Waveform cross correlation based differential travel-time measurements at the northern California Seismic Network // Bull. Seismol. Soc. Am. – 2005. – Vol. 95. - № 95. – P. 2446–2461. – http://doi.org/10.1785/0120040221

19. A SVM Regression Based Approach to Filling in Missing Values / F. Honghai, C. Guoshun, Y. Cheng [et al.] // Knowledge-Based Intelligent Information and Engineering Systems. – 2005. – V. 3683. – P. 581–587. – http://doi.org/10.1007/11553939_83

20. A review on missing hydrological data processing / Y. Gao, C. Merz, G. Lischeid, M. Schneider // Environmental Earth Sciences. – 2018. – № 77. – DOI:10.1007/s12665-018-7228-6.

21. Tian C., Horne R.N. Machine Learning Applied to Multiwell Test Analysis and Flow Rate Reconstruction // SPE – 175059-MS – 2015.

22. Контроль дебита жидкости нестабильно работающего фонда скважин при помощи виртуального расходомера / Е.В. Юдин, А.М. Андрианова, Т.А. Ганеев [и др]. // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 82–87. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-82-87

23. Давлетбаев А.Я. Фильтрация жидкости в пористой среде со скважинами с вертикальной трещиной гидроразрыва пласта // Инженерно-физический журнал. – 2012. – Т. 85. – № 5. – С. 919–924.

24. Dorogush A.V., Ershov V., Gulin A. CatBoost: gradient boosting with categorical features support // Workshop on ML Systems at NIPS. – 2017.

25. Horichreiter S., Schmidhuber J. Long short-term memory // Neural Computation. –1997. – V. 9 (8). – DOI: https://doi.org/10.1162/neco.1997.9.8.1735

26. Sill J., Takacs G., Mackey L. Feature-weighted linear stacking // In Proceedings of the 15th ACM SIGKDD International Conference on Knowledge Discovery and Data Mining. – 2009. – P. 845–854.  

На территории Восточной Сибири, при разработке нефтегазоконденсатных месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы с локализацией залежей в подсолевом структурном этаже геологического разреза вендского возраста, существует актуальная проблема вторичного выпадения комплекса неорганических солей в поровом пространстве пород-коллекторов и в нефтепромысловом оборудовании.

Пластовая вода хлоркальциевого типа для данных месторождений может достигать минерализации свыше 300 г/л с плотностью более 1260 кг/м³. При организации системы поддержания пластового давления с использованием в качестве агентов нагнетания подтоварных, или же вод из транзитных объектов, привнесение в пластовые рассолы избыточной ионной силы сопряжено с осложнениями в виде выпадения легкорастворимых (галит), труднорастворимых, таких как гипс, кальцит, а зачастую и полиминеральных (гипсокальцитовых) осадков, приводящих к форсированному снижению проницаемости призабойной зоны пласта, вплоть до полного затухания притока.

Для растворения солевых отложений используется комплексная, ставшая уже традиционным на месторождениях с такими типом осложнений, 2-х этапная обработка призабойной зоны (ОПЗ) путём поочерёдной закачки 20%-го водного раствора гидроксида натрия (NaOH) и 12%-й соляной кислоты (HCl).

Проблематике выпадения солей при разработке нефтегазоконденсатных месторождений посвящено множество научных изысканий и в целом вопрос принято считать достаточно проработанным с точки зрения понимания процессов химизма. Однако, ввиду множества факторов, влияющих на интенсивность и тип осадкообразования, универсальных инструментов анализа и прогнозирования осложнений до сих пор не разработано.

В настоящей работе авторами освещается имеющийся опыт анализа эксплуатации, подверженных выпадению труднорастворимых гипсокальцитовых образований в призабойной зоне пласта и по стволу нефтедобывающих скважин Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. Освещаются существующие и предлагаемые аналитические инструменты индикации осложнений, апробированные для конкретных геологических условий. Предлагаемые подходы верифицированы гидродинамическими исследованиями (ГДИ) и результатами внутрискважинных работ при текущем капитальном ремонте скважин (ТКРС).

Список литературы

1. Oddo J.E., Tomson M.B. Method predicts well bore scale, corrosion // Oil and Gas Journal. – 1988. – V. 96. – P. 107–114.

2. Проблемы выпадения солей в поровом пространстве пород в пластовых условиях на примере месторождений Восточной Сибири / С.В. Зимин, И.В. Сабанчин, И.А. Краснов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 44-49. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-44-49

В статье рассмотрена автоматическая интерпретация гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин (ГДИС) на неустановившихся режимах фильтрации методами регистрации кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД) и кривой стабилизации давления (КСД). Интерпретация выполняется при помощи алгоритма машинного обучения, который по билогарифмическому графику кривой изменения давления и его логарифмической производной позволяет определить наиболее подходящую модель системы скважина – пласт. Данная задача в терминах машинного обучения является проблемой многозначной классификации, поскольку одни и те же входные данные могут относиться сразу к нескольким классам. Проанализированы различные модели классификаторов, по результатам кросс-валидации выбрана модель одномерной сверточной нейронной сети. После определения модели системы скважина – пласт аналитический алгоритм рассчитывает гидродинамические свойства продуктивного пласта, параметры заканчивания скважин и расстояния до границ пласта и скважин окружения. Алгоритмы автоматической интерпретации КВД, КПД и КСД реализованы в виде отдельного функционала в программном комплексе (ПК) «РН-ВЕГА», который выполняет широкий спектр задач, связанных с обработкой исходных данных, анализом и интерпретацией различных технологий проведения ГДИС. Функционал автоматической интерпретации в ПК «РН-ВЕГА» расширяет возможности эксперта, формируя перечень релевантных моделей системы скважина – пласт и решая задачу расчета параметров для каждой из этих моделей, что невозможно при обработке динамических данных эксплуатации скважин вручную. Проведена апробация функционала на синтетических и промысловых данных с результатами исследований на неустановившихся режимах на примере месторождений Западной Сибири и Волго-Уральского региона. Результаты сравнения с аналогичным функционалом в зарубежном программном обеспечении показали, что новый алгоритм в рассмотренных примерах позволяет получить искомые параметры заканчивания скважины и пласта с точностью, большей на 8 %.

Список литературы

1. Анализ добычи и давления по горизонтальным скважинам с многостадийным гидроразрывом пласта / Р.Р. Уразов, А.Я. Давлетбаев, А.И. Синицкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 62–67. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-62-67

2. 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.

3. KAPPA: Saphir – анализ ГДИС / KAPPA Engineering 1987 – 2023. https://www.kappaeng.com/software/saphir/

4. Программный комплекс «РН-ВЕГА» для анализа и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин / В.В. Сарапулова, А.Я. Давлетбаев, А.Ф. Кунафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С.124 –129. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-124-129

5. Применение методов вейвлет-анализа в задачах автоматической обработки данных гидродинамических исследований скважин / И.С. Афанасьев, А.В. Сергейчев, Р.Н. Асмандияров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 34–37.

6. Wavelet-Based Transform Analysis for Non-Darcy Gas Flow Noisy Data Interpretation / D. Ivaschenko, A. Davletbaev, V. Baikov [et al.] // SPE-166909-MS. – 2013. - http://doi.org/10.2118/166909-MS

7. Allain O.F., Horne R.N. Use of Artificial Intelligence in Well-Test Interpretation. // J Pet Technol. – 1990. – V. 42 (03). – Р. 342–349. - http://doi.org/10.2118/18160-PA

8. Automatic well test interpretation based on convolutional neural network for a radial composite reservoir / Li Daolun, Liu Xuliang, Zha Wenshu [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2020. – V. 47(3). – Р. 623–631. - https://doi.org/10.1016/S1876-3804(20)60079-9

9. Well test analysis and interpretation: the use of artificial neural network / S.L. Arubi, B. Ikporo, S. Igbani, A. Obuebute // International Journal of Engineering Applied Sciences and Technology. – 2020. – V. – 4(11). – Р. 438–446.

10. Ahmadi R., Shahrabi J., Aminshahidy B. Automatic well-testing model diagnosis and parameter estimation using artificial neural networks and design of experiments // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2016. – V. 7(3). – Р. 759–783. - https://doi.org/10.1007/s13202-016-0293-z

11. Ivakhnenko A.G., Lapa V.G. Cybernetic predicting devices. New York: CCM Information Corp, 1966. – 256 р.

12. Specht D.F. A general regression neural network // IEEE Transactions on Neural Networks. – 1991. – V. 2 (6). – Р. 568–576. - https://doi.org/10.1109/72.97934

13. Specht D.F. Generation of Polynomial Discriminant Functions for Pattern Recognition // IEEE Transactions on Electronic Computers. – 1967. – V. EC-16 (3). – Р. 308–319. - https://doi.org/10.1109/PGEC.1967.264667

14. Gringarten A.C. From Straight Lines to Deconvolution: The Evolution of the State of the Art in Well Test Analysis // SPE-102079-PA. – 2008. - http://doi.org/10.2118/102079-PA

15. Гидродинамические исследования скважин в низкопроницаемых коллекторах / А.Я. Давлетбаев, Г.Ф. Асалхузина, Р.Р. Уразов, В.В. Сарапулова // Новосибирск: ООО «ДОМ МИРА», 2023. – 176 с.

Одним из самых важных условий успешного проектирования разработки месторождения является наличие надежной гидродинамической модели (ГДМ), позволяющей выполнить адекватный прогноз, оценить эффективность различных сценариев разработки, достигнутый коэффициент извлечения нефти (КИН) и другие необходимые показатели. Если месторождение уже находится в разработке, то чем лучше имеющаяся модель представляет реальный пласт и более полно воспроизводит фактическую историю разработки, тем надежнее прогноз и адекватнее выбранный сценарий разработки.

Одной из разработок для автоматической настройки ГДМ, является программа ее автоадаптации PEXEL, в которой реализовано несколько алгоритмов, позволяющих настраивать показатели эксплуатации скважин на фактические данные (добычу нефти, газа, воды, забойные и пластовые давления): модификации массива проницаемости, объема законтурной области, вертикального масштабирования и настройки формы кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП).

Алгоритмы автоматизированной адаптации PEXEL были усовершенствованы в ходе многолетней практики. Апробация проводилась на секторных и полноразмерных ГДМ. Применение автоадаптации PEXEL дает возможность с высокими точностью и эффективностью заменить ручную правку методически обоснованно, что подтверждается результатами многочисленных расчетов. Кроме того, реализованы такие инструменты для анализа, как построение интегральных графиков добычи, поскважинного сопоставления результатов, кросс-плоты, 2D визуализации.

Один из них – алгоритм автоадаптации истории эксплуатации скважин путем модификации формы кривых ОФП.

Суть данного способа настройки заключается в следующем: итеративно для каждого региона ОФП выполняется анализ добычи и рассчитываются множители к степени кривизны Кори (NOW и NW).

С целью разработки алгоритма адаптации ОФП выполнена генерация и рассчитано более 14000 вариантов синтетических ГДМ с различными комбинациями NOW (от 1,2 до 5,6), NW (от 1,2 до 5,6) и соотношений абсолютной проницаемости вскрытых слоев (от 1/1 до 100/1).

В результате анализа результатов расчетов на синтетических ГДМ были выявлены закономерности, которые наблюдаются для всех рассмотренных соотношений абсолютной проницаемости вскрытых слоев.

Список литературы

1. Сыртланов В.Р. О некоторых вопросах адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. –

№ 2. – C. 81-90.

2. О некоторых приемах автоматизации адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов / В.Р. Сыртланов, Ю.А. Головацкий,

И.Н Ишимов., Н.И. Межнова // SPE- 196878-RU. – 2019. - https://doi.org/10.2118/196878-MS

3. Сыртланов В.Р., Денисова Н.И., Хисматуллина Ф.С. Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 70-74.

4. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов / Ф.С. Хисматуллина, В.Р. Сыртланов,

В.С. Сыртланова, А.В. Дубровин // Нефтяное хозяйство – 2005. – № 1. – С. 47-51.

5. Аубакиров А.Р. PEXEL (Пексел) - программа для создания и редактирования сеток, свойств и скважин геологической и гидродинамической моделей нефтяных и газовых месторождений с возможностью динамической компиляции и исполнения кода // Свид. о гос. регистрации программы для ЭВМ №2018661844. – 2018.

6. Применение алгоритма PEXEL для автоматизированной адаптации гидродинамических моделей месторождений / А.Н. Иванов, Ф.С. Хисматуллина,

А.Р. Аубакиров, И.В. Кургузкина // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 49-52. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-49-52

7. Гавура А.В., Санников И.Н., Хисматуллина Ф.С. Управление разработкой месторождений на основе моделирования пластовых процессов. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2017. – 157 с.

8. Brooks R.H., Corey A.T. Hydraulic properties of porous media. – Colorado State University, Hydrology papers, 1964. - https://doi.org/10.13031/2013.40684

9. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. – М: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2015. – 167 c.

Уплотняющее бурение (УБ) является одним из наиболее эффективных методов увеличения коэффициента извлечения нефти и интенсификации отбора остаточных извлекаемых запасов. Вместе с тем ввод уплотняющих скважин (УС) снижает добычу нефти (жидкости) базовых скважин (БС). Вследствие этого решение о целесообразности уплотнения сетки в каждом конкретном случае необходимо принимать с учетом оценки его эффективности.

В статье рассмотрены и предложены подходы к оценке эффективности УБ и его влияния на добычу нефти (жидкости) БС. В качестве характеристики эффективности УБ предложено использование безразмерных коэффициентов: K_УБ(t) для расчетов с использованием текущей добычи нефти и I_УБ(t) для расчетов с использованием накопленной добычи нефти. Данные коэффициенты позволяют определить объем добычи с учетом потерь добычи БС, так называемую «истинную» (чистую) добычу нефти от УБ.

Выделено четыре независимых типа потерь добычи нефти БС, возникающих вследствие УБ: интерференция скважин, снижение удельных запасов на скважинах базовой сетки, дополнительные переводы БС под нагнетание для усиления системы поддержания пластового давления и инфраструктурные ограничения.

В качестве инструментов для оценки эффективности УБ разработаны и апробированы два расчетных модуля: статистический и аналитический. Статистический модуль позволяет оценить фактические и прогнозные потери добычи БС от реализованного УБ на основе фактических данных добычи жидкости (нефти), аналитический - выполнить оценку эффективности планируемого УБ путем использования аналитической модели, в которой учитывается перераспределение запасов и оценивается изменение среднего равновесного пластового давления внутри рассматриваемого участка до и после запуска УС.

Рассмотрены результаты апробации разработанных модулей, выполнена оценка эффективности УБ на примере участков Самотлорского и Приобского нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Уплотняющее бурение на Приобском нефтяном месторождении, ретроспективный анализ и перспективы дальнейшего использования / Д.С. Мицукова, Гильмиянова А.А., Эюбов Ф.Т // Нефтегазовое дело. – 2022. – № 3. – С. 17–37. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-3-17-37

2. Дегтярева Т.Ю., Мигманов Р.Р. Комплексный подход к оценке эффективности уплотнения сетки скважин на Усть-Тегусском месторождении // Известия вузов. Нефть и Газ. – 2021. – № 5. – С. 140–150. - https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-5-140-150

3. A New Approach of Infill Drilling Optimization for Efficient Transition to Future Pattern Flood Development / Q. Huang, H. Arii, A.A. Sadok [et al.] // SPE 183175-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/183175-MS

4. Опыт реализации систем разработки на основе горизонтальных скважин с множественными гидроразрывами пласта на Приобском лицензионном участке ООО «РН-Юганскнефтегаз» / П.А. Осоргин, А.А. Кашапов, Е.Л. Егоров, А.А. Мироненко // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 38–43. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-38-43

5. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. – М.: ЮКОС, 2001. – С. 93–94.

6. Fetkovich M.J. Decline Curve Analysis Using Type Curves // SPE-4629-PA. – 1973. - https://doi.org/10.2118/4629-PA

7. Практическое руководство инженера-разработчика пласта / Д.С. Смирнов, Д.В. Грандов, Т.Н. Смагина [и др.]. – Тюмень: ТННЦ, ИПЦ «Экспресс», 2022. – С. 293–297.

8. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1975. – №3. – С. 22–24.

В рамках данной работы разработана методика расчета неэффективной фильтрации нагнетаемой воды по высокопроницаемым прослоям, выявленным индикаторным методом. Методика включает три этапа. На первом выбирается участок, на котором были проведены индикаторные исследования за 120 сут. В каждой добывающей скважине участка должно быть получено не менее 40 результативных проб. На втором этапе детализируется проницаемость основного слоя действующей гидродинамической модели. Всю площадь модели участка делят на квадраты, в центре которых расположены нагнетательная или добывающая скважины и каждому квадрату присваивают свое значение проницаемости. Эти значения на данном этапе определяются по совпадению расчетных и фактических значений приемистости нагнетательной и дебитов воды добывающих скважин. На третьем этапе в модели выделяется тонкий слой, в котором строятся высокопроницаемые каналы между каждой парой нагнетательной и добывающей скважин. Проницаемость и объем таких каналов выбираются на основании суммарной массы отобранного индикатора за весь период исследований (120 сут) в каждой добывающей скважине в полевых условиях. Корректность предложенной методики проверялась на действующем нефтяном месторождении. Были скорректированы модели двух соседних участков по отдельности, а затем вместе, как единый участок. Суммарное значение дебита добываемой воды, полученное по скорректированной модели (с учетом высокопроницаемых прослоев), равно 903,8 м³/сут, что совпадает с фактическим дебитом воды на участке, равным 904,2 м³/сут. Значение дебита, определенное по модели, в которой отсутствуют высокопроницаемые прослои, составляет 603,7 м³/сут. Таким образом, своевременное обнаружение и изоляция высокопроницаемых прослоев могут уменьшить объем закачиваемой воды на 39,8 %, при сохранении добычи нефти. Предложенная методика позволяет оценить влияние высокопроницаемых прослоев на эффективность заводнения, прогнозировать успешность мероприятий по выравниванию профиля приемистости, а также дает возможность более точно прогнозировать эффективность эксплуатации залежи.

Список литературы

1. Хозяинов М.С., Чернокожев Д.А., Кузнецова К.И. Индикаторный (трассерный) метод исследования фильтрационных процессов в нефтяном пласте: монография / – М.: КУРС, 2022. – 128 с.

2. РД 39-014-7428- 235-89. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей. 1989. – Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989. – 87 с.

3. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. – М.: Недра, 1986. – 157 с.

4. Методическое руководство по приемке, анализу и систематизации результатов трассерных исследований в организациях Группы «ЛУКОЙЛ». Ред. 1.0. – М.: ОАО «ЛУКОЙЛ», 2012.

5. CDG in a Heterogeneous Fluvial Reservoir in Argentina: Pilot and Field Expansion Evaluation / D. Diaz, N. Saez, M. Cabrera [et al.] // SPE 174704-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174704-MS

6. A Full-Field Interwell Tracer Program on a Giant Carbonate Oil Field / D. Wang, A.B. Al-Katheeri, S.M. Al-Nuimi, A. Dey // Journal of Petroleum Technology. – 2016. – V. 68. – No. 9. – P. 74–76. - https://doi.org/10.2118/0916-0074-JPT

7. Использование данных индикаторных исследований при создании постоянно действующей геолого-технологической модели / О.Г. Антонов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев, А.Р. Рахманов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 40–42.

8. Методика уточнения структур геолого-технологических моделей по результатам трассерных и гидродинамических исследований / С.В. Костюченко, А.С. Бордзиловский, А.Г. Колягин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – С. 54–57.

9. Кривова Н.Р. Разработка и исследование системы эксплуатации коллекторов многопластовых месторождений с разрывными нарушениями: дис. канд. техн. наук. – Тюмень, 2009.–147 с.

10. Адаптация гидродинамической модели нефтяного месторождения по результатам индикаторных исследований / М.С. Хозяинов, Д.А.Чернокожев, Р.Р.Газимов, К.И.Кузнецова. //Двадцатая международная конференция «Физико-химические и петрофизические исследования в науках о земле». – М.: ГЕОХИ РАН, 2019. – С. 341–342.

11. Управление добычей нефти на основе нейросетевой оптимизации режимов работы скважин на участке опытно-промышленных работ пласта ЮВ1 Ватьеганского месторождения ТПП «Повхнефтегаз» /Л.С. Бриллиант, М.Р. Дулкарнаев, М.Ю. Данько [и др.] // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 1. – С. 3–15. - https://doi.org/10.18599/grs.2022.1.1

Одна из ключевых задач мониторинга разработки нефтяных месторождений – оценка гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами. На практике она, как правило, решается при проведении дорогостоящих и продолжительных трассерных (индикаторных) исследований. Актуальной является разработка косвенной методики, позволяющей оперативно решать указанную задачу. В статье рассматривается подход, основанный на сравнительном анализе среднемесячных значений пластового давления в зонах отбора и объемов закачки нагнетательных скважин. В качестве объекта исследования выбрана турнейская залежь Опалихинского месторождения, характеризующаяся сложными геолого-физическими условиями добычи нефти, что обусловлено не только сложным строением карбонатного коллектора, но и высокой вязкостью нефти. На объекте проведены масштабные трассерные исследования.

Результаты этих исследований использованы в качестве фактической информации о гидродинамической связи между зонами отбора и закачки. Значения пластового давления в зонах отбора на практике получают при проведении гидродинамических исследований скважин, при этом фактические частота и регулярность замеров не позволяют реализовать предложенный подход. В связи с этим для оценки гидродинамической связи между зонами отбора и закачки предлагается использовать значения пластовых давлений, рассчитанные с шагом в 1 мес на основе специально созданной модели с применением методов искусственного интеллекта. При обучении модели использован весь накопленный опыт фактических измерений пластового давления в зонах отбора нефти из скважин Пермского края. В качестве исходных данных при расчете используется минимальный объем геолого-промысловой информации (среднемесячные значения дебитов нефти и жидкости, коэффициенты эксплуатации и хотя бы один за всю историю работы скважины фактический замер пластового давления). Наличие значений пластовых давлений с шагом в 1 мес позволяет сопоставить их с объемами закачки соседних нагнетательных скважин для оценки гидродинамической связи. Результаты практического применения предложенного подхода в полной мере подтверждаются материалами трассерных исследований двух пар скважин.

Список литературы

1. Катанов Ю.Е., Ягафаров А.К., Аристов А.И. Цифровой керн: аппроксимационные модели текстурных особенностей пустотного пространства песчаников // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. – 2023. – Т. 47. – № 2 (110). – С. 33–42. - https://doi.org/10.24412/1728-5283-2023-2-33-42

2. Rongbo Shao, Hua Wang, Lizhi Xiao. Reservoir evaluation using petrophysics informed machine learning: A case study // Artificial Intelligence in Geosciences. – 2024. – 100070, https://doi.org/10.1016/j.aiig.2024.100070.

3. A new machine learning approach for estimating shear wave velocity profile using borelog data / A. Joshi, B. Raman, C.K. Mohan, L.R. Cenkeramaddi // Soil Dynamics and Earthquake Engineering. – 2024. – V. 177. – 108424. https://doi.org/10.1016/j.soildyn.2023.108424.

4. Identification of carbonate sedimentary facies from well logs with machine learning / Xianmu Hou, Peiqing Lian, Jiuyu Zhao [et al.] // Petroleum Research. –2024, https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2024.01.007.

5. Катанов Ю.Е. Нейросетевая модель прогнозирования скорости и режимов бурения скважин в сложнопостроенных коллекторах // Известия вузов. Нефть и газ. – 2021. – № 1 (145). – С. 55–76. - https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-1-55-76

6. Application of machine learning in wellbore stability prediction: A review / Kai Xu, Zouwei Liu, Qi Chen [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2024. – V. 232. Part B. – 212409. https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.212409.

7. Iming Liu, Xiao Tan, Yi Bao. Machine learning-assisted intelligent interpretation of distributed fiber optic sensor data for automated monitoring of pipeline corrosion // Measurement. – 2024. – V. 226. – 114190. - https://doi.org/10.1016/j.measurement.2024.114190.

8. Воспроизведение пластового давления методами машинного обучения и исследование его влияния на процесс образования трещин при гидравлическом разрыве пласта / Е.В. Филиппов, Л.А. Захаров, Д.А. Мартюшев, И.Н. Пономарева // Записки Горного института. – 2022. – Т. 258. – С. 924–932. - http://doi.org/10.31897/PMI.2022.103

9. Martyushev D.A., Ponomareva I.N., Filippov E.V. Studying the direction of hydraulic fracture in carbonate reservoirs: using machine learning to determine reservoir pressure // Petroleum Research. – 2022. - http://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2022.06.003

10. Захаров Л.А., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Прогнозирование динамического пластового давления методами искусственного интеллекта // Записки Горного института. – 2022. – Т. 253. – С. 23–32. - http://doi.org/10.31897/PMI.2022.11

Почти 70 лет назад академиком А.П. Крыловым была предложена двучленная формула для расчета коэффициента извлечения нефти (КИН), используемая и в настоящее время при проектировании разработки нефтяных месторождений. В статье описаны коэффициенты, входящие в двучленную и трехчленную формулы расчета КИН. Физический смысл этих коэффициентов в работах известных ученых различен. В настоящее время проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется на основе 3D гидродинамических моделей (ГДМ). Коэффициент охвата, входящий в двучленную формулу расчета КИН, рассчитывается обратным способом на основе известного значения коэффициента вытеснения, полученного в лабораторных условиях, и значения КИН, рассчитанного при решении прямой задачи трехмерного гидродинамического моделирования. В работе показано, что коэффициент охвата равен коэффициенту использования подвижных запасов и представляет собой долю запасов, извлекаемых к концу разработки или к настоящему времени при определении текущего КИН, в объеме всех подвижных запасов нефти, содержащихся в объекте разработки. В отличие от коэффициента заводнения в трехчленной формуле расчета КИН, который показывает долю извлекаемых запасов в объеме подвижных запасов, охваченных процессом вытеснения, коэффициент охвата или коэффициент использования подвижных запасов в двучленной формуле характеризует долю извлеченных запасов во всем объеме подвижных запасов эксплуатируемого объекта. Представленное описание физического смысла коэффициента охвата позволяет рассчитать его распределение прямым способом на основе 3D ГДМ в любой момент времени, представляя накопленную добычу нефти через изменение нефтенасыщенности ячеек модели.

Список литературы

1. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. – М.: Гостоптехиздат, 1957. – С. 116–139.

2. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. – М.: Недра, 1976. – 286 с.

3. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: Экспертнефтегаз, 2002. – 119 с.

4. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник / И.Д. Амелин, В.А. Бадьянов, Б.Ю. Вендельштейн [и др.]

Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. – М.: Недра, 1989. – 270 с.

5. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2005. – 605 с.

6. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986. – 332 с.

7. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М.: Миннефтепром СССР, 1987.

В статье представлена обобщенная информация о газоносности и продуктивности низкопроницаемых газовых коллекторов березовской свиты. Рассмотрен опыт проведения испытаний пластов березовской свиты в наклонно направленных (ННС) и горизонтальных скважинах (ГС), полученный на месторождениях компаний ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром». Описаны методики испытания пластов березовской свиты в обсаженных колонной скважинах, которые разработаны для повышения успешности работ с учетом уникальных свойств объекта. Продуктивность терригенных коллекторов верхнеберезовской подсвиты зависит от зернистости породы. Достижение промышленного дебита газа возможно без проведения ГРП. Продуктивность глинистых силицитов нижнеберезовской подсвиты на порядок ниже. Качество коллектора определяется структурой порового пространства, размером пор и наличием естественной трещиноватости породы. Лучшие коллекторы характеризуются игольчатым типом порового пространства и размером пор 200–500 нм. На месторождениях с коллекторами такого типа, размер пор которых составляет менее 60 нм, испытания пласта без ГРП оказались нерезультативными. Повышенные дебиты газа получены в скважинах на участках вблизи тектонических нарушений (с максимальной интенсивностью трещиноватости), в условных коридорах над сдвиговыми нарушениями, на структурных перегибах. Проведение ГРП на силицитовых коллекторах обеспечивает кратный прирост дебита газа от 3,8 до 47 раз, достигая величины дебита, соразмерной с терригенным коллектором верхнеберезовской подсвиты после ГРП. Потенциал продуктивности пластов березовской свиты по результатам испытаний с ГРП в ННС составил до 90 тыс. м³/сут. При этом, продуктивность терригенного пласта ВБ₁ без ГРП достигает 50 тыс. м³/сут. Рентабельность разработки пластов нижнеберезовской подсвиты может быть получена за счет бурения ГС с проведением многостадийного ГРП (МГРП). Начальные дебиты ГС с МГРП достигают 170 тыс. м³/сут. Результаты испытаний показывают преимущество скважин с проводкой ГС перпендикулярно максимальному стрессу. Полученный компаниями опыт изучения и испытания отложений березовской свиты недостаточен для принятия решений о вводе запасов в полномасштабную разработку. Необходимо продолжить изучение потенциала добычи с организацией опытно-промышленной эксплуатации скважин разной конструкции на участках с различным характером естественной трещиноватости пластов.

Список литературы

1. Агалаков С.Е., Бакуев О.В. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. –1992. – № 11.

2. Стратиграфия и индексация продуктивных пластов надсеноманского газоносного комплекса Западной Сибири / С. Г. Черданцев, И.И. Нестеров, Д.А. Огнев [и др.] // Горные ведомости. – 2017. – № 2. – С. 14–27.

3. Перспективы наращивания ресурсной базы газовых месторождений на поздней стадии разработки путем изучения промышленного потенциала нетрадиционных коллекторов надсеноманских отложений / В.В. Черепанов, Ю.И. Пятницкий, Д.Я. Хабибуллин [и др.] // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: Материалы Международной научно-практической конференции. – Казань: ФЭН, 2014. – С. 104–110.

4. Проблемы оценки нефтегазоперспективности отложений нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири / В.В. Черепанов, С.Н. Меньшиков, С.А. Варягов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 2. – С. 11–26.

5. Временные методические рекомендации по подсчету запасов газа в залежах березовской свиты и ее аналогов в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. – https://gkz-rf.ru/ets/metodiki#page-accord-809

6. Неоднородности литолого-минералогического состава нижнеберезовской подсвиты Медвежьего и Харампурского месторождений / Н.В. Нассонова [и др.] // Нефтяная провинция. – 2021. – № 4-1(28). – С. 1–21.

7. Верхнемеловой березовский горизонт Западной Сибири / В.А. Маринов [и др.] // Бюллетень московского общества испытателей природы. – 2023. – Т. 97. – № 4. – С. 12–39.

8. Дистанова Л.Р., Нассонова Н.В., Кудаманов А.И. Геологическое строение и перспективы газоносности отложений верхнеберезовской подсвиты кампанского возраста на примере одного из месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 2022. – № 5. – С. 5–16. - https://doi.org/10.31087/0016-7894-2022-5-5-16

9. Анализ результатов планирования и проведения ГДИ пластов березовской свиты / Т.А. Абрамов [и др.] // Нефтяная провинция. – 2019. – № 4. – С. 234–247.

10. Трещиноватость кремнисто-глинистых пород пласта НБ1 березовской свиты центральной части Западной Сибири / А.А. Калабин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 1. – С. 24–27. - https://doi.org/10.24412/2076-6785-2021-1-24-27.

11. Цифровые мультимасштабные исследования керна нетрадиционных глинисто-кремнистых пород березовской свиты / И.О. Ошняков [и др.] // Каротажник. – 2022. – Вып. 6 (320). – С. 141–153.

12. Опыт создания базы данных по изучению микро- и нанометрового пустотного пространства коллекторов в технологии «Цифровой керн» / В.Я. Шкловер, Н.А. Артемов, И.Г. Марясев, А.А. Дорошенко [и др.] // Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче: Материалы докладов международного научно-практического семинара 14–15 ноября 2019. – Тюмень: ТИУ, 2020. – С. 31–43.

13. Дорошенко А.А., Карымова Я.О. Характеристика пустотного пространства опок сенонских отложений севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 6 (69). – С. 23–27.

14. Карымова Я.О. Трещиноватость опок сенона севера Западной Сибири // Материалы и доклады XI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Салмановские чтения» 30–31 марта 2017 г. – Тюмень: Сибирский научно-аналитический центр, 2017. – С. 88–93.

В статье описаны элементы трансформации подходов ПАО «НК «Роснефть» к информационному моделированию на базе BIM-технологий в рамках жизненного цикла линейных объектов (автомобильных и железных дорог, воздушных линий электропередач, промысловых и магистральных трубопроводов). Наличие 3D модели линейного объекта позволяет не только использовать автоматизированные средства для анализа и проверок, выпуска проектной и рабочей документации, визуального планирования и оптимизации процесса строительства, оценки сметной стоимости, получения других данных, но также обеспечивает регламентированный доступ к данным об объекте всем заинтересованным лицам в единой информационной среде.

В статье рассмотрен концептуальный подход к ускорению процесса проектирования, оптимизации этапов строительства и ввода в эксплуатацию объектов капитального строительства за счет внедрения информационного моделирования на примере автомобильных дорог. Выполнен анализ технологических возможностей информационного моделирования. Оценены возможности применения технологии на всех этапах жизненного цикла объекта транспортной инфраструктуры.

Отмечена актуальность применения трехмерной информационной модели автомобильной дороги (ИМД) в качестве основы для реализации цифрового представления актуальных процессов планирования, проектирования, строительства и эксплуатации автомобильных дорог. Данная модель может использоваться профильными структурами заказчика, проектировщика, генерального подрядчика и эксплуатирующей организации. Описаны требования к информации о транспортно-эксплуатационных характеристиках автомобильной дороги в рамках ИМД. В статье приведены стадии жизненного цикла автомобильной дороги, включая: предпроектную, изысканий, проектную, реализации и эксплуатации.

Рассмотрена целесообразность разработки модуля расширения функционала корпоративных информационных систем в части формирования реестра автомобильных дорог и искусственных сооружений ПАО «НК «Роснефть» на основании результатов паспортизации и диагностики.

Описана концепция разработки модуля проектирования автомобильных дорог «с кнопки», направленного на применение 3D модели линейного объекта в рамках информационного моделирования на базе BIM-технологии, включая этап автоматизации и цифровизации проектирования автомобильных дорог.

Приведены основные преимущества формирования банка данных и использования 3D модели в рамках информационного моделирования на всех этапах жизненного цикла линейного объекта.

Список литературы

1. 3D инжиниринг при обустройстве объектов ПАО «НК «Роснефть» / А.Н. Авренюк, Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 64–67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-64-67

2. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования в области капитального строительства / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, М.Г. Волков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 64–68. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-64-68

3. 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

В настоящее время для определения реологических свойств композиций, применяющихся при добыче нефти и газа, используются ротационные вискозиметры с различными измерительными системами: коаксиальные цилиндры, конус-плита и плита-плита. Однако важной задачей является исследование и комплексная оценка не только вязкостных, но и упругих свойств композиций. Для оценки этих свойств анализируемой системы хорошо себя зарекомендовал динамический (осцилляционный) режим измерений.

В работе представлен анализ осцилляционных исследований технологических жидкостей гидроразрыва пласта (ГРП) и выравнивания профиля приемистости (ВПП). Известные подходы к анализу амплитудных и частотных зависимостей модулей упругости и вязкости применены для вязкоупругих ПАВ с добавками и без, для линейных и сшитых водорастворимых полимеров и для осадкогелеобразующей композиции. Оценена возможность использования таких параметров, которые позволяют определить осцилляционное тестирование как время релаксации и комплексную вязкость для сравнения свойств составов для ГРП и ВПП.

При сравнении значений эффективной вязкости, полученной методами классической реологии, и показателей осцилляции на реометре Grace М5600, показано, что при изучении реологических свойств наиболее часто встречающихся структурированных систем, используемых в нефтегазодобыче, при использовании одной ротационной вискозиметрии невозможно получить полное представление о свойствах системы. Это в свою очередь не позволяет судить об эффективности состава только по значению вязкости.

Поэтому актуальным вопросом является включение осцилляционного тестирования в анализ технологических свойств при подборе композиций, применяющихся в процессах нефтегазодобычи.

Список литературы

1. Applicability assessment of viscoelastic surfactants and synthetic polymers as a base of hydraulic fracturing fluids / M. Silin, L. Мagadova, D. Мalkin [et al.] // Energies. – 2022. – Т. 15. – № 8. - http://doi.org/10.3390/en15082827

2. Разработка вязкоупругой композиции на основе поверхностно-активных веществ для гидравлического разрыва пласта / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Д.Н. Малкин [и др.] // Тр. ин-та / РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2020. – № 1 (298). – С. 142–154. - https://doi.org/10.33285/2073-9028-2020-1(298)-142-154

3. Реологические свойства смешанных мицеллярных растворов цвиттерионного и катионного ПАВ / А.Р. Идрисов, Д.А. Куряшов, Н.Ю. Башкирцева [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2009. – № 4. – С. 260–267.

4. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Хлебникова М.Э. Изучение реологических свойств водонабухающего полиакриламида марки FS 305 для разработки технологий водоизоляционных работ на нефтяных скважинах // Тр. ин-та / Институт механики уфимского научного центра РАН – 2006. – №4. – С. 207–223.

5. Особенности реологии водоизоляционных реагентов на основе полимердисперсных органоминеральных материалов / А.Т. Ахметов, А.В. Фахреева, Л.Е. Ленченкова, А.Г. Телин // Сб. тезисов докладов 30 Симпозиума по реологии. – М.: Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН. – 2021. – С. 33–35.

6. Кирсанов Е.А., Матвеенко В.Н. Вязкость и упругость структурированных жидкостей. – М.: Техносфера, 2022. – 284 с.

7. Feng Y., Chu Z., Dreiss C.A. Smart Wormlike Micelles: Design, Characteristics and Applications. – Springer, 2015. – 91 p. - http://doi.org/10.1007/978-3-662-45950-8

8. Agrawal N.R., Yue Xiu, Raghavan S.R. The Unusual Rheology of Wormlike Micelles in Glycerol: Comparable Timescales for Chain Reptation and Segmental Relaxation // Langmuir – 2020. – V. 36 (23). – P. 6370–6377. - http://doi.org/10.1021/acs.langmuir.0c00489

9. Mezger T.G. Applied Rheology – With Joe Flow on Rheology Road: Graz. – Austria. Anton Paar, 2015. – 191 p.

10. Крисанова П.К., Филатов А.А., Потешкина К.А. Исследование реологических свойств растворов вязкоупругих поверхностно-активных веществ осцилляционным методом // XXIV Международная научно-практическая конференция студентов и молодых ученых «Химия и химическая технология в XXI веке» имени выдающихся химиков Л.П. Кулёва и Н.М. Кижнера, посвященная 85-летию со дня рождения профессора А.В. Кравцова. – Т. 1. – Томск: Томский политехнический университет, 2023. – С. 271–272.

11. Гольберг И.И. Механическое поведение полимерных материалов (математическое описание). – М.: Химия, 1970. – 192 с.

12. Особенности реологических исследований водных растворов полиакриламида на вискозиметрах ротационного типа / Л.А. Магадова, К.А. Потешкина, Л.Ф. Давлетшина, К.В. Каржавина // Тр. ин-та / РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2021. – № 3 (304). – С. 115–128. - https://doi.org/10.33285/2073-9028-2021-3(304)-115-128

13. Молчанов В.С., Филиппова О.Е. Влияние концентрации и температуры на вязкоупругие свойства водных растворов олеата калия // Коллоидный журнал. – 2009. – Т. 71. – № 2. – С. 249–255.

14. Новые способы оценки технологических свойств жидкостей на водной основе для гидроразрыва пласта / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Д.Н. Малкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 97–101. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-97-101

15. Потешкина К.А. Разработка и исследование осадкогелеобразующего состава для повышения нефтеотдачи пластов. автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 2016. – 25 с.

В статье рассмотрена возможность разработки импортозамещающих высокоэффективных деэмульгаторов (ДЭ) для обезвоживания нефти. Данная проблема требует решения двух задач: создания промышленного производства реагентов с высокой деэмульгирующей способностью и разработки способа получения из нескольких химических соединений композиционных реагентов с более высокой эффективностью.

Первую задачу компания «Макромер» в течение многих лет решает на собственном опытно-промышленном производстве, постоянно расширяя ассортимент и повышая эффективность выпускаемых реагентов. Для решения второй задачи, вместо общепринятой мировой практики эмпирического подбора состава реагентов для оценки эффективности их воздействия на технологический процесс, в работе обосновывается возможность использования особого диэлектрического метода. Повышение эффективности смеси реагентов этим методом регистрируется по увеличению максимума тангенса угла ее диэлектрических потерь tgd по отношению к значениям tgd смешиваемых компонентов в диапазоне частот 10 кГц10 МГц, что указывает на увеличение межмолекулярных взаимодействий в такой смеси. Оптимизированные составы ДЭ компании «Макромер» менее чувствительны к составам нефтей, по сравнению с аналогами, так как разрабатываются на «наноуровне», т.е. на уровне межмолекулярных взаимодействий. Высокая эффективность данных ДЭ обусловлена также тем, что их товарные формы представляют собой жидкие нанокомпозиты с размерами частиц в единицы нанометров.   Поскольку именно в виде таких частиц ДЭ начинает взаимодействовать с водонефтяной эмульсией в начальный период подготовки нефти, то, чем меньше их размер, тем больше число при идентичной массе вводимого ДЭ и с большим объемом эмульсии эти частицы начинают взаимодействовать, обеспечивая в результате более высокую скорость обезвоживания нефти.

Показано, что ассортимента реагентов с деэмульгирующей способностью производимых компанией «Макромер» в настоящее время достаточно для создания импортозамещающих ДЭ. Поскольку данные реагенты являются более эффективными по сравнению с импортными, их можно рекомендовать для обезвоживания «проблемных» нефтей ряда месторождений России.

Список литературы

1. Пат. 2422494 РФ, МПК C 10 G 33/04. Деэмульгатор смоляного типа для разрушения стойких эмульсий типа вода в масле, способ его получения и средство / Е.А. Антипова, И.И. Потапочкина, В.С. Лебедев; заявитель и патентообладатель ООО «НПП «Макромер» – заявл. 23.03.10 г., опубл. 27.06.11 г.

2. Семихина Л.П., Москвина Е.Н., Кольчевская И.В. Явление синергизма в смесях поверхностно-активных веществ //Вестник Тюменского государственного университета. Экология и природопользование. – 2012. – № 5. – С. 85–91.

3. Пат. 2301253 РФ, МПК C 10 G 33/04. Способ выявления синергизма в композиционных деэмульгаторах по низкочастотным диэлектрическим измерениям / Л.П. Семихина, Д.В. Семихин; патентообладатель ГОУ ВПО «Тюменский государственный университет» - заявл. 18.01.06 г., опубл. 20.06.07 г.

4. Семихина Л.П. Низкочастотная диэлькометрия жидкостей в слабых вихревых электрических полях: дис. ... д-р ф.-м. наук. – Тюмень, 2001.

5. Пат. 2413754 РФ, МПК C 10 G 33/04, B 82 B 1/00 Способ повышения качества разделения водонефтяных эмульсий с использованием нанодеэмульгаторов / Л.П. Семихина; патентообладатель ГОУ ВПО «Тюменский государственный университет» - заявл. 18.01.10 г., опубл. 10.03.11 г.

Причинами отказов магистральных нефтепроводов часто является развитие внутренней коррозии. Несмотря на то, что перекачиваемая нефть соответствует ГОСТу, при ее транспорте в пониженных и застойных зонах трубопровода происходит выделение и накопление подтоварной воды, содержащей различные минеральные примеси и внутритрубные отложения. В результате повышается коррозионная активность перекачиваемой среды в местах скопления подтоварной воды и донных отложений, которая резко увеличивается при их микробиологической зараженности, количество дефектов по причине внутренней коррозии при этом постоянно увеличивается.

Наибольшую опасность представляет зараженность подтоварной воды и внутритрубных отложений сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ).

В статье представлены результаты лабораторных исследований изменения коррозионной активности модели среды из застойной зоны, представляющей смесь товарной сернистой нефти, подтоварной воды и внутритрубных отложений, при разбавлении свежей порцией товарной нефти. Титр СВБ в смеси составлял 10⁵ КОЕ/мл.

Результаты испытаний показали, что при добавлении свежей порции товарной нефти в застойную зону, в которой на поверхности металла сформировались продукты коррозии, содержащие адгезированные микроорганизмы, происходит снижение скорости коррозии и наблюдается невысокий эффект защиты от общей коррозии (до 54,5 % при разбавлении смеси товарной нефтью в соотношении 1:1). При полной замене среды на товарную нефть скорость коррозии в течение последующих 7 сут возрастает до значений, превышающих контрольную скорость коррозии, что свидетельствует о восстановлении жизнедеятельности микроорганизмов и вследствие этого усилении скорости коррозии. Таким образом, промывка застойных, тупиковых и непроточных зон перекачиваемой нефтью не исключает коррозионные процессы под отложениями и неэффективна без очистки донных отложений с поверхности трубопровода и подавления роста СВБ.

Испытания широко применяемого для защиты нефтепромысловых трубопроводов в сероводородсодержащих средах вододиспергируемого ингибитора А показали его низкую эффективность (порядка 50 %) в биозараженной среде, поскольку он не подавляет жизнедеятельность микроорганизмов, хотя в какой-то степени и защищает металл от продуктов их жизнедеятельности. Исследование бактерицида Б показало, что полное подавление адгезированных СВБ произошло при его минимальной эффективной дозировке 500 г/м³. На основании полученных данных можно сделать вывод о возможности применения этого бактерицида для периодической обработки нефтепромысловых сред дозировкой 500 г/м³ .

Для достижения долгосрочного защитного эффекта от промывки необходимо проводить ее в комплексе с мерами подавления коррозии применением химических реагентов, обладающих ингибирующими и бактерицидными свойствами.

Список литературы:

1. Singh R. Pipeline Integrity. – Elsevier, 2017. – 334 p.
2. Махмотов Е.С., Саяхов Б.К., Пирогов А.Г. Транспортировка нефтесмесей и поставка воды в Республике Казахстан. – Алматы: Ел-шежире, 2017. – 236 с.
3. Протекание коррозии трубной стали 17Г1С в нефти с допустимым количеством подтоварной воды / Б.К. Саяхов, А.Г. Дидух, К.Б. Оралбаева [и др.] // Практика противокоррозионной защиты. – 2022. – Т. 27. – № 2. – С. 33–39. - https://doi.org/10.31615/j.corros.prot.2022.104.2-3
4. Диагностика внутренней поверхности магистрального нефтепровода / С.Г. Поляков, Л.И. Ныркова, С.Л. Мельничук, Н.А. Гапула // Автоматическая свар- ка. – 2010. – № 12. – С. 24–28.
5. Оценка опасности биокоррозии подземных стальных сооружений / Л.П. Худякова, А.А. Шестаков, И.Р. Фархетдинов, А.В. Широков // Наука и техноло- гии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 1. – C. 82–91. - https://doi.org/10.28999/2541-9595-2019-9-1-82-91
6. Биокоррозия стальных конструкций / В.М. Кушнаренко, Ю.А. Чирков, В.С. Репях, В.Г. Ставишенко // Вестник ОГУ. – 2012. – № 6 (142). – С. 160–164.
7. Влияние биозараженности подтоварной воды на локализацию коррозии низкоуглеродистой стали / Л.П. Худякова, Р.А. Харисов, А.Д. Хажиев [и др.] // Материалы XVII Международной научно–практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2022». – Уфа: УГНТУ, 2022. – С. 170–171.
8. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2–коррозия нефтепромыслового оборудования. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. – 188 с.
9. Локальная коррозия углеродистых сталей нефтепромыслового оборудования / А.А. Ефимов, Б.А. Гусев, О.Ю. Пыхтеев [и др.] // Защита металлов. – 1995. – № 6 (31). – С. 604–608.
10. Pierre R. Corrosion Engineering: Principles and Practice. – New York: McGraw-Hill, 2008. – 754 p.
11. Исследование влияния биозараженности перекачиваемых нефтепродуктов на коррозионную стойкость трубной стали и воздействия коррозионных процессов на качество топлива / Л.П. Худякова, А.А. Шестаков, Р.А. Харисов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 94–98. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-94-98
12. Saders P.F. Monitoring and Control of Sessile Microbes: Cost Effective Ways to Reduce Microbial Corrosion // Materials of Seminar on SRB in Water Injection Systems. Bombay, India. 1988.
13. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии / Э.М. Гутман, К.Р. Низамов, М.Д. Гетманский, Э.А. Низамов. – М.: Недра, 1983. – 150 с.
14. Герасименко А.А. О проблемах защиты конструкций от микробиологической коррозии и методах определения стойкости металлов и покрытий к биопо- вреждениям // Защита металлов. – 1979. – Т. 15. – № 4. – С. 426–431.
15. Герасименко А.А. Биокоррозия и защита металлоконструкций. 1. Особенности процесса биокоррозии. Микробная коррозия в природных средах // Прак- тика противокоррозионной защиты. – 1998. – № 4 (10). – С. 14–26.
16. Исследование влияния сульфатвосстанавливающих бактерий на коррозионные свойства магистральных трубопроводов / Л.Х. Зарипова, И.Ф. Хафизов, Е.А. Спыну [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – № 4. – С. 46–68. - https://doi.org/10.17122/ogbus-2022-4-46-68
17. Биокоррозия объектов промышленных предприятий и методы защиты от нее / Ю.В. Нанзатоол, Н.В. Романькова, М.В. Трошина, Е.Г. Цублова // Био- сферная совместимость: человек, регион, технологии. – 2015. – № 4 (12). – С. 79–87.
18. Energy Coupling to Nitrite Respiration in the Sulfate–Reducing Bacterium Desulfovibrio Gigas / L.L. Barton, J. Le Gall, J.M. Odom, H.D. Jr. Peck // Journal of Bacteriology. – 1983. – V. 153. – No. 2. – P. 867–871. - https://doi.org/10.1128/jb.153.2.867-871.1983
19. Предотвращение процессов биогенной коррозии магистральных трубопроводов / Г.Г. Ягафарова, Л.З. Рольник, Л.Р. Акчурина [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Вып. 5 (127). – С. 110–120. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2020-5-110-120
20. Моделирование внутритрубных коррозионных и биокоррозионных процессов / А.Д. Хажиев, Л.П. Худякова, А.А. Шестаков, А.В. Широков // Тезисы до- кладов XIV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2019». – Уфа: УГНТУ, 2019. – С. 283–284.
21. Метод определения коррозионной агрессивности среды в застойных зонах при промывке товарной нефтью / А.Т. Валиев, А.Д. Хажиев, Г.Н. Юнусова [и др.] // Материалы XVII Международной научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2022». – Уфа: УГНТУ. – 2022. – С. 52–53.
22. Влияние реагентов-биоцидов фирмы ОАО «НАПОР» на жизнедеятельность коррозионно–опасных сульфатвосстанавливающих бактерий / Ю.В. Андре- ева, С.В. Улахович, А.Р. Пантелеева, С.Ю. Егоров // Ученые записки Казанского государственного университета. Сер. Естественные науки. – Т. 149. – Кн. 1. – 2007. – С. 72–78.

В статье рассмотрены защитные свойства и возможности применения наиболее распространенных защитных покрытий стальных трубопроводов. Проведен анализ самых частых причин повреждения антикоррозионного покрытия и выполнена оценка воздействия на защитные покрытия трубопроводов. Проанализированы требуемые прочностные характеристики защитных покрытий трубопровода при различных условиях прокладки. В качестве несанкционированного воздействия рассмотрены возможности механического удара по трубе элементами землеройной, строительной или сельскохозяйственной техники при наземной прокладке трубопроводов, а также якорями или тралами при морской прокладке. В основном эти повреждения снижают срок службы объекта, но иногда приводят к аварийной ситуации. Даны оценочные показатели прочностных характеристик для разных видов защитных покрытий трубопроводов. Отсутствие единой методики испытания защитных покрытий трубопроводов вызвало необходимость создания специализированных испытательных стендов, а расчет прочности на механический удар и деформации проводится в соответствии с требованиями, установленными в стандартах и ТУ на изделия, по методике расчета, разработанной для конкретного изделия и согласованной с заказчиком. Приведены используемые конструкции испытательных стендов и варианты ударных бойков для проведения таких испытаний, имитирующие различные, в том числе ударные нагрузки на трубопровод. Изучены условия строительства трубопроводов, которые необходимо учитывать при оценке соответствия проводимых испытаний моделируемым ударам по защитному покрытию трубопровода. Отмечено, что моделирование удара по защитному покрытию трубопровода должно соответствовать требованиям к стойкости защитных покрытий, а сила воздействия на защитные покрытия при типовых и предквалификационных испытаниях не должна превышать прочностные характеристики используемой проводящей трубы, так как целью испытания является определение возможности защитных покрытий, а не прочностные характеристики используемой стальной трубы.

Обеспечение механической безопасности промышленных объектов необходимо для поддержания стабильности и эффективности работы всей нефтегазовой отрасли. Это - одна из важнейших задач в настоящее время. Для ее решения применяется комплексный подход к контролю технического состояния сооружений на всех этапах жизненного цикла, что позволяет заранее выявить потенциальные проблемы и предотвратить возможные аварии.

Одним из наиболее информативных методов контроля технического состояния сооружений является мониторинг отрицательных температур грунтов оснований. Этот метод очень информативен и может использоваться для прогнозирования возможных изменений их температур.

В то же время при мониторинге температур грунтов оснований возможны ошибки. В данной статье они подробно рассмотрены и предложены способы их обнаружения и устранения.

Для повышения корректности мониторинга температур грунтов был разработан специальный автоматизированный модуль. Он предназначен для выявления аномалий в журналах температурного режима грунтов оснований, имеющих отрицательную температуру. Этот модуль представляет собой инновационное решение, которое значительно улучшает эффективность наблюдений за температурным режимом грунтов оснований. Его использование позволяет оперативно реагировать на любые изменения и предотвращать возможные аварии на ранних стадиях.

Применение подобного автоматизированного модуля дает возможность своевременно выявлять температурные аномалии, что, в свою очередь, помогает предупреждать возникновение аварий на ранних сроках. Обеспечение механической безопасности является ключевой задачей для ПАО «НК «Роснефть», которую также можно решить с помощью автоматизированного модуля.

Список литературы

1. Амосова Е.В., Кропачев Д.Ю., Паздерин Д.С. Система мониторинга температур протяженных объектов в вечномерзлых грунтах // ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ. – 2011. – Вып. 6/Н. – С. 49–50.

2. Кропачев Д.Ю., Гаврилов И.И. Способы мониторинга температуры в вечномерзлых грунтах // Наука и техника в Якутии. – 2014. – № 2 (27). – С. 19–23.

3. Кошурникова А.В. Основы комплексного геокриолого-геофизического анализа для исследования многолетнемерзлых пород и газогидратов на Арктическом шельфе России // Вестник Московского университета. Геология. – 2020. – Вып. № 3. – Сер. 4. – С. 116–125.

4. Владов Ю.Р., Владова А.Ю. Мониторинг температурных аномалий в многолетнемерзлом грунте линейно-протяженных объектов // Вестник СамГТУ Технические науки. – 2017. – № 3(55). – С. 32–42.