В статье представлены результаты геологического моделирования сложнопостроенного карбонатного коллектора. Целевой объект характеризуется крайне высокой латеральной и вертикальной неоднородностью: невыдержанностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), литологической изменчивостью и сложной структурой пустотного пространства, которое содержит поры, трещины и каверны. Для минимизации неопределенностей, возникающих при геологическом моделировании подобного типа резервуара, был проведен детальный комплексный анализ всех имеющихся геолого-геофизических данных: наземной съемки обнажений, сейсморазведочных работ, стандартных методов геофизических исследований скважин, акустического широкополосного каротажа, имиджей пластовых микросканеров, гидродинамических, геолого-технологических и промыслово-геофизических исследований, а также испытаний пласта и изучения керна. Результаты анализа позволили увязать между собой весь объем имеющейся разномасштабной информации, снизить диапазон неопределенностей и получить наиболее полное представление о распределении по площади ФЕС различных типов коллекторов. Предложенный подход дал возможность уточнить геолого-гидродинамическую модель, способную воспроизвести фактические данные разработки. Результаты свидетельствуют о том, что полученная модель характеризует свойства объекта разработки на текущей стадии изученности и может быть использована для расчетов прогнозных технологических параметров при разработке сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Список литературы

1. Закревский К.Е., Кундин А.С. Особенности геологического 3D моделирования карбонатных и трещинных резервуаров. – М.: Белый Ветер, 2016. – 404 с.

2. Козяев А.А., Щуковский Р.М., Закревский К.Е. Моделирование трещиноватости. Практикум по DFN в Petrel 2016-2019. – М.: Издательство МАИ, 2019. – 96 с.

3. Методика построения геологической модели двойной среды. Неопределенности в оценке объема трещиноватого коллектора и пути решения / А.А. Трунова, А.А. Гребенюк, К.К. Каримова [и др.] // Материалы девятой тематической конференции «Карбонатные и трещинно-карбонатные резервуары-2023». – М.: ЕАГО, 2023. – https://eago.ru/f/karimova_igirgi_tezisy_kr2023.pdf

4. Прогноз трещиноватости разномасштабными геологогеофизическими методами / Е.Е. Троицкая, О.О. Фадеева, Т.Ю. Алферова [и др.] // Материалы девятой тематической конференции «Карбонатные и трещинно-карбонатные резервуары-2023». – М.: ЕАГО, 2023. – https://eago.ru/f/troickaya_igirgi_tezisy_kr2023.pdf

5. Schoenberg M., Sayers C.M. Seismic anisotropy of fractured rock // Geophysics. – 1995. – № 60 (1). – P. 204–2011. – https://doi.org/10.1190/1.1443748

Территория Самарской области расположена в пределах нефтедобывающей провинции, характеризующейся высокой степенью геолого-геофизической изученности, вопрос восполнения ресурсной базы стоит здесь достаточно остро. Связано это, с одной стороны, с истощающимися запасами давно открытых и разрабатываемых месторождений, с другой – с низкими шансами на открытие крупных скоплений. С учетом последнего фактора существует необходимость снижения финансовых затрат на геолого-разведочные работы, например, за счет доизучения уже открытых и разрабатываемых залежей нефти, поставленных на баланс с условным подсчетным уровнем, в которых водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт ни одной скважиной. Снижения затрат также можно достичь путем взвешенного подхода к вовлечению в разведку перспективных локальных объектов, основываясь на прогнозе их нефтенасыщения. Для формирования корректной основы проведения подобных работ необходимо оценить степень воздействия характеристик компонентов нефтяной системы на заполнение ловушек. С этой целью была сформирована выборка из 470 наиболее хорошо изученных ловушек/залежей с вскрытым ВНК, у которых все количественные характеристики обладают уникальными значениями, а не являются параметрами-аналогами. Последующий анализ включал математическую проверку влияния основных геологических и физико-химических факторов на региональном уровне, что дало возможность оценить главные компоненты, воздействующие на формирование и сохранность залежей углеводородов на территории Самарской области. Полученные данные могут служить основой для последующих зональных работ, направленных на построение вероятностно-статистических моделей нефтеносности территорий, позволяющих прогнозировать тип флюидонаполнения перспективных объектов.

Список литературы

1. Конторович А.Э., Демин В.И., Страхов И.А. Закон «геологоразведочного фильтра» при поисках месторождений углеводородов // Советская геология. – 1987. – № 6. – С. 6–13.

2. Конторович А.Э., Демин В.И., Страхов И.А. Закономерности выявления различных по запасам месторождений нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. ­– 1985. – № 11. – С. 3–16.

3. Dolson J. The Basics of Traps, Seals, Reservoirs and Shows // Understanding Oil and Gas Shows and Seals in the Search for Hydrocarbons. – Switzerland: Springer International Publishing, 2016. – P. 47-90. - http://doi.org/10.1007/978-3-319-29710-1_2

4. Шадрин А.О., Кривощеков С.Н. Разработка вероятностно-статистических моделей прогноза нефтеносности по структурным параметрам пласта ЮС1 в северной части Сургутского свода // Геология нефти и газа. – 2022. – № 2. – С. 53–65. - https://doi.org/10.31087/0016-7894-2022-2-53-65

5. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Волкова В.С. Разработка вероятностно-статистической методики прогноза нефтегазоносности структур // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 28–31.

6. Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. ­– С. 16–25.

Задача прогнозирования зон повышенной трещиноватости играет существенную роль при разведке, бурении и разработке месторождений углеводородов, поскольку трещиноватость во многом определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта. Актуальность развития технологий прогнозирования трещиноватости обусловливается тем, что ни прямые методы, ни методы исследования скважин не позволяют идентифицировать трещиноватость как в межскважинном пространстве, так и во всей области изучения. В работе рассматривается технология прогнозирования трещиноватости на основе геомеханического подхода, которая была успешно апробирована на нескольких месторождениях России. Технология основана на предположении, что локализация трещин определяется полем деформаций с помощью расчетного параметра – интенсивности трещиноватости, которая выражается через инварианты объемной и сдвиговой деформации. Расчетная характеристика позволяет построить куб интенсивности трещиноватости и определить преимущественное направление распространения трещин. Для реализации предложенного подхода необходимы результаты 3D сейсморазведки, данные об упругих свойствах (модуль Юнга, коэффициент Пуассона), плотности и коэффициенте Био горных пород. Используя технологию локализации трещиноватости, были построены карты интенсивности трещиноватости для двух месторождений России. Получена хорошая статистическая взаимосвязь расчетной характеристики интенсивности трещиноватости и коэффициента продуктивности.

Список литературы

1. Прогнозирование зон с большим содержанием трещин в массиве горных пород на основе расчета деформаций / Т.Р. Ялаев, Р.Д. Каневская, Ю.Л. Ребецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 98-102. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-98-102

2. Blot M.A. General Theory of Three Dimensional Consolidation // Journal of Applied Physics. – 1941. – V. 12. – № 2. – P. 155-164. - https://doi.org/10.1063/1.1712886

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

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

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

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

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

Статья посвящена изучению фильтрационных процессов бурового раствора при строительстве нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири. Ранее оценка таких процессов проводилась с применением фильтрационного каротажа, по результатам которого выделялись проницаемые пласты. В настоящее время фильтрация оценивается в целом по скважине для нормирования требуемых объемов буровых растворов и расхода химических реагентов. В работе уделено внимание влиянию фильтрационных процессов на устойчивость стенок скважины. В зависимости от оснащения буровой установки показаны варианты оценки фильтрационных процессов как в целом по скважине, так и детально по интервалам бурения. Приведены примеры оценки одной и той же фильтрации разными коэффициентами удельных потерь, даны рекомендации по использованию данных коэффициентов. Применительно к анализируемому месторождению, выделены интервалы с повышенной фильтрацией, которые совпали с пластами, традиционно являющимися очагами с высокими рисками обрушения. Данное совпадение позволило выявить взаимосвязь между потерей устойчивости стенок скважины и фильтрационными процессами. Кроме того, отмечено, что фильтрация продолжается после достижения проектного забоя, при этом ее интенсивность при безметражных работах соответствовала интенсивности фильтрации при долблении. С целью объяснения данного эффекта была сформулирована гипотеза фильтрации бурового раствора, в том числе при проведении безметражных работ. Для ее проверки выполнены лабораторные исследования. На основании полученных результатов разработаны технические мероприятия и успешно проведены опытно-промысловые испытания.

Список литературы

1. Чекалин Л.М. Газовый каротаж скважин и геологическая интерпретация его результатов. – М.: Недра, 1965. – 115 с.

2. Черемисинов О.А. К оценке скорости проникновения жидкости в пласт под долотом. В кн. Нефтепромысловая геохимия (вопросы газового каротажа). – М.: ОНТИ ВНИИЯГГ, 1965. – С. 8-11.

3. Лукьянов Э.Е., Саулей В.И., Толстолыткин И.П. Изучение геологического разреза скважин в процессе бурения // Бурение. – 1974. – № 1. – С. 5–9.

4. Евменова Д.М., Ельцов И.Н., Голиков Н.А. Экспериментальное исследование формирования глинистой корки и ее характеристик на кернах юрского нефтяного коллектора // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2022. – С. 61–67. – https://doi.org/10.33764/2618-981X-2022-2-2-61-67

5. Юдаков В.С., Деканоидзе Э.М., Мухтаров М.Ш. Исследование влияния фильтрата бурового раствора на прочностные характеристики горных пород // Международный научно-исследовательский журнал. – 2020. – № 7. – С. 125–129. – https://doi.org/10.23670/IRJ.2020.97.7.019

6. Технология бурения горизонтальных скважин / Л.М. Левинсон, Ф.А. Агзамов, В.Г. Конесев, Ф.Х. Мухаметов. ‒ Уфа: ООО «Монография», 2019. – 318 с.

7. Ружников А.Г. Выбор методов измерения водоотдачи при бурении литифицированных сланцевых пород // Arctic Environmental Research. – 2014. – №2. – С. 41–44.

8. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.

9. Caenn R., Darley H.C.H, Gray G. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. – Cambridge, MA: Gulf Professional Publ., 2017. – 729 p.

10. Блинов П.А. Определение устойчивости стенок скважины при проходке интервалов слабосвязных горных пород с учетом зенитного угла// Записки Горного института. – 2019. – Т.236. – С. 172–179. – https://doi.org/10.31897/PMI.2019.2.172

11. Агзамов Ф.А., Кондрашев О.Ф., Комлева С.Ф. О необходимости учета коллекторских свойств пласта при выборе реагентов регуляторов фильтрационных характеристик буровых и тампонажных растворов // Георесурсы. – 2012. – № 3 (45). – С. 55–61.

12. Влияние твердых взвешенных частиц в закачиваемой воде на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов / И.Р. Сафиуллин, М.Г. Волков,

А.И. Волошин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 84–88. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-84-88

13. Померанц Л.И. Газовый каротаж. – М.: Недра, 1982. – 240 с.

14. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. – М.: Нефть и газ, 1977. – 688 с.

Предложен способ типизации сложных геологических разрезов ачимовских отложений с применением классификации и кластеризации по геологическим, геомеханическим, петрофизическим параметрам для дальнейшего применения полученных результатов при прогнозе показателей разработки на новых участках бурения нефтяных месторождений и подборе технологий для геолого-технических мероприятий. В качестве целевого объекта рассмотрены восемь пластов ачимовских отложений Приобского месторождения, характеризующихся сложным минерально-компонентным составом, низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и плохой связностью коллекторов. По данным геофизических исследований скважин и изучения кернового материала рассчитаны ФЕС, индекс хрупкости, минеральные макрокомпоненты, на основе которых получены интегральные характеристики разреза для каждой скважины: толщина интервалов коллектора, средние значения ФЕС. В качестве геологической разметки использована экспертная оценка фациального зонирования осадконакопления. Решена задача классификации при помощи нейронных сетей LSTM. Выполнена кластеризация на основе метода k-средних «без учителя» по интегральным характеристикам разреза с учетом весов, показано, что выбранный способ кластеризации с учетом весов, позволяет прогнозировать фациальные зоны осадконакопления. В результате на фонде скважин Приобского месторождения, характеризующихся уникальными добычными характеристиками, получена разметка классов для пластов ачимовских отложений.

Список литературы

1. Калмыков Г.А. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК: дисс. ... канд. техн. наук. – М., ВНИИгеосистем, 2001.

2. Особенности построения объемной минералогической модели для пород со сложным компонентным составом / О.В. Надеждин, Г.Г. Елкибаева, Л.Р. Шагимарданова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 36–40. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-36-41

3. Paatero P., Tapper U. Positive matrix factorization: A non-negative factor model with optimal utilization of error estimates of data values // Environmetrics. – 1994. – V. 5. – no. 2. – P. 111–126. – https://doi.org/10.1002/ENV.3170050203

4. Меркулов В.П., Посысоев А.А. Оценка пластовых свойств и оперативный анализ каротажных диаграмм. – Томск: ТПУ, 2004. – 176 c.

5. Hochreiter S., Schmidhuber J. Long short-term memory // В: Neural computation. – 1997. – 9.8. – P. 1735–1780. - DOI: https://doi.org/10.1162/neco.1997.9.8.1735

6. Gorban A.N., Zinovyev A.Y. Principal Graphs and Manifolds // Handbook of Research on Machine Learning Applications and Trends: Algorithms, Methods and Techniques. – 2009. – Р. 28–59.

7. Воронцов К.В. Лекции по алгоритмам кластеризации и многомерного шкалирования. htpp: // www.ccas.ru/voron/download/Clustering.pdf (дата обращения: 17.04.2015).

8. Автоматизированный интеллектуальный помощник в выборе систем разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами / А.В. Сергейчев, К.В. Торопов, М.С. Антонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – 2020. – С. 76–81. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-76-81

В пределах малоизученного региона открыто месторождение, основную часть осадочного чехла которого составляют палеозойские и мезозойские породы. При бурении поисковой скважины подтверждена промышленная нефтеносность трех формаций, включая карбонатную формацию сеноманского возраста. В процессе проведения анализа керновых данных, результатов обработки каротажа открытого ствола и промысловых исследований скважин определены факторы геологической неоднородности, коррелирующие с цикличностью отложений. Комплексирование методов исследований скважин и изучения керна позволило обосновать перспективность продуктивных толщин малоизученного месторождения, расположенного в пределах Аравийской плиты. Выделены четыре петрокласса, связанных с размером и типом пустотного пространства. Петрокласс объединяет породы, характеризующиеся определенным соотношением пористости и проницаемости, обусловленных условиями осадконакопления и процессами вторичных преобразований. Наиболее перспективными интервалами являются петроклассы 1, 2 и 4, залегающие в верхней части формации. Электрический микроимиджер позволил провести детальную внутрипластовую корреляцию, подтверждающую плоско-параллельное напластование. Методы ядерно-магнитного каротажа, комплекс гамма-гамма литоплотностного, акустического и нейтронного каротажей дают возможность выделить в разрезе петроклассы и использовать взаимосвязи различных параметров для прогноза проницаемости и продуктивности карбонатной формации.

Список литературы

1. Murris R.J. The Middle East: stratigraphic evolution and oil habitat // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. – 1980. – № 64. – Р. 597–618. - http://doi.org/10.1306/2F91980F-16CE-11D7-8645000102C1865D

2. Привалова О.Р., Тайгина М.Е., Асылгареев И.Н. Использование высокотехнологичных геофизических методов исследований скважин для оценки потенциала карбонатной пачки в условиях низкой изученности (на примере ближневосточного месторождения) // Сб. материалов симпозиума «Новая техника и технологии ГИС для нефтегазовой промышленности». – Уфа: ООО «Новтек Бизнес», 2023. – С. 81–92.

3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко. – М. – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 261 с.

4. Сулейманов Д.Д., Рыкус М.В. Обстановки осадконакопления и перспективы нефтеносности шельфового бассейна пассивной континентальной окраины неотетиса // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 6. – http://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-6-27-42.

5. Коатес Д.Р., Ли Чи Хиао, Праммер М.Д. Каротаж ЯМР. Принципы и применение. – Халибуртон Энерджи Сервисес. – 2001. – 356 с.

6. Тиаб Д., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. –

М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с.

7. Log interpretation charts. - Houston: Schlumberger, 1997. – 170 p.

Арланское нефтяное месторождение является самым крупным на территории Республики Башкортостан. Одни из основных нефтепромысловых объектов - каширо-подольские отложения, которые длительное время разрабатывались единичными скважинами. С 2002 г. началось активное вовлечение в добычу запасов нефти каширо-подольских отложений путем бурения новых горизонтальных скважин и приобщения старого фонда наклонно направленных скважин. В процессе опробования интервалов, определенных как нефтенасыщенные, по результатам интерпретации геофизических исследований скважин часто получали минерализованную пластовую воду. Кроме того, не все вновь пробуренные горизонтальные скважины достигали прогнозных дебитов и обводненности. Для повышения эффективности опробований и ввода новых скважин в разработку в 2021 г. проведена научно-исследовательская работа (НИР), результаты которой существенно меняют представление о геологическом строении и нефтеносности каширо-подольских отложений. Основными результатами исследований являются изменения представлений о типе залежей каширо-подольских отложений: ранее они определялись как линзовидные, в настоящее время отнесены к пластово-сводовым с наличием водонефтяных контактов. Кроме того, предложена модель насыщения отложений, объясняющая переслаивание водо- и нефтенасыщеннных коллекторов в пределах одного пласта. Рассмотрены техногенные факторы, осложняющие изучение объекта. Внедрение методик, разработанных в рамках НИР, позволило выделить пропущенные нефтенасыщенные интервалы, уточнить объем и структуру запасов, что дает возможность повысить эффективность ввода новых скважин в эксплуатацию.

Список литературы

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

2. 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

3. Влияние особенностей геологического строения объекта КПО Арланского месторождения с пелитоморфными пластами на начальные показатели работы скважин / А.Н. Червякова, Д.В. Будников, Р.В. Ахметзянов, [и др.] // Сб. научных трудов «Актуальные научно-технические решения для разведки нефтедобывающего потенциала для ПАО АНК Башнефть». – Уфа: БашНИПИнефть, 2016. – Вып. 124. – С. 407–412.

4. Эволюция подходов к моделированию каширо-подольских отложений Арланского месторождения Республики Башкортостан / Н.Д. Пожитков, И.А. Ступак, В.В. Денисов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20. – № 5. – С. 45–54. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-5-45-54

5. Особенности и концепция дальнейшей разработки уникального Арланского месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, И.А. Фаизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 40–45. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-40-45

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

7. Мирнов Р.В. Седиментационная цикличность и литологические особенности строения каширского горизонта на северо-западе Башкортостана // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 79–81. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-79-81

8. Баранова А.Г., Арефьев Ю.М. Детальная послойная корреляция каширских продуктивных пластов для повышения достоверности подсчета запасов нефти // Георесурсы. – 2011. – № 4. – С. 25–26.

9. 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. – № 10. – С. 18–21. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-18-21

10. Типизация карбонатных пород среднего карбона по структуре пустотного пространства для решения задач контроля разработки нефтяных месторождений / О.Р. Привалова, А.И. Ганеева, А.В. Леонтьевский, Г.И. Минигалиева // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 30–35.

11. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов / Под ред. Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко – Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. – 261 с.

В работе представлены результаты построения модели геомеханических свойств и напряженного состояния отложений баженовской свиты. При моделировании пласты представлены как трансверсально-изотропные объекты с заданным направлением оси симметрии, совпадающим с вертикалью. В работе приведены результаты интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) на основе итеративного подбора отсечки для времени релаксации T2. Критерием корректности решения данной задачи является максимальная корреляция открытой пористости, определенной по керну и по результатам ЯМК. Полученные кривые пористости для заданной скважины используются в качестве тренда для расчета утечек при моделировании дизайна гидроразрыва пласта (ГРП). По результатам анализа операций ГРП и гидродинамического моделирования сделано предположение о возможном влиянии проводящей трещиноватости на характер утечек в процессе развития трещин ГРП. При моделировании развития трещины ГРП указанный эффект воспроизводится за счет введения для коэффициента утечки в модели Картера зависимости от давления. Кроме того, наряду с трещиноватостью возможными причинами повышенных утечек при операциях ГРП могут быть негерметичность пакеров и утечка в заколонное пространство, а также рост трещины в высоту через барьер в следующую за ней менее напряженную зону. С использованием инструментов программного комплекса РН-ГРИД проведено моделирование развития трещины ГРП с учетом зависящих от давления коэффициентов утечек. Результаты расчетов показывают серьезное влияние данного параметра на конечную геометрию трещины ГРП.

Список литературы

1. Ардисламова Д.Р., Федоров А.И. Устойчивость ствола скважины в баженовской свите с учетом анизотропии упругих характеристик слагающих пластов // Физика Земли. – 2023. – № 2. – С. 212–223. - https://doi.org/10.31857/S0002333722060011

2. Использование методов кластеризации при моделировании гидроразрыва пласта / Д.Р. Ардисламова, К.Р. Кадырова, С.И. Сыпченко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 112–117. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-112-117

3. Гидравлический разрыв карбонатных пластов / В.Г. Салимов [и др.] – М.: ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2013. – 472 с.

4. Barree R.D., Mukherjee H. Determination of Pressure Dependent Leakoff and Its Effect on Fracture Geometry // SPE 36424. – 1996. - https://doi.org/10.2118/36424-MS

5. NMR T2 Distributions in the Eagle Ford Shale: Reflections on pore size / E. Rylander, P.M. Singer [et al.] // SPE-164554-MS. - https://doi.org/10.2118/164554-MS

6. Особенности оценки пористости пород баженовской свиты путем комплексирования данных анализа керна и ядерно-магнитного каротажа / Д.В. Федорова, 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

7. Howard G.C., Fast C.R. Optimum fluid characteristics for fracture extension // Drilling and Production Practice, API. – 1957. – Vol. 24. – P. 261-270.

8. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с.

9. Математические модели гидроразрыва пласта / Д.В. Есипов, Д.С. Куранаков, В.Н. Лапин, С.Т. Черный // Вычислительные технологии. – 2014. – Т. 19. – № 2. – С. 33–61.

В последние годы активно разрабатываются месторождения с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) нефти. Этому способствует в том числе поддержка государства в виде налоговых льгот, для получения которых необходимо, чтобы запасы нефти имели статус ТрИЗ. По одному из критериев согласно приказу Минприроды России от 15.05.2014 г. № 218 "Об утверждении порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья" к трудноизвлекаемым относятся запасы, приуроченные к коллекторам проницаемостью менее 2·10-3 мкм2. С целью обоснования коэффициента проницаемости по залежи строится петрофизическая зависимость проницаемости от пористости по данным исследования керна. При малой или непредставительной выборке керна исследованные образцы могут не охватить все изменения физико-литологических характеристик по пласту. В связи с этим значение коэффициента проницаемости по залежи может быть завышено, что повлечет за собой невозможность введения налоговых льгот. В статье представлена методика, которая позволит оценить возможность обоснования льготной проницаемости на низкопроницаемых пластах с непредставительной выборкой образцов при проведении дополнительных исследований керна. Подход основан на оценке уточненной петрофизической связи проницаемости и пористости с учетом распределения последней по данным геофизических исследований скважин. Применение предлагаемого метода позволит выявить залежи в низкопроницаемых пластах с потенциалом получения налоговых льгот.

Список литературы

1. Приказ Минприроды России от 15.05.2014 № 218 «Об утверждении Порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья».

2. Приказ Минприроды России № 824 от 02.11.2021 «Об утверждении стратиграфических характеристик (система, отдел, горизонт, пласт) залежей углеводородного сырья для целей их отнесения к баженовским, абалакским‚ хадумским, доманиковым продуктивным отложениям, а также продуктивным отложениям тюменской свиты в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых».

3. Опыт разработки низкопроницаемых коллекторов тюменской свиты Красноленинского месторождения в АО «РН-Няганьнефтегаз» / Ю.А. Плиткина, Д.П. Патраков, А.С. Глебов [и др.] // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2. – С. 72–100.

4. Обоснование принадлежности к трудноизвлекаемым запасам среднеюрских отложений тюменской свиты Средне-Угутского месторождения / Р.А. Валиуллин, Г.Р. Вахитова, Д.С. Токарева, Г.Ф. Шайбекова // Геология. Известия отделения наук о земле и природных ресурсов. – 2021. – № 28. – C. 3–11.

5. Бобылева А.З. Государственное антикризисное управление в нефтяной отрасли. – М.: Юрайт. – 2018. – 326 с.

6. Об экономической целесообразности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И.Ш. Щекатурова, С.А. Коломасова,

М.С. Антонов, О.Б. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – C. 18–21. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-18-21

7. Управление разработкой нефтегазовых месторождений с применением налогового стимулирования / Е.С. Болдырев, Д.А. Никулочкина, Л.К. Хафизова, Р.Р. Гареев // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 6–10. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-8-6-10

8. Дьячков Г.С. Сравнительный анализ эффективности налоговых режимов в нефтедобыче // Учет. Анализ. Аудит. – 2022. – № 9(3). – С. 39–51. - https://doi.org/10.26794/2408-9303-2022-9-3-39-51 УДК 336.201.3(045)

9. Приказ Минприроды России от 12.12.2022 № 867 «Об утверждении стратиграфических характеристик (система, отдел, горизонт, пласт) залежей углеводородного сырья для целей их отнесения к баженовским, абалакским, хадумским, доманиковым, ачимовским продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых».

В статье приведены результаты работы «РН-БашНИПИнефти» в области развития и применения методик рентгеновского рассеяния для решения практических задач, возникающих при изучении кернового материала и отложений, образующихся при транспортировке нефти. Показано, что для получения корректных и достоверных сведений о минеральном составе горных пород, вмещающих углеводородное сырье, необходимо не только прецизионно измерять рентгеновские спектры, но и применять при расчетах оптимизированные для керна атомно-структурные особенности анализируемых минералов. Установлено, что сопоставление результатов количественного рентгенофазового анализа (РФА) с данными об элементном составе позволяет уточнить и расширить сведения о минеральном составе керна. Разработанный подход, основанный на регистрации рентгеновских спектров при наклонных съемках, дает возможность обнаружить глинистые минералы и минералы с малым содержанием железа, не поддающиеся анализу при проведении традиционного РФА. Для коррозионных отложений, осаждающихся на нефтепромысловом оборудовании и осложняющих транспортировку нефти, выработан подход, позволяющий определить не только вид и содержание минералов, но и тип их образования (природный или техногенный). Данный подход включает учет инструментального уширения линий и сравнительный анализ рентгеновских спектров природных и осажденных на скважинном оборудовании минералов. Показано, что получение корректных сведений РФА об отложениях важно при установлении механизмов разрушения отказного оборудования и оптимизации ингибиторов солеотложений для конкретных скважин.

Список литературы

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

2. 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.

3. Новый подход к анализу глинистых минералов в горных породах методом рентгеновского рассеяния / В.Д. Ситдиков, А.А. Николаев, Е.А. Колбасенко

[и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19, № 5. – С. 75–83. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-5-75-83

4. Новый подход к анализу глинистых минералов в горных породах методом рентгеновского рассеяния: различное соотношение глинистых минералов / А.В. Малинин, А.А. Николаев, А.К. Макатров [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2023. – № 1 (141). – С. 9–24. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2023-1-9-24

5. Методика установления природы образования карбоната кальция на нефтепромысловом оборудовании / А.В. Малинин, В.Д. Ситдиков, И.В. Миронов

[и др.] // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 1. – С. 173–181. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-1-173-181

6. Сероводород (H2S): локальные и коррозионно-механические разрушения в нефтедобыче / В.Э. Ткачева, И.В. Валекжанин, Д.В. Кшнякин [и др.]. – Уфа: РН-БашНИПИнефть, 2024. – 240 с.

7. Hosseini S., Niaei A., Salari D. Production of γ-Al2O3 from Kaolin // Open Journal of Physical Chemistry. – 2011. – V. 1 (2). – Р. 23–27. – https://doi.org/10.4236/ojpc.2011.12004

8. Hydrogen in pipeline steels: Recent advances in characterization and embrittlement mitigation / H. Li, R. Niu, W. Li [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2022. – V. 105. – Article number 104709. – https://doi.org/10.1016/j.jngse.2022.104709

9. Валекжанин И.В., Волошин А.И. Разработка и апробация модуля для расчетов параметров закачки ингибиторов солеотложения в пласт // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – № 3 (149). – С. 43–53. –https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2024-3-43-53

10. Газизова Э.Р., Гадельшин И.Р., Денисламов И.З. Расчет оптимального объема закачки ингибитора в скважины Ватьеганского месторождения // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 2. – С. 77–79. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2019-2-74-79

Добыча нефти из низко- и сверхнизкопроницаемых нефтегазовых месторождений в основном происходит с проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП). В результате ГРП образуются одиночные, множественные трещины или сеть трещин с достаточно высокими фильтрационными свойствами. На развитие трещин в совокупности влияют геомеханические, фильтрационные и геологические свойства породы, а также технологические параметры самого ГРП. В статье предложена модель геометрии трещины ГРП, и на ее основе выполнен расчет стимулированного объема пласта (зоны SRV). Приведена система уравнений для описания динамики самосогласованного роста макротрещин выбранной геометрии и сложности, а также соответствующей ей зоны SRV. Система уравнений для гидравлически связанных макротрещин приведена для случая их слабого взаимодействия. Система микротрещин, из которых не образовались макротрещины, моделировалась как вновь возникшая трещиноватость в матрице (зона SRV). В рамках модели трещин Перкинса – Керна – Нордгнера (PKN) в программном комплексе «РН-КИМ» реализован алгоритм совместного геомеханического и гидродинамического моделирования, проведена адаптация модели в соответствии с промысловыми данными о закачке жидкости ГРП и вычислена динамическая зона SRV как зона с нелинейной фильтрацией по микротрещинам.

Список литературы

1. What is stimulated reservoir volume? / M.J. Mayerhofer, E.P. Lolon, N.R. Warpinski [et al.] // SPE-119890-PA. – 2013. - http://doi.org/10.2118/119890-PA

2. Abdel A.R. A poroelastic numerical model for simulation of hydraulic fracture propagation: application to Upper Safa formation – Western Desert-Egypt // Petroleum Research. – 2020. – V. 5. – P. 39–51. - http://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2019.10.002

3. Experimental investigation of the effect of natural fracture size on hydraulicfracture propagation in 3D / L. Wan, M. Chen, B. Hou [et al.] // Journal of Structural Geology. – 2018. – V. 116. – P. 1–11. - http://doi.org/10.1016/j.jsg.2018.08.006

4. Математические модели гидроразрыва пласта / Д.В. Есипов, Д.С. Куранаков, В.Н. Лапин, С.Т. Черный // Вычислительные технологии. – 2014. – Т. 19. –

№ 2. – С. 33–61.

5. Nordgren R.P. Propagation of a vertical hydraulic fracture // SPE-3009-PA. – 1972. - DOI: https://doi.org/10.2118/3009-PA

6. Perkins T.K. Kern L.R. Widths of hydraulic fractures // J. Petrol. Tech. 1961. – № 9. – P. 937–949. - https://doi.org/10.2118/89-PA

7. Lugumanov T.T. To Modeling of Dual-Porosity Reservoirs // SPE-191740-18RPTC-MS. – 2018. - https://doi.org/10.2118/191740-18RPTC-MS

8. Нестационарная фильтрация в сверхнизкопроницаемых коллекторах при низких градиентах давлений / В.А. Байков, А.В. Колонских, А.К. Макатров

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 52–56.

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

10. Интерпретация и анализ результатов исследований коллектора трещиновато-кавернозно-порового типа / В.А. Байков, О.В. Емченко, А.В. Зайнулин, А.Я. Давлетбаев // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2007. – № 5. – С. 30–33.

11. Sheddon I.N., Elliot A.A. The opening of a Griffith crack under internal pressure // Quarterly Appl. Math. – 1946. – № 4. – P. 262–267. - https://doi.org/10.1090/QAM%2F17161

12. Образование трещин гидравлического разрыва пласта в карбонатных сложнопостроенных коллекторах с естественной трещиноватостью / Д.А. Мартюшев, И.Н. Пономарева, Е.В. Филиппов, Ювей Ли // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 1. – С. 85–94. - http://doi.org/10.18799/24131830/2022/1/3212

13. Уфлянд Я.С. Интегральные преобразования в задачах теории упругости. – Л.: Наука, 1967. – 420 с.

14. Звягин А.В., Лужин А.А., Шамина А.А. Взаимное влияние дискообразных трещин в трехмерном упругом пространстве // Вестник Московского университета. Сер. 1. Математика. Механика. – 2019. – № 4. – С. 34–41.

15. Fabrikant V.I. Interaction of a parallel circular cracks subjected to arbitrary leading in transversely isotropic elastic space // Applicable Analysis. – 1997. – V. 66. –

P. 273–290. - http://doi.org/10.1080/00036819708840587

В статье представлена концепция цифрового проектирования разработки месторождений углеводородного сырья. Ключевыми принципами цифрового проектно-технического документа (ПТД) являются единое цифровое пространство, прозрачность результатов и повышение качества ПТД. В рамках концепции должен быть обеспечен полный цикл выполнения цифрового проектно-технического документа. Показана практическая реализация цифрового ПТД, которая дает возможность проводить проверку исходных данных, формировать программы геолого-технических мероприятий, выполнять расчет технологических показателей и экономической эффективности, а также подготовить данные для различных разделов отчета. В ходе работ осуществлена интеграция с современной системой управления бизнес-процессами, позволяющей следить за текущим состоянием процесса проектирования и контролировать сроки выполнения проектов. Инженерной особенностью реализуемого цифрового ПТД является модульный конструктор вариантов разработки, который дает возможность формировать различные сценарии разработки месторождения, используя наборы мероприятий. Выделено основное преимущество использования цифрового ПТД, которое заключается в улучшении качества проектов, повышении их рентабельности за счет выбора оптимальных решений, ускорении процесса выполнения работ. Автоматизация процесса подготовки ПТД с помощью цифровых инструментов является значительным шагом вперед в совершенствовании деятельности в области проектирования разработки месторождений.

Список литературы

1. Справочник по добыче нефти / К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, В.А. Молчанова, М.Г. Волков. – Пермь: ООО «Астер Плюс», 2020. – 600 с.

2. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья. Приказ Минприроды России № 639 от 20.09.2019. http://publication.pravo.gov.ru/Document/View/000120191003004.

3. Временные методические рекомендации подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья в части экономической оценки вариантов разработки. – ФБУ «ГКЗ», 2023. – https://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/vremennye_metodicheskie_rekomendacii_podgotovki_tehniches...

4. Саттарова Р.Ф., Терегулова Г.Р. Оптимизация оценки экономической эффективности нефтегазовых компаний при выполнении требований проектно-технологических документов // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 1. – С. 12-15. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-1-12-15

5. Правила разработки месторождений углеводородного сырья: утверждены приказом Минприроды России №356 14.06.16 г. (с изменениями на

07.08.20 г.) – http://publication.pravo.gov.ru/document/0001201608260045

6. Нигматуллин Ф.Н., Пономарев А.И. О проектировании разработки новых газонефтяных и нефтегазовых залежей в условиях недостаточности данных // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 6. – С. 73–77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-6-73-77

7. https://nauka.rosneft.ru/tech/inzhenernoe-programmnoe-obespechenie/

8. RN.DIGITAL: RN-КИН / ПАО «НК «Роснефть». https://rn.digital/rnkin/

9. Костригин И.В., Загуренко Т.Г., Хатмуллин И.Ф. Программный комплекс «РН-КИН»: история создания, развития и внедрения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Рофнеть». – 2014. – Вып. 35. – № 2. – С. 4–7.

10. Комплексная система оценки строительной готовности электросетевого хозяйства и подбора мобильных решений в информационной системе «РН-КИН» / В.Ю. Еразумов, А.А. Крылов, И.С. Дмитрюк, О.А. Рыжиков // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 132-136. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-132-136.

11. Джестон Дж., Нелис Й. Управление бизнес-процессами. Практическое руководство по успешной реализации проектов. – М.: Альпина Паблишер, 2012. – 644 c.

12. Репин В.В., Елиферов В.Г. Процессный подход к управлению. Моделирование бизнес-процессов. – М.: Манн, Иванов и Фербер, 2013. – С. 136–139.

13. Федоров И.Г. Моделирование бизнес-процессов в нотации BPMN 2.0. – М: МЭСИ, 2013. – 264 с.

Одним из основных методов повышения эффективности добычи нефти являются геолого-технические мероприятия (ГТМ). Оперативный поиск скважин-кандидатов для проведения ГТМ в различных геолого-промысловых условиях является сложной многофакторной задачей. С целью автоматизации данного процесса на базе программного комплекса «РН-КИН» разработана система интерактивной фильтрации, позволяющая выявить скважины, характеризующиеся оптимальными для проведения ГТМ геолого-физическими и промыслово-технологическими параметрами, и провести их ранжирование. В качестве параметров для фильтрации возможно использование характеристик как по скважине, так и по окружающим скважинам. Дополнительно в системе реализована возможность сохранения и совместного использования сформированных фильтров, а также интеграция с процессом согласования ГТМ. Разработанная система успешно применена для подбора скважин-кандидатов с целью обработки призабойной зоны на месторождениях Республики Башкортостан. Средний запускной прирост дебита нефти, полученный после выполнения мероприятий, находится на уровне среднего фактического прироста. При этом время, затраченное на поиск скважин-кандидатов, было существенно меньше, чем до внедрения системы. Полученные результаты применения системы показывают ее высокую эффективность по сравнению с традиционным подходом к подбору скважин-кандидатов для проведения ГТМ. Внедрение разработанной системы способствует пополнению и трансферу знаний о параметрах, влияющих на эффективность ГТМ, что позволяет масштабировать лучшие практики в периметре предприятия.

Список литературы

1. Методика подбора скважин-кандидатов «Автовыбор ГТМ» для проведения геолого-технических мероприятий / В.О. Полежаев, Р.Д. Гимаев, Л.М. Жданов [и др.] // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. – 2023. – Т. 48. – № 3. – С. 15–21. - https://doi.org/10.24412/1728-5283-2023-3-15-21

2. Алгоритм подбора геолого-технических мероприятий по доизвлечению запасов на поздней стадии разработки нефтяного месторождения / Р.Н. Бурханов, И.В. Валиуллин, А.А. Лутфуллин [и др.] // Нефтяная провинция. – 2023. – № 1. – С. 155–168. - https://doi.org/10.25689/NP.2023.1.155-168

3. Формирование программ геолого-технических мероприятий с помощью цифровой информационной системы «Подбор ГТМ» / А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.А. Пустовских [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017. – № 2. – С. 39–46.

4. О критериях подбора скважин для гидроразрыва пласта / О.В. Салимов, А.В. Насыбуллин, Р.З. Сахабутдинов, В.Г. Салимов // Георесурсы. – 2017. – Т. 19. – № 4. – С. 368–373.

5. Алгоритм определения целесообразности проведения геолого-технических мероприятий с использованием методов Data Mining / М.Н. Харисов, Э.А. Юнусова, А.М Вагизов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. – №. 5. – С. 59–64. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-5-59-64 

6. Кашапов А. Применение теории нечетких множеств для поиска скважин-кандидатов на проведение геолого-технических мероприятий // SPE-176744-RU. – 2015. - https://doi.org/10.2118/176744-MS

7. O методах автоматизации оптимизации заводнения и подбора скважин кандидатов для ГТМ Baker Hughes / В. Сыртланов, Н. Межнова, Е. Ковалева

[и др.] // SPE-176730-RU. – 2015. - https://doi.org/10.2118/176730-MS

8. Локализация и разработка остаточных запасов нефти с использованием геохимических исследований на основе нейросетевых алгоритмов / В.А. Судаков, Р.И. Сафуанов, А.Н. Козлова, Т.М. Порываев [и др.] // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 4. – С. 50–64. - https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.4

9. Евсюткин И.В., Марков Н.Г. Управление геолого-техническими мероприятиями на месторождениях нефти и газа с использованием искусственных нейронных сетей // Доклады Томского гос. университета систем управления и радиоэлектроники. – 2020. – Т. 23. – № 1. – С. 62–69. - https://doi.org/10.21293/1818-0442-2020-23-1-62-69

10. Разработка комплексной методики прогноза эффективности геолого-технических мероприятий на основе алгоритмов машинного обучения / А.А. Кочнев, Н.Д. Козырев, О.Е. Кочнева, С.В. Галкин // Георесурсы. – 2020. – Т. 22. – № 3. – С. 79–86.

11. Эффективное планирование ГТМ на основе карт текущих нефтенасыщенных толщин и гидродинамических моделей / Е.С. Коваленко, А.И. Усачев,

И.Г. Кощеев, И.Ю. Петров // Экспозиция Нефть Газ. – 2008. – № 2. – С. 85–88.

12. Михайлов В.Н., Волков Ю.А., Дулкарнаев М.Р. Итерационная методика построения геолого-гидродинамических моделей для оценки распределения остаточных запасов нефти и планирования геологотехнологических мероприятий // Георесурсы. – 2011. – № 3 (39). – С. 43–48.

13. Скворцов А.В. Обзор алгоритмов построения триангуляции Делоне // Вычислительные методы и программирование. – 2002. – Т. 3. – № 1. – С. 14–39.

14. Круглов Р.В., Яркеева Н.Р., Круглова З.М. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых в ПАО АНК «Башнефть» // Нефтегазовое дело. – 2016. – № 6. – С. 81–101. - https://doi.org/10.17122/ogbus-2016-6-81-101

Проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» осложняется поглощением тампонажных составов водогазоносными и выработанными пластами. По результатам аналитических и лабораторных исследований для рассматриваемых условий потенциально применимыми являются технологии на основе армированных полимерных составов, образующих изолирующий экран, а также составов с мгновенной фильтрацией, формирующих фильтрационную корку. В статье описаны результаты опытно-промысловых испытаний технологии ликвидации поглощений технологических жидкостей при проведении РИР с использованием армированного полимерного состава. В процессе лабораторных исследований обоснована рецептура состава, характеризующаяся минимальным временем гелеобразования и соответствующая требованиям к физико-химическим свойствам. Для достижения требуемой кольматирующей способности на модели высокопроницаемого порового коллектора подтверждена необходимость применения состава с наполнителями обоих типов – хризотила и фибры. Кроме того, отмечена способность состава не только ликвидировать поглощения, но и блокировать прорыв газа. Для испытания технологии выбраны скважины, характеризующиеся интенсивными поглощениями технологических жидкостей, но требующие проведения различных видов РИР, таких как отключение пласта с переходом на вышележащий горизонт, устранение непрерывной приемистости пласта перед зарезкой боковых стволов, ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны. Применение данной технологии позволило существенно снизить коэффициент приемистости пласта для обеспечения последующей изоляции интервала за один подход закачкой цементного раствора (технология неприменима для ликвидации непрерывной приемистости без докрепления цементным раствором).

Список литературы

1. Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ с применением нефтецементных растворов на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» / В.А. Шайдуллин, А.Ю. Пресняков, С.А. Костюченко, А.С. Бурмистров // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 48–50.

2. Обоснование выбора технологий для борьбы с поглощением тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» / Никулин В.Ю., Шаймарданов А.Р., Мукминов Р.Р. [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 10. – С. 48–54. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-48-54

3. Литвиненко К.В., Валиахметов Р.И. Комплексные инжиниринговые услуги как фактор повышения эффективности добычи нефти // Инженерная практика. – 2021. – № 7. – С. 60–69.

4. Испытание новых технологий обработки призабойной зоны и ремонтно-изоляционных работ в ПАО «НК «Роснефть» / С.А. Вахрушев, К.В. Литвиненко, А.Е. Фоломеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 6. – С. 31–37. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-6-31-37

5. Комкова Л.П., Перескоков К.А., Самсыкин А.В. Современный изоляционный состав для борьбы с высокоинтенсивными поглощениями промывочной жидкости // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 6. – С. 57–58.

6. Подбор критериев изоляционных технологий для ликвидации зон поглощений / Р.Ф. Газиев, О.И. Валиева, Т.Р. Мардаганиев, А.К. Макатров // Бурение и нефть. – 2023. – Спецвыпуск. – С.48–51.

7. Повышение эффективности ликвидации зон катастрофических поглощений при строительстве скважин / А.С. Смагин, К.Ю. Новицкий, А.Р. Табашников, Ф.А. Агзамов // Бурение и нефть. – 2020. – № 6. – С. 38–41.

8. Якупов И.Ю. Перспективные составы для борьбы с поглощением технологических жидкостей при текущем и капитальном ремонте скважин // Инженерная практика. – 2019. – № 6. – С. 14–18.

9. Горбунова А.А., Габдрафиков Р.В., Янузаков У.Н. Системный подход к ликвидации катастрофических поглощений при бурении скважин на месторождениях, расположенных на территории Республики Башкортостан // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 2 (243). – С. 56–58.

10. Разработка новых тампонажных составов для проведения изоляционных работ в скважинах трещиноватых коллекторов / В.А. Стрижнев, И.Р. Арсланов, А.А. Ратнер [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 3. – С. 26–31.

Актуальность прогноза трещиноватости горных пород связана с растущим вниманием к поиску залежей углеводородов в нетрадиционных коллекторах. Рассеянная компонента волнового поля - источник важной информации для выявления неоднородностей геологической среды, что весьма затруднено вследствие слабой интенсивности дифракционной компоненты. Ее усиление и выделение из полного волнового поля является ключевой задачей для поиска мелкомасштабных элементов среды. Критически важными элементами для достоверного выделения объектов дифракции являются: качество данных и модели, а также алгоритмы построения дифракционных изображений. В статье рассмотрены концептуальный подход к выделению дифрагированных волн на фоне сильных отражений и перспективная методика получения детализированного разреза. Представлен граф последовательности процедур экстрагирования дифракционной составляющей и процедуры минимизации остаточных шумов и помех на сейсмическом разрезе. В результате дифракционной обработки получены непрерывные высокоамплитудные сигналы в зонах развития крупных разрывных нарушений кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр. Для выделения мелкомасштабных зон дробления и трещиноватости по разрезам дифрагированных волн применен атрибутный анализ. Дополнительно выполнено сравнение результатов дифракционной обработки с ретроспективными данными PrSTM и PrSDM. Кроме того, использованы данные FMI по нескольким эксплуатационным скважинам для анализа и сопоставления общего тренда развития и пространственного распространения разрывных нарушений. Полученные результаты могут быть использованы как при уточнении физико-геологической модели месторождений углеводородов для повышения эксплуатационных характеристик, так и для минимизации рисков при проведении разведочного бурения.

Список литературы

1. Горюнов Е.Ю., Нгуен М.Х. Основные черты и закономерности строения месторождений нефти и газа в фундаменте Кыулонгской впадины (Вьетнам) // Геология нефти и газа. – 2018. – № 2. – C. 97-103.

2. High resolution diffraction imaging for reliable interpretation of fracture systems / B. de Ribet, G. Yelin, Y. Serfaty [et al.] // First Break. – 2017. – V. 35. - http://doi.org/10.3997/1365-2397.2017003

3. Яковлев И.В., Смирнов К.А. Современное состояние методов прогноза трещиноватости по сейсмическим данным // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – № 8. – C. 84-92. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-3-84-92

4. Burnett W.A., Klokov A. Seismic diffraction interpretation at Piceance Creek // Interpretation. – 2015. – № 3. - http://doi.org/10.1190/INT-2014-0091.1

В статье приведены краткие сведения о перспективах нефтегазоносности и особенностях геологического строения юрских отложений на одном из недавно открытых нефтяных месторождений восточной части Красноленинского свода Западной Сибири. На основе анализа материалов сейсморазведки, бурения и опробования поисково-разведочных скважин, данных геофизических исследований скважин (ГИС) и исследований керна приведена характеристика особенностей строения среднеюрского объекта ЮК2-5, включающего песчаные пласты ЮК2-3, ЮК4, ЮК5, сформировавшиеся в сложных полифациальных обстановках. Для обоснования границ залежей пласта ЮК2-5 использованы материалы ГИС, данные керна и материалы сейсморазведочных работ, полученные методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D. С целью уточнения обстановок осадконакопления и прогноза распределения фильтрационно-емкостных свойств целевых объектов выполнена динамическая интерпретация результатов сейсморазведочных работ, рассчитаны серии сейсмических атрибутов. Границы продуктивных линз пачек ЮК2-3, ЮК4 и ЮК5 и распределение эффективных нефтенасыщенных толщин рассчитаны с учетом атрибутов по соответствующим интервалам сейсмического разреза. В пласте ЮК2-5 установлены две нефтяные литологически ограниченные залежи с условными границами, принятыми по результатам динамического анализа данных сейсморазведки МОГТ 2D. Результаты работ по геометризации залежей объекта ЮК2-5 позволили выполнить оценку геологических запасов нефти, однако с учетом недостаточной степени изученности месторождения достоверность границ выделенных залежей и распределения эффективных нефтенасыщенных толщин невысока. Необходимо создание более достоверных геологических моделей на основе представлений о фациальном районировании неразбуренных площадей с применением детального сейсмофациального анализа.

Список литературы

1. Тюменская свита: методология создания концептуальных геологических моделей / М.Д. Фёдорова, О.Я. Кирзелёва, О.И. Катаев [и др.] // Oil&Gas Journal Russia. – 2016. – № 11 (110). – С. 60–63.

2. Геологические особенности и оценка добычного потенциала отложений тюменской свиты / А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, О.П. Зотова, Д.И. Зубарев // Вестник Пермского университета. – 2017. – Т. 1. – № 1. – С. 61–65.

3. Бембель Р.М., Бембель С.Р. Геологические модели и основы разведки и разработки месторождений нефти и газа Западной Сибири. – Тюмень: ТИУ, 2022. – 220 с.

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

5. Бронскова Е.И. Комплексный анализ геологического строения Апрельского месторождения для эффективности доразведки и разработки залежей в тюменской свите // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 8. – С. 36–44.

Лабораторный опыт литологического, геохимического и физико-химического изучения низкопористых и слабопроницаемых отложений Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций, показал, что в разрезах терригенных и карбонатных пород таких свит, как ачимовская, фроловская, баженовская, абалакская, доманиковская, артинская, выделяются интервалы, в которых органическое вещество (ОВ) формирует сложную ассоциацию с кремнисто-карбонатной матрицей. Такие органоминеральные участки на поверхности породы влияют на ее смачиваемость, первичную водонасыщенность, электрические, упруго-прочностные и фильтрационно-емкостные свойства. Сопоставление результатов геохимических и литологических исследований карбонатных пород доманиковых отложений и баженовской свиты позволяет предположить, что на стадии осадкообразования макровариабельность процесса кристаллизации создает возможность иммобилизации органических молекул в структуру карбонатного кристалла. При изучении физико-химической активности терригенных отложений ачимовской, фроловской, баженовской и абалакской свит получены нестандартные результаты: экспериментально зафиксированы мозаичная гидрофобизация органоминеральной матрицы и катионообменная активность кремнеземной поверхности. Такие труднорастворимые органоминеральные соединения могут возникать при адсорбции на поверхности твердых частиц изоморфных ионов, способных достраивать кристаллическую решетку. При кристаллизации минеральной кремнистой и/или карбонатной матрицы в присутствии ОВ система может использовать два механизма взаимодействия с молекулами: иммобилизация в минеральный объем и адсорбция на минеральной поверхности. Влияние на свойства пород органоминеральных ассоциаций в разрезе отложений должно учитываться при интерпретации материалов геофизических исследований скважин, вскрытии пластов, формировании системы разработки месторождений и оценке запасов.

Список литературы

1. Bogdanovich N., Kozlova E., Karamov T. Lithological and Geochemical Heterogeneity of the Organo-Mineral Matrix in Carbonate-Rich Shales // Geosciences. – 2021. – № 11. – 295 р. – https://doi.org/10.3390/geosciences11070295

2. Mosaic Hydrofobization of the Surface of Organic Mineral Matrix from Rocks of Bazhenov Formation / N.N. Bogdanovich, S.A. Borisenko, E.V. Kozlova [et al.] // SPE-187873-MS. – 2017. – http://doi.org/10.2118/187873-MS

3. Исследование композитов гидроксиапатита с биополимерами / Н.И. Пономарева, Т.Д. Попрыгина, С.И. Карпов [и др.] // Конденсированные среды и межфазные границы. – 2009. – Т. 11.– № 3. – С. 239–243.

4. Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Кузьмин В.А. Наноразмерные надмолекулярные структуры карбонатного породообразующего вещества органогенных месторождений углеводородов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2010 - № 1. - http://oilgasjournal.ru/2009_1/4_rubric/skibitskaya_3.html

5. Состав нерастворимого керогеноподобного органического полимера в карбонатных породах Оренбургского газоконденсатного месторождения /

А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая, Л.А. Зекель [и др.] // Химия твердого топлива. – 2011. – № 3. – С. 61–70.

6. The Organic Matter in Subsalt Deposits from the Astrakhan Arch: Analysis of Molecular Composition and Assessment of the Residual Oil Generation Potential /

E.V. Kozlova, N.N. Bogdanovich, V.P. Stenin [et al.] // Third International Conference on Geology of the Caspian Sea and Adjacent Areas. Baku, Azerbaijan.

October 16–18, 2019. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.201952019

7. Якимчук И.В., Коробков Д.А., Богданович Н.Н. Структура пустотного пространства доломитов преображенского горизонта // Нефть.Газ.Новации. – 2014. – № 4. – С. 66–73.

8. Богданович Н.Н., Козлова Е.В. К вопросу о влиянии кремнезема на физико-химические свойства органоминеральной матрицы пород баженовской свиты // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 9. – С. 31–36.

9. Богданович Н.Н., Козлова Е.В., Орешко Е.С. Энергетическая неоднородность органоминеральной матрицы пород (на примере низкопроницаемых юрско-меловых отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна) // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 3. – С. 15–19.

10. Кремний и гуминовые кислоты: моделирование взаимодействий в почве / Е.Н. Офицеров, Г.К. Рябов, Ю.А. Убаськина [и др.] // Известия Самарского НЦ РАН. – 2011. – Т. 13. – № 4 (2). – С. 550–557.

11. Игнатенко Е.Н., Третинник В.Ю., Круглицкий H.H. Физико-химическая механика дисперсных структур // Сб. науч. тр., 1986. – С. 245–249.

12. Бурлин Ю.К., Плюснина И.И. Фазовые переходы кремнезема в нефтеносных толщах // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. – 2008. –

№ 3. – С. 24–31.

13. Нестеренко П.Н., Нестеренко Е.П., Иванов А.В. Модифицирование поверхности кремнезема оксидом алюминия // Вестник Московского университета. Сер. 2. Химия. – 2001. – Т. 42. – № 2. – С. 106–108.

14. Melikhov I.V., Bozhevolnov V.E. Variability and self-organization in nanosystems // Journal of Nanoparticle Research. – 2003. – N 5. – C. 465-472. - http://doi.org/10.1023/B:NANO.0000006095.38243.9a

Возникновение нестандартных задач требует разработки новых подходов к их решению. Появление на рынке растворителей солеотложений, включая барит, вызвало необходимость создания методики оценки их эффективности. Для решения этой задачи были подключены ООО «СамараНИПИнефть» и ООО «РН-БашНИПИнефть». Результаты совместной работы с заказчиком ООО «АнгараНефть» позволили выработать комплексный подход к проведению лабораторных исследований с количественными критериями оценки: совместимости анализируемых составов с пластовой водой, фильтратом бурового раствора, нефтью и кислотным составом; содержания нерастворимого осадка в барите, фильтрационных корках бурового раствора, керновом материале, после воздействия растворителей солеотложений, кислотного состава; коэффициента восстановления проницаемости после воздействия бурового раствора, растворителей солеотложений, кислотного состава; изменения морфологических характеристик и структуры горной породы методом растровой электронной микроскопии до и после воздействия технологических жидкостей. В статье приведено описание методик выполненных исследований: оценки эффективности растворителей солеотложений; проведения фильтрационных исследований, включающих оценку изменения проницаемости модели пласта после динамического и статического воздействия буровым раствором, кислотным составом и растворителем солеотложений; определения глубины проникновения раствора и содержания барита, галита и кварца, отсутствующих в исходной породе с применением электронной микроскопии и энергодисперсионного картирования. По итогам анализа полученных результатов даны рекомендации по совершенствованию рецептур растворителей солеотложений.

Список литературы

1. Салаватов Т.Ш., Дадашзаде М.А, Алиев И.Н. Производительность скважин с учетом скин-зоны // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. - № 3. – С. 6-10. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-3-6-10

2. Патент № 2704167 C1 РФ, МПК C09K 8/74. Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта. заявл. / М.Х. Мусабиров, А.Ю. Дмитриева: заявитель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина; № 2018140308; заявл. 14.11.2018; опубл. 24.10.2019.

3. Капитонов В.А., Семененко И.В., Гладкова Д.А. Методика исследования коррозионной активности минерализованных растворов на образцах труб гравиметрическим методом // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 10. – С. 70-77.

4. Мардашов Д.В. Комплексное моделирование глушения нефтяных скважин при подземном ремонте в осложненных условиях их эксплуатации: дисс. ... докт. техн. наук. – СПб: Санкт-Петербургский горный университет, 2022. – 368 с.

5. Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Хафизов В.М. Исследование основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка // Экспозиция Нефть Газ. – 2020. – № 5(78). – С. 44-48. – https://doi.org/10.24411/2076-6785-2020-10101

6. Хузин Р.А., Ющенко Т.С., Хижняк Г.П. Изменение свойств флюидов и продуктов химических реакций при солянокислотных обработках карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. –

Т. 19. – № 3. – С. 275-289. – https://doi.org/10.15593/2224-9923/2019.3.7

7. Ковалев С.В., Лазарев С.И., Ковалева О.А. Исследование морфологии поверхности микрофильтрационных мембран МФФК, МПС методами атомно-силовой и растровой электронной микроскопии // Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования. – 2020. – № 7. – С. 52-61. –

DOI 10.31857/S1028096020070122

В статье обсуждаются некоторые методические аспекты проведения фильтрационных лабораторных экспериментов, которые являются базой для выполнения гидродинамических расчетов и прогнозирования добычи нефти. Отсутствие общепринятых стандартов измерения коэффициента вытеснения нефти водой и относительной проницаемости может приводить к искажению данных, полученных в разных лабораториях. Гидродинамические расчеты (в том числе те, которые проходят экспертизу в центральной комиссии по разработке) могут базироваться на экспериментальных данных, имеющих одно название, но полученных разными способами. Обсуждается концевой эффект и различные косвенные способы измерения текущей водонасыщенности в ходе фильтрационного эксперимента - измерение электрического сопротивления и рентгеновское сканирование. Даны некоторые рекомендации по минимизации влияния концевого эффекта на результаты измерений. Использование косвенных методов контроля насыщенности может приводить к искажению коэффициента вытеснения нефти и кривых фазовой проницаемости. Для этого случая дана важная рекомендация о необходимости прямого измерения насыщенности керна после фильтрационного эксперимента с помощью классических аппаратов Дина-Старка. В статье также обсуждаются особенности работы с глинистыми горными породами. Показано, что после насыщения образцов керна пластовой водой перед фильтрационным экспериментом может потребоваться их длительная выдержка в насыщающей жидкости. В статье приведены результаты измерения проницаемости образца керна в течение двух недель, показывающие изменчивость фильтрационных свойств породы в этот период.

Список литературы

1. Назарова Л.Н., Шеляго Е.В., Язынина И.В. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой по экспериментальным данным // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 58–61. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-58-61

2. Laboratory Determination of Relative Permeability / J.G. Richardson, J.K. Kerver, J.A. Hafford, J.S. Osoba // Journal of Petroleum Technology. – 1952. - No. 4 (08). – P. 187–196. - http://doi.org/10.2118/952187-G

3. Eftekhari A., Farajzadeh R. Effect of Foam on Liquid Phase Mobility in Porous Media // Sci Rep 7. – 2017. – 43870. https://doi.org/10.1038/srep43870

4. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из низкопроницаемых карбонатных коллекторов / М.В. Чертенков, А.А. Алероев,

И.Б. Иванишин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015.– № 10. – С. 90–92.

5. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. – М.: ВНИИГНИ, 1978. – С. 58–72.

6. Янин А.Н., Биккулов М.М. 20 лет спустя: анализ тенденций изменения коэффициента вытеснения нефти водой по низкопроницаемым пластам Приобского месторождения (с 1993–1997 по 2013–2016 гг.) // Нефтепромысловое дело. – 2023.– № 3 (651). – С. 17–24. - https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-3(651)-17-24

7. Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Покровский В.В. Методика экспрессного определения фазовых проницаемостей при установившемся совместном течении нефти и воды // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 11. – С. 36–39.

8. Определение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов методом рентгеновской томографии / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 38–42. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-3-38-42

9. Hysteresis of relative permeabilities in water-gas stimulation of oil reservoirs / V.I. Kokorev [et al.] // SPE-171224-MS. – 2014. - http://doi.org/10.2118/171224-MS

10. Экспериментальное исследование гистерезиса фазовых проницаемостей при водогазовом воздействии в условиях Восточно-Перевального месторождения / В.Б. Карпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 100–103.

11. Смирнов А.В., Бажуков С.П. Экспериментальное изучение влияния состава нагнетаемой воды на проницаемость продуктивных коллекторов //

74-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ – 2020»: Сборник тезисов. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2020. – С. 336–337.

Кислотная обработка пласта является одним из наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи или восстановления продуктивности скважин. Рассмотрены вопросы влияния различных факторов на эффективность кислотных обработок. К факторам, увеличивающим риск проведения неэффективных мероприятий относится энергетическое состояние пласта – пониженное пластовое давление в процессе эксплуатации, отношение закачанного объема кислоты к объему жидкости-отклонителя, низкие устьевые давления при обработке, при которых происходит поглощение кислотного состава естественными трещинами. Приведен анализ промысловых данных по результатам проведения кислотных обработок, оценено влияние числа ранее проведенных обработок призабойной зоны (ОПЗ) и технологических показателей на эффективность ОПЗ. После анализа результатов обработок и выявления зависимостей геолого-технологических характеристик были выполнены модельные расчеты на симуляторе Rockstim трех анализируемых потенциально эффективных технологий: закачка самоотклоняющихся кислотных составов, кислотные обработки с закачкой волокон, в том числе биоволокон, и пенокислотные обработки. По результатам моделирования на симуляторе Rockstim получены, проанализированы и отобраны лучшие дизайны ОПЗ, включающие последовательности стадий, объемов и скоростей закачки с учетом максимальной экономической рентабельности для всех технологий. По результатам анализа сделаны выводы о возможных методах повышения эффективности кислотных обработок скважин.

Список литературы

1. Оразов С.С., Рахимов А.А. Интенсификация притока нефти с применением кислотных обработок // Евразийский Союз Ученых. – 2014. – № 7–1. – С. 123-124.

2. Имамутдинова А.А. Анализ влияния минерализации и pH водной фазы на стабильность водонефтяных эмульсий, образующихся после кислотной обработки призабойной зоны пласта // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2020. – Т. 2. – С. 144–149.

3. Maltcev A. The Development of the Trends in Formation Damage Removal Technologies in Sandstone Reservoirs // SPE-199321-MS. – 2020. – https://doi.org/ 10.2118/199321-MS

4. Результаты промышленного тиражирования технологий кислотных обработок с применением отклоняющих систем на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / С.С. Черепанов, Т.Р. Балдина, А.В. Распопов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6. –

С. 19–28. - https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-6(330)-19-28

5. Комплексный подход к созданию технологии обработки призабойной зоны нагнетательных скважин и оценка ее эффективности / Л.Ф. Давлетшина, И.А. Гуськова, Л.И. Гарипова, А.С. Ахметшина // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 40–42. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-40-42

6. Математическое моделирование и оптимизация солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах / Г.Т. Булгакова, Р.Я. Харисов,

А.Р. Шарифуллин, А.В. Пестриков // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 22–28.

7. Influence of geological and technological parameters on effectiveness of hydrochloric acid treatment of carbonate reservoirs / S.N. Krivoshchekov, A.A. Kochnev,

K.A. Vyatkin, K.A. Ravelev // International Journal of Engineering, Transactions A: Basics. – 2020. – V. 33. – No. 10. – P. 2113–2119. - https://doi.org/ 10.5829/IJE.2020.33.10A.30. – EDN OWHMGM.

8. Ефимов О.Д. Повышение продуктивности добывающих скважин при применении самоотклоняющегося кислотного состава (на примере скважин Оренбургского НГКМ) // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 7. – С. 48–50.

9. Иванова Е.М. Применение самоотклоняющихся кислотных составов для повышения эффективности кислотных обработок трещиновато-пористых карбонатных коллекторов// Управление техносферой. – 2022. – Т. 5. – № 2. – С. 243–261. - https://doi.org/10.34828/UdSU.2022.58.64.010

10. Мокрушин А.А., Шипилов А.И. Повышение эффективности кислотных обработок в условиях поздней стадии разработки месторождений с карбонатным коллектором (самоотклоняющаяся кислота, большеобъемные обработки призабойной зоны пласта с применением гелей на основе ПАВ) // Нефть. Газ. Новации. – 2010. – № 7. – С. 43–45.

11. A review of diverting agents for reservoir stimulation / Zhao Liqiang Chen, Xiang Zou, Honglan Liu [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 187(5). - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106734

12. Якимова Т.С. Самоотклоняющиеся кислотные составы как метод интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах // Недропользование. – 2021. – № 4. – С. 171–175. - https://doi.org/10.15593/2712-8008/2021.4.4

13. Пат. № 2572401 C2 РФ, МПК C09K 8/74, E21B 43/27. Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / В.Ю. Федоренко, А.С. Петухов, М.В. Беспалов, Т.В. Булыгина, А.А. Заров, А.А. Галиев; патентообладатель В.Ю. Федоренко; № 2014119653/03; заявл. 15.05.2014; опубл. 10.01.2016.

14. Шипилов А.И. Новые кислотные составы для селективной обработки карбонатных порово-трещиноватых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 2. – С. 80–83.

15. A new cationic polymer system that improves acid diversion in heterogeneous carbonate reservoirs / A. Sarmah, A.F. Ibrahim, H. Nasr-El-Din, J. Jackson // SPE J. – 2020. – V. 25. - http://doi.org/10.2118/194647-PA

В настоящее время большая часть месторождений с легкодоступной нефтью истощена. Разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами сопряжена с различными сложностями, что требует тщательной подготовки и проработки предварительных этапов, одним из которых является цементирование и крепление скважин. Неправильный подбор используемых компонентов влечет за собой негативные последствия, такие как грифонообразование, циркуляция подземных вод и прорывы газа. Исследования по поиску альтернативных материалов для приготовления тампонажных растворов также обусловлены необходимостью снижения их влияния на экологию и окружающую среду. Одной из наиболее перспективных технологий для строительства и крепления скважин можно считать использование геополимеров. Официальное название материал получил в 1970 г. благодаря трудам французского химика-ученого Джозефа Давидовича. Основу композиции составляют алюмосиликатное вяжущее и щелочной активатор. В качестве базового материала предлагаются неорганические отходы промышленных предприятий топливных и металлургических отраслей. Подобные материалы при взаимодействии с водными растворами щелочных металлов способны образовывать прочную и долговечную структуру, которая сопоставима или превосходит аналогичные образцы на основе портландцемента. Характеристики цемента на клинкерной основе обусловлены «природными» свойствами, которые зависят от температуры обжига, качества исходного сырья, тонкости помола и ряда других факторов. Использование геополимерной композиции может обеспечить не только повышенную экономичность получаемого продукта, но и экологическую безопасность в сочетании с повышенной устойчивостью к термобарическим условиям пласта.

Список литературы

1. Николаев К. Возвращение на Ачимовку. Сравнительные характеристики Ачимовских и неокомских пластов в Ноябрьском регионе // ROGTEC Российские нефтегазовые технологии. – 2015. – № 42. – С. 16–22.

2. Зварыгин В.И. Тампонажные смеси. – Красноярск : Сибирский федеральный университет. – 2014. – 216 с.

https://znanium.com/catalog/product/511473

3. Carbon emissions associated with two types of foundations: CP-II Portland cement-based composite vs. geopolymer concrete / K.C. Gomes, M. Carvalho, D. de Paula Diniz [et al.] // Matéria (Rio de Janeiro). – 2019. – V. 24(4). - http://doi.org/10.1590/s1517-707620190004.0850

4. Vairagade V.S., Kedar A.P., Patel R. Supplementary Cementitious Materials for Green Concrete // Journal of Advanced Research in Construction & Urban Architecture. – 2017. – V. 2(1&2). – Р. 25–30.

5. Ерошкина Н.А., Коровкин М.О. Геополимерные строительные материалы на основе промышленных отходов. – Пенза: ПГУАС, 2014 – 128 с.

6. Рахимов Р.З., Рахимова Н.Р., Стоянов О.В. Геополимеры // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – № 23. – C. 189-196.

7. Alkali-Activated Slag Cement Concrete: A closer look at a sustainable alternative to portland cement / R. Thomas, Hailong Ye, A. Radlińska, S. Peethamparan // Concrete International. – 2016. – V. 38. – P. 33–38.

8. Purdon A.O. The action of alkalis on blast-furnace slag //Journal of the Society of Chemical Industry. – 1940. – Т. 59. – № 9. – P. 191–202.

9. Talling B., Effect of curing conditions on alkali-activated slags // 3rd International Conference on the Use of Fly ash, Silica Fume, Slag and Natural Pozzolans in Concrete. ACI SP-114, 2. – 1989. – Р. 1485–1500.

10. Davidovits J., Davidovits R., Ferro-sialate geopolymers // Geopolymer Institute Library. – 2020. - Technical papers no. 27.

11. ASTM C618. Fly ash specification: Comparison with other specifications, shortcomings, and solutions / P. Suraneni, L. Burris, C. Shearer, D. Hooton // ACI Materials Journal. – 2021. - V. 118(1).

12. На блоки и бетоны: предприятия СГК за 2023 год реализовали 623 тысячи тонн золы-уноса // Сибирская генерирующая компания. – https://sibgenco.online/news/element/na-bloki-i-betony-predpriyatiya-sgk-za-2023-god-realizovali-623...

13. Test results in DCL (Report No: 100064593, 100056083) in correspondence to EN standard: BS EN 1015-11:1999, Renca 3D geopolymer concrete, 2017

14. Salih M.A., Aldikheeli M.R., Shaalan k.A., Evaluation of factors influencing the compressive strength of Portland cement statistically // IOP Conference Series Materials Science and Engineering. – 2020. – V. 737. – P. 012059. - http://doi.org/10.1088/1757-899X/737/1/012059

В статье рассмотрена адекватная модель прогнозирования внеплановых остановок в работе установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Входными данными для выполнения параметризации модели и тестирования качества ее прогнозирования служили результаты эксплуатации УЭЦН в динамике по 76 добывающим скважинам одного месторождения. Полученную динамику корректировали за счет устранения аномальных наблюдений и восполнения пропусков с последующей агрегацией в динамические ряды с равными периодами наблюдения. По каждому агрегированному показателю на каждые сутки динамики рассчитывались средние хронологические и стандартные отклонения от среднего хронологического за 1 сут, за предшествующие 7 сут, а также разницы среднего за текущие сутки и среднего за 7, 14 и 30 сут, разницы стандартного отклонения за текущие сутки и стандартного отклонения за 7, 14 и 30 сут. Преобразованные данные телеметрии были бинаризованы за счет разделения их на переменные выше/ниже критического порога отсечения, связанного с риском внеплановой остановки и найденного согласно ROC-анализу. На основании предварительно отобранных статистически значимых предикторов риска строилась обобщенная многофакторная модель Gsslasso Cox (Байесовская иерархическая модель Кокса). Для оценки точности предсказания проводилось сравнение полученных прогнозов с фактическим числом внеплановых остановок. Выявлено, что основными факторами-предикторами риска являются высокий газовый фактор и фактор длительной работы насоса в правой зоне.

Список литературы

1. Танжариков П.А., Нурман А.Д., Султан Е.С. Методы контроля и управления параметрами надежности технических систем в нефтегазовой отрасли // Вопросы науки. – 2023. – № 2. – С. 136–142.

2. Risk Assessment and Reliability Analysis of Oil Pump Unit Based on D-S Evidence Theory / X. Zhang, R. Wei, Z. Wu [et al.] // Energies. – 2023. – V. 16. – Р. 4887. - http://doi.org/10.3390/en16134887

3. Prediction of ESPs Failure Using ML at Western Siberia Oilfields with Large Number of Wells / R.A. Khabibullin, A.R. Shabonas, N.S. Gurbatov, A.V. Timonov //

SPE-201881-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201881-MS

4. Шабонас А.Р. Оптимизация работы электроцентробежного насоса для повышения наработки на отказ // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 8 (632). – С. 30–36. - http://doi.org/10.33285/0207-2351-2021-8(632)-30-36

5. Серебрянников А.А. Разработка предиктивной модели для снижения аварийности установок электроцентробежных насосов // Инновационные технологии: теория, инструменты, практика. – 2020. – Т. 1. – С. 264–268.

6. Скобелкин А.С., Ямалиев В.У. Применение искусственных нейронных сетей для прогнозирования состояния установки электроцентробежного насоса // Вестник науки. – 2019. – Т. 2. – № 6 (15). – С. 411–414.

7. Prediction and classification of faults in electric submersible pumps / J. Chen, W. Li, P. Yang [et al.] // AIP Advances. – 2022. – № 12. – Р. 045215 (2022). –

DOI: 10.1063/5.0065792

8. Черников В.С. Анализ эксплуатационной надежности УЭЦН и методы прогнозирования отказов // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 5. – С. 36–39.

9. Al-Ballam Sh., Karami H., Devegowda D. A Data-Based Reliability Analysis of ESP Failures in Oil Production Wells // Journal of Energy and Power Technology. – 2022. – V. 4 (4). - Р. 36. - http://doi.org/10.21926/jept.2204036

10. Исследование работы электроцентробежного насоса в «правой» зоне / И.Г. Фаттахов, Р.Р. Кадыров, А.М. Зиятдинов [и др.] // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 1–2. – С. 75-79.

11. Рукин М.В., Молчанова В.А., Уразаков К.Р. Методика определения наработки на отказ установки электроцентробежного насоса // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 12. – С. 219-229. – http://doi.org/10.18799/24131830/2022/12/3792

В статье приведен анализ ситуации, сложившейся в нормативно-правовом регулировании строительства объектов нефтегазового комплекса. Длящаяся реформа методологии нормирования, связанная с переходом от методов предписывающего регулирования к параметрическим методам, требует формирования новой вертикальной структуры системы стандартизации как обязательного уровня – государственного, так и добровольного. Применительно к объектам нефтегазового комплекса рассмотрены особенности формирования системы стандартизации на базе параметрической методологии регулирования. Показана взаимосвязь между различными уровнями данной системы, определены ее потенциальные преимущества и недостатки. Проведен анализ текущей модели стандартизации строительства, выявлены особенности формирования понятия «безопасность» в строительстве, показана многозначность и неопределенность критерия «риск» в регулировании строительства. Представлен вариант формирования функциональных требований по критерию «механическая безопасность» для основных конструкционных элементов нефтегазового комплекса. Предложен подход к формированию критериальных требований, а также показана взаимозависимость между уровнями функциональных и критериальных требований. На примере прочностного расчета конструкций нефтегазового комплекса рассмотрена противоречивость сложившейся системы нормативно-технического регулирования строительства различных нефтегазовых объектов. Определена потенциальная возможность применения отдельных элементов существующей системы нормативного регулирования в качестве блоков предлагаемой параметрической модели.

Список литературы

1. Миронова А.Ю., Староверов В.Д. «CНиПы-хрипы» или предписывающая и параметрическая концепции технического нормирования // Строительные материалы, оборудование, технологии XXI века. – 2022. – № 2 (271). – С. 13-19.

2. Басов А.В. Техническое регулирование и стандартизация в строительстве // Жилищное строительство. – 2019. – № 1-2. – С. 3-7. - https://doi.org/10.31659/0044-4472-2019-1-2-3-7

3. Колубков А.Н. Параметрический метод нормирования. Постоянное стремление к изменениям // АВОК: Вентиляция, отопление, кондиционирование воздуха, теплоснабжение и строительная теплофизика. – 2023. – № 8. – С. 12-21.

4. Королёв В.П., Кущенко И.В., Бочарова Е.А. Параметризация требований коррозионной защищенности стальных конструкций // Строительство и реконструкция. – 2023. – № 4 (108). – С. 33-46. - https://doi.org/10.33979/2073-7416-2023-108-4-33-46

5. Карпушкин А.С. Проблематика оценки соответствия в форме строительного контроля в условиях параметрического нормирования // В сб. Актуальные проблемы строительной отрасли и образования // Сб. докладов IV Национальной научной конференции. – М., 2024. – С. 636-647.

6. Каган П.Б., Бабушкин Е.С. Перспективы применения цифровых стандартов в строительстве // Строительное производство. – 2023. – № 2. – С.106-110. - https://doi.org/10.54950/26585340_2023_2_106

7. Becker R. Fundamentals of performance-based building design // Building Simulation. – 2008 – No 1. – P. 356-371. – https://doi.org/10.1007/s12273-008-8527-8

8. Astarini S.D., Utomo C. Performance-Based Building Design: A Review // Proceedings of 5th International Conference on Civil Engineering and Architecture. – 2023. – P. 359-368. - https://doi.org/10.1007/978-981-99-4049-3_29

9. Ercan B., Elias-Ozkan S. Performance-based parametric design explorations: A method for generating appropriate building components // Design Studies. – 2015. –

V. 38. – https://doi.org/10.1016/j.destud.2015.01.001

10. Astarini S.D., Utomo C., Rohman M. Key Elements Performance-Based Building Design on Construction Project Indonesia. – 2023. – https://doi.org/10.1007/978-981-99-4049-3_26

11. Дело – труба. ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России URL: https://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2021/4/890/ (Дата обращения 29.11.2016);

12. Васильев Г.Г., Сенцов С.И., Леонович И.А. О состоянии нормативного регулирования безопасности промысловых трубопроводов // Безопасность труда в промышленности. – 2017. – № 4. – С. 28-33. - https://doi.org/10.24000/0409-2961-2017-4-28-33

13. Васильев Г.Г., Леонович И.А. Исследование влияния коэффициентов надежности на расчетные толщины стенок магистральных трубопроводов нефти и газа // Безопасность труда в промышленности. –2018. – № 1. – С. 5-13. - https://doi.org/10.24000/0409-2961-2018-1-5-13

Ключевой составляющей системы менеджмента качества является управляемость процессами производства, которая обеспечивается с помощью идентификации и прослеживаемости этих процессов. В результате исключается передача потребителю продукции, не соответствующей требованиям. Реализация прослеживаемости объекта в испытательной лаборатории (ИЛ) обеспечивается путем его идентификации. Широко используется идентификация путем клеймения – нанесения на объект испытаний буквенно-цифрового кода ударным методом или несмывающимися чернилами. Однако расшифровка буквенно-цифрового кода при изготовлении и обороте объектов в ИЛ требует постоянного обращения к технологическому документу, что снижает производительность труда. Целью работы является разработка способа идентификации объектов из металла, обеспечивающего повышение производительности труда при проведении механических испытаний в лаборатории. Предложен метод визуальной цветовой индикации, представляющей собой разделение и отдельное обозначение каждого технологического процесса своим цветом на протяжении всех этапов его реализации. Каждый технологический процесс и его цветовая индикация привязаны к типу испытаний, а каждый вид испытаний имеет свой графический символ. Предложенные цветовые решения дают возможность обеспечить строгую сортировку образцов по видам испытаний и принадлежности к отобранным пробам на всех стадиях. Внедрение предложенного способа идентификации позволило повысить производительность труда, исключить пересортицу объектов испытаний, повысить трудовую дисциплину.

Порядок и алгоритм действий в случаях вероятной угрозы или при возникновении аварии, связанной с разливом нефти и нефтепродуктов на объектах топливно-энергетического комплекса, определены в соответствующих нормативных актах Российской Федерации. Основными нормативными документами, регулирующими правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, являются постановления Правительства Российской Федерации N 2366 от 30 декабря 2020 г. и N 2451 от 31 декабря 2020 г. В данной статье речь идет о правилах организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на сухопутной территории и их особенностях при применении в Арктической зоне Российской Федерации. Рассмотрены правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на континентальном шельфе, во внутренних морских водах, в территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации. Проанализированы инфраструктурные особенности региона, создающие определенные сложности для эксплуатирующих организаций при необходимости оперативной доставки аварийно-спасательных формирований и оборудования для локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. По результатам проведенного анализа представлены предложения и рекомендации по гармонизации законодательства в области предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов с учетом климатических и географических особенностей расположения объектов топливно-энергетического комплекса.

Список литературы

1. Методические основы обеспечения промышленной безопасности объектов ТЭК на примере трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 72–77.

2. Совершенствование законодательства в области разработки и утверждения планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на объектах магистральных нефтепроводов / А.В. Захарченко, А.Э. Гончар, Р.Ю. Шестаков, П.В. Пугачева // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – № 6. – С. 654–662.

3. Пугачева П.В., Шестаков Р.Ю., Гончар А.Э. Анализ нового законодательства, регламентирующего разработку и утверждение планов предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на объектах магистральных трубопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 122–128. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-122-128

4. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 20–29.

5. Маценко С.В. Научные основы организации работ по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в море с судов и объектов транспортной инфраструктуры: дисс. … д-ра техн. наук. – Владивосток, 2023.

6. Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива с учетом рельефа местности. Разработка мероприятий по защите территорий Арктики с обоснованием экономической эффективности их применения / Я.М. Фридлянд [и др.] // Сборник работ лауреатов Международного конкурса научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа–2016. – С. 42–44.

7. Анализ потребности и целесообразности внедрения на объектах трубопроводного транспорта цифровых решений, направленных на повышение безопасности труда / А.В. Захарченко, Р.Ю. Шестаков, В.Н. Слепнев, А.Э. Гончар // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 124–127. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-124-127

8. Совершение системы прогнозирования последствий аварий на основе применения метода экспертных оценок / В.Н. Слепнев, Р.Ю. Шестаков, А.Ф. Максименко, В.Л. Воробьева // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 144–147.

9. Шестаков Р.Ю. Правовые аспекты внедрения на объектах магистральных трубопроводов цифровых платформ и решений, направленных на повышение безопасности труда // Правовой энергетический форум. – 2023. – № 4. – С. 90–96. - https://doi.org/10.61525/S231243500027979-4

10. Fundamentals of improving the system for predicting the consequences of accidents at main pipeline facilities / V.N. Slepnev, R.Y. Shestakov, A.F. Maksimenko // Ecology, environmental protection, carbon neutrality and development. Sino-Russian ASRTU. – 2022. – С. 82–93.