Извините, демонстрация видеозаписи и презентации не согласована

При эксплуатации нескольких нефтеносных пластов по единой сетке скважин, остается актуальной задача разделения дебитов нефти и жидкости по объектам. Известные инженерные методики (на основе коэффициентов гидропроводности пластов, эффективной нефтенасыщенной толщины и др.) не учитывают динамические факторы и могут давать результаты, различающиеся в 10 раз и более. Применение гидродинамических моделей требует значительных временных затрат, а результаты существенно зависят от использованных априорных гипотез о геологическом строении объектов, выбранных относительных фазовых проницаемостей и др. Отмеченное обусловливает необходимость поиска аналитического инструмента, который опирался бы на наиболее достоверные и доступные данные, характеризующие состояние разработки объектов, и при этом с достаточной точностью позволял бы решать задачу разделения объемов добываемой жидкости и закачиваемой воды. Такой инструмент должен совмещать возможности гидродинамического моделирования и сравнительно низкую потребность в вычислительных ресурсах для проведения многочисленных расчетов в рамках анализа неопределенности. Перспективным направлением создания данного инструмента представляется модель CRMP-ML – известная ранее модель CRMP, должным образом модифицированная для описания разработки многопластовой системы.

Модель CRMP представляет собой функциональную зависимость дебита жидкости скважины от приемистости окружающих нагнетательных скважин. Неизвестные параметры этой зависимости определяются таким образом, чтобы минимизировать невязку между модельными и фактическими значениями дебитов на выбранном временном интервале. В отличие от модели CRMP и в дополнение к ней модель CRMP-ML использует требование минимизации невязки между пластовыми давлениями, рассчитанными по формулам, следующим из уравнения Дюпюи, и модели материального баланса. Использование априорной информации о гидропроводности пластов в окрестности добывающих скважин позволяет установить дополнительные зависимости между настраиваемыми параметрами, улучшает устойчивость модели и оптимизирует алгоритм адаптации.

Для оценки работоспособности новой модели проведен ряд численных экспериментов. Выполнено сопоставление результатов, полученных на модели CRMP-ML и гидродинамической модели. Показана возможность использования модели CRMP-ML для учета динамического разделения добычи с учетом дополнительных ограничений и априорной информации, и при выполнении всех требований, предъявляемых к моделям семейства CRM.

Извините, демонстрация видеозаписи и презентации доклада не согласована

Задача моделирования процессов, происходящих в пласте при пароциклической обработке призабойных зон скважин, является актуальной, поскольку технология требует предварительного прогноза технологических показателей с целью максимизации накопленной добычи. В работе рассмотрена оптимизация технологических параметров пароциклического воздействия на основе интегральной модели с учетом гравитационной сегрегации. Интегральная модель пароциклического воздействия усовершенствована за счет учета вертикальных конвективных течений.

Интегральная модель основана на следующих допущениях. На первой стадии во время закачки пара прогретая область имеет форму раскрывающегося конуса, вершина которого находится на забое скважины. Положение границы теплового фронта определяется условиями баланса тепла. Затем, когда координата фронта прогрева у кровли становится равной половине толщины пласта, движение теплового фронта начинается вблизи подошвы пласта. Прогретая область на этом этапе имеет форму усеченного конуса. Поворот системы координат и приведение уравнения теплопроводности к одномерному виду позволяет использовать интегральные уравнения теплового баланса. Условие равенства мощности суммарных тепловых потерь и скорости нагнетания теплоносителя позволяет определить максимальный радиус прогретой зоны и время закачки теплоносителя. Оптимальное время паротепловой пропитки определяется условием полной конденсации пара и втягиванием нефти в прогретую зону.

На этапе добычи нефти стадия движения фронта в виде усечённого конуса следует перед стадией уменьшения угла раствора конуса с вершиной на забое скважины. Добыча нефти в рамках предлагаемой модели определяется из интегрирования закона Дарси.

Разработанная модель была применена для расчета добычи нефти при применении метода на месторождении Шо-Вел-Там (США). Расчётное значение времени цикла закачки пара составило 31 дней, в то время как реальное – 27 дней. Расчёт показал, что конденсация пара происходит за 2 дня, на промысле период паротепловой пропитки составлял 8 дней. Суммарное время между циклами добычи составило по данным моделирования 33 дня, по промысловым данным – 35 дней. Таким образом, достигнутая точность 10% показывает, что верификация модели удовлетворительная.

Рассмотрено применение метода разложения по собственным функциям самосопряженного дифференциального оператора к решению одной нестационарной задачи теплообмена с фазовым переходом в неавтомодельной постановке при специальных начальных условиях на примере процесса промерзания некоторой сплошной среды. Решение задачи начинается с ее преобразования к области с неподвижными границами. Для решения преобразованной задачи строится конечное интегральное преобразование с неизвестным ядром, нахождение которого связано с постановкой и решением соответствующей спектральной задачи через вырожденные гипергеометрические функции. Затем находятся собственные значения и собственные функции, а также формула обращения для введенного интегрального преобразования, что позволяет описать аналитическое решение задачи. В ходе решения задачи устанавливается параболический закон движения границы раздела двух фаз. Задачи подобного типа возникают при математическом моделировании процессов теплообмена в строительстве, особенно в районах распространения многолетнемерзлых пород, в нефтегазодобыче при бурении и эксплуатации скважин, в металлургии и др

Извините, демонстрация видеозаписи доклада не согласована с докладчиком

Интегрированная модель (ИМ) обеспечивает выполнение взаимозависимых оптимизационных математических расчетов на основе использования связанных в единую систему моделей пласта, скважин и поверхностного обустройства. При традиционном подходе к созданию цифровых двойников различных бизнес-процессов нефтегазодобывающие компании рассматривают процессы добычи, транспорта и подготовки углеводородов как изолированные объекты с их минимальной увязкой между собой. В ИМ созданные модели обмениваются данными друг с другом непосредственно в процессе расчета посредством так называемого интегратора, что позволяет учесть такие важные факторы, как:
- влияние инфраструктурных ограничений на профиль добычи и, наоборот, параметров пласта (обводненность, газовый фактор, температура) – на пропускную способность системы сбора и транспорта (ССиТ);
- влияние фильтрационно-емкостных свойств и энергетического состояния сложных многопластовых систем, объединенных единой ССиТ, на режимы работы скважин;
- возможные ошибки персонала при передаче результатов расчета из одной модели в другую в качестве исходных данных.

Специалисты ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» и ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (входят в ПАО НК «Роснефть») разработали ИМ приоритетного участка освоения Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения. В проекте задействованы 20 упрощенных моделей пластов, около 300 моделей нефтяных скважин, учтены крупные инфраструктурные объекты, в том числе система трубопроводов общей протяженностью более 100 км.
На текущем этапе ИМ проходит опытно-промысловые испытания, в рамках которых выполнены следующие сценарные расчеты:
- оценены уровни добычи на краткосрочный (30-90 сут, 1 год) и долгосрочный (3 года) пероды;
- оптимизированы режимы работы скважин;
- выявлены проблемы наземной инфраструктуры месторождения и сформированы предложений по ее оптимизации;
- долгосрочный расчет уровней добычи (3 года).

В работе также рассмотрены подход к внедрению ИМ в бизнес-процессы компании и задачи, которые планируется решать с ее использованием. Кроме того, представлены дальнейшие планы по расширению модели. Созданная ИМ Куюмбинского месторождения позволит повысить качество принимаемых проектных решений посредством учета сложного геологического строения, высоких газовых факторов и значительных объемов попутно добываемой воды ввиду наличия субвертикальной трещиноватости.

В работе проанализировано, как в процессе гидродинамического моделирования возникает погрешность вычисления полей водонасыщенности и давления, связанная с влиянием численной диффузии при использовании численных схем для решения систем дифференциальных уравнений. Даны примеры «размывания» водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, усиления взаимовлияния скважин при расчетах давлений на моделях с крупными размерами ячеек. На основе сопоставления плановых и фактических эффектов от поддержания пластового давления и взаимовлияния скважин в результате бурения уплотняющих скважин показано значительное отклонение расчетных показателей от фактических, обусловленное влиянием численных эффектов.

Для устранения указанных проблем предложено использовать два способа. Первый способ заключается в измельчении конечно-разностной сетки гидродинамической модели в районах проведения геолого-технических мероприятий с последующей настройкой на фактические данные. Второй способ – ремасштабирование относительных фазовых проницаемостей по авторской методике – позволяет уточнить карты остаточных подвижных запасов, но не уменьшает погрешность расчета давления.

Проверка первого способа выполнена на секторной гидродинамической модели нефтяного месторождения с высокой неоднородностью по разрезу. Повышение детализации гидродинамической модели позволило уточнить локализацию остаточных запасов нефти. На основании детализированной секторной модели оптимизирована программа зарезок боковых стволов. Апробация методики ремасштабирования относительных фазовых проницаемостей для повышения точности локализации текущих извлекаемых запасов в гидродинамической модели выполнена на полномасштабной крупноячеистой модели месторождения с высокой проницаемостью коллектора (0,111 мкм²). На основе уточненной карты плотности подвижных запасов нефти оптимизирована программа бурения уплотняющих скважин.

Таким образом, подтверждена высокая степень влияния численной диффузии на результаты оценки эффективности геолого-технических мероприятий на гидродинамической модели, предложены пути минимизации вычислительных ошибок. Отмечено, что предложенные подходы не позволяют полностью устранить влияние численной диффузии на результаты расчетов, в связи с чем предложено корректировать вычислительное ядро симуляторов (вводить методы регуляризации решения, корректировать метод аппроксимации насыщенности).

Работа выполнена в рамках государственного задания ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН - проведение фундаментальных научных исследований по теме № 0580-2021-0019 «Создание методики выявления невыработанных зон на нефтяных месторождениях и подсчёта остаточных запасов нефти на основе комплексирования математического моделирования, анализа разработки с исследованиями скважин и пластов».

Разработка месторождения, как правило, начинается до того, как закончены изучение геологической структуры и построение фильтрационной модели пласта. При исследовании месторождения в процессе его эксплуатации необходимо проведение наблюдений и измерений с последующей интерпретацией данных с минимальным вмешательством в текущую производственную деятельность. В настоящее время можно полагать, что при работе месторождения регулярно в автоматическом режиме выполняются замеры дебитов и забойных давлений с небольшим временным шагом. Достаточно простая обработка массива этих данных с использованием и обобщением алгоритмов сингулярного разложения матриц позволяет получить наглядную информацию, например, усредненное пространственное распределение проницаемости пласта, а также применять метод гидропрослушивания даже для далеко разнесенных работающих скважин без остановки реагирующих скважин и без периодической остановки возмущающих скважин. В 80-90-ых годах ХХ века в практику вошел сингулярно-спектральный анализ (SSA) как инструмент фильтрации и сглаживания небольших временных рядов. На примере изучения геологической структуры нефтяного месторождения Восточной Сибири при помощи гидропрослушивания скважин в работе приведено обобщение этого метода для фильтрации больших (десятки тысяч отсчетов) временных рядов. Предлагаемое обобщение заключается в применении к большим матрицам вейвлет-пакетного разложения и сингулярного разложения матриц.

Формирование пространственно-временного массива величин Q(t)/p_з(t) (Q – дебит, p_з – забойное давление) для всех скважин и его аппроксимация с разделением переменных при помощи сингулярного разложения матриц позволяет получить оценку относительного пространственного распределения проницаемости по простиранию пласта. Время наблюдения не должно быть малым. В модельном примере время наблюдения равнялось 1 году. Левые сингулярные векторы иногда называют естественными ортогональными функциями. Первый левый сингулярный вектор описывает плавное глобальное изменение во времени поля Q(t)/p_з(t) в данной пространственной точке. Первый правый сингулярный вектор описывает плавное глобальное изменение в пространстве Q(t)/p_з(t). Использование модельной задачи связано с возможностью оценки результатов метода. Показано что если определенным образом варьировать дебиты скважин и применять к полученным измерениям предложенную методику, то можно оценивать наличие в межскважинном пространстве зон с фильтрационной неоднородностью (например, целиков нефти).

Известно, что в случае традиционных геолого-гидродинамических моделей нефтегазовых залежей особую трудность представляют следующие задачи:
- установление явных зависимостей коэффициентов извлечения нефти от плотностей сеток скважин;
- расчет текущего охвата вытеснением запасов нефти, целиков нефти, недренируемых зон нефтяных залежей и недренируемых запасов;
- расчет технологической эффективности очагового, нестационарного, циклического заводнения, применения потокотоклоняющих технологий и др.

Указанные проблемы обусловлены ограничениями симуляторов, построенных на основе линейного закона Дарси. При этом эти прикладные задачи чрезвычайно актуальны, особенно при доизвлечении запасов длительно разрабатываемых месторождений и разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Для этих объектов необходимы обоснованное бурение уплотняющих скважин и боковых стволов, управление заводнением, применение потокоотклоняющих технологий и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, бурение горизонтальных и многозабойных скважин.

Как показывают результаты исследований, промысловый опыт и многочисленные литературные данные, для расширения возможностей традиционных симуляторов, моделей и решения рассматриваемых задач необходимо моделировать процессы разработки нефтяных залежей при отклонениях параметров потоков пластовых флюидов от закона Дарси. Так, начальный градиент сдвига, остаточную нефтенасыщенность и относительные фазовые проницаемости (ОФП) необходимо считать функциями скоростей фильтрации флюидов, капиллярных чисел. Данные параметры необходимо уточнять и пересчитывать динамически в процессе моделирования. Это позволит строить более реалистичные модели процессов разработки нефтегазовых залежей, чем создаваемые в настоящее время.

В работе приведены основные аналитические зависимости для расчета параметров и показана их реализация в авторском программном обеспечении и для традиционного гидродинамического симулятора. Так, внешний, по отношению к симулятору, программный модуль управляет временными шагами моделирования, рассчитывает скорости фильтрации, капиллярные числа и «кубы» концевых точек ОФП, автоматически перезапуская симулятор на каждом временном шаге. При этом симулятор выполняет такие рутинные функции, как масштабирование ОФП на каждом временном шаге по заданным концевым точкам; расчет потоков флюидов, поля пластовых давлений и насыщенностей.

В работе показаны возможности разработанного методического, математического и программного обеспечения; представлены результаты решений прикладных задач на примере одного из нефтяных месторождений.

Кислотная стимуляция скважин является основным методом интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов. Обычно для этого применяют кислотные составы на основе соляной кислоты. Задача проведения кислотной обработки (КО) скважин в карбонатных коллекторах заключается в восстановлении проницаемости и стимуляция пласта за счет образования новых высокопроводящих поровых каналов (червоточин). Проектирование и расчет оптимального дизайна КО, а также прогнозных показателей добычи после интенсификации притока выполняются на основе математического моделирования. В известных симуляторах КО моделируется однофазный поток: закачка кислоты в водонасыщенную породу. В реальных КО кислотный состав закачивается в нефтенасыщенные зоны, при этом возможно образование области двухфазного потока вокруг червоточины. При этом возникает вопрос, насколько сильно двухфазный поток может влиять на распространение каналов растворения. Для исследования данной проблемы рассмотрена двухфазная модель закачки кислоты в нефтенасыщенные породы с различной водонасыщенностью. Результаты численного моделирования показали, что усложнение модели (в рамках двухфазного потока) кислотного растворения карбонатной породы не приводит к каким-то новым результатам по сравнению с однофазной моделью. Для оценки эффективности КО рассчитывался скин-фактор. Как показали расчеты, максимальное абсолютное значение разности скин-факторов, рассчитанных по однофазной и двухфазной моделям меньше 0,005. При моделировании КО слоисто-неоднородных пластов обычно предполагается, что неоднородные слои гидродинамически изолированы, что позволяет для каждого слоя решать отдельную задачу. В каждом слое рассчитывается эффективность КО при заданных технологических параметрах обработки (состав, объем и скорость закачки) и затем определяется суммарная эффективность процесса. Хотя слои разделены непроницаемыми перемычками, поперечное вертикальное течение может возникать из-за дефектов и трещин, образованных в хрупких разделительных слоях в результате деформации напряжения. Для оценки влияния данного фактора разработана математическая модель КО скважины в слоисто-неоднородном пласте с учетом межслойных перетоков. Для сравнения расчеты выполнялись для гидродинамически изолированных слоев, для однородного пласта с усредненными фильтрационными характеристиками. Показано, что при моделировании КО межпластовыми перетоками можно пренебречь при закачке небольших объемов кислотных составов и создании гелевых экранов.

Образование газовых гидратов – один из негативных факторов при добыче газа. Наличие газогидратов уменьшает срок службы газосборной сети и ее пропускную способность, усложняет или делает невозможным процесс переработки, снижает эффективность транспортировки газа и приводит к аварийным ситуациям на промысловых объектах. Поэтому изучение механизма образования газовых гидратов и выбор методов предотвращения образования и ликвидации гидратов являются актуальными задачами. Для прогнозирования возможности образования гидратов на некоторых участках трубопроводов можно использовать формулу, которая определяет величину разницы химических потенциалов Δμ. Если Δμ>0, то образование газового гидрата на исследуемом участке трубопровода возможно; если Δμ<0, то невозможно. При Δμ = 0 система находится в состоянии равновесия. Однако, как правило, на практике данная ситуация не реализуется, так как это идеализированная теоретическая модель. Для выполнения таких расчетов необходимо определить распределение температуры и давления по всему участку трубопровода, например, с помощью усовершенствованной экспоненциальной зависимости. Температуру и давление вдоль ствола скважины можно рассчитать с использованием систему дифференциальных уравнений, выведенных из формулы Стефана и термодинамической теории.

Серьезной проблемой при добыче нефти методом заводнения пласта является обводнение продукции скважин. При этом важно своевременно корректно определить источник поступления воды и принять меры по ограничению водопритоков. Часто для контроля движения вод в пласте применяются трассерные исследования. Эти исследования обладают высокой информативностью, однако являются сложными и дорогостоящими. В то же время на большинстве месторождений проводится регулярный мониторинг химического состава попутно добываемых и закачиваемых вод. Поэтому был разработан способ обнаружения и расчета количества закачиваемой воды в продукции добывающих скважин на основе информации о химическом составе воды при помощи метода кластерного анализа.

Предлагаемый подход идентификации прорыва закачиваемой воды заключается в разделения образцов на три группы с выделением промежуточной по физико-химическим параметрам группы, соответствующей образцам с прорывом при помощи кластерного анализа методом k-средних. Доля закачиваемой воды рассчитывается методами иерархического кластерного анализа на основе отношения статистических дистанций между образцами.

В работе рассмотрены результаты расчетов, выполненных при помощи программного комплекса Statistica 12 на основании результатов исследований 107 образцов попутно добываемой и закачиваемой воды, отобранных на одной из платформ шельфового нефтегазового месторождения о. Сахалин за несколько лет добычи. Определено 13 физико-химических параметров вод, включая pH, общую минерализацию, концентрацию основных ионов.

Иерархический анализ полного массива данных показал, что данный метод позволяет успешно разделить образцы воды на группы, соответствующие скважинам, и выделить скважины с изменениями в составе воды. Методом k-средних подтверждено поступление закачиваемой воды в одну из скважин. Рассчитана доля закачиваемой воды в образцах из данной скважины. В течение 2,5 лет она увеличилась от 1,3 до 30,1 %. Полученные результаты хорошо коррелировались с содержанием сульфатов, корреляции с другими компонентами не наблюдалось. Преимуществом предложенного подхода стала возможность отслеживать неочевидные процессы, не поддающиеся субъективной оценке. Оценка статистической значимости параметров позволила минимизировать влияние случайных или не связанных с прорывом закачиваемой воды факторов.

На разработанный способ получен патент РФ № 2743836.

Рассмотрена новая концепция имитационного моделирования динамических систем. Дано описание основных понятий и терминов концепции, а также принципов создания модели физического процесса. Под «имитацией» в пределах данной концепции понимается временная дискретизация динамической системы, которая представлет собой совокупность некоторых объектов, связанных друг с другом причинно-следственной связью. Каждый объект системы математически описывается соответствующими дифференциальными уравнениями, граничные условия которых определяют взаимосвязь этих объектов. Предложенная концепция применяется к моделированию процесса разработки пласта летучей нефти, который эксплуатируется скважиной, оборудованной скважинным штанговым насосом, в системе насос – скважина – пласт. Разработаны алгоритмы для прогнозирования основных показателей процесса с учетом PVT свойств флюидов и фазовых превращений углеводородной системы при фильтрации в пласте. Учитываются наличие затрубного пространства в скважине и переток между затрубным пространством и лифтовыми трубами. С помощью построенной модели проведен ряд компьютерных исследований, в том числе изучена зависимость дебита скважины, оборудованной плунжерным насосом, и степень заполнения цилиндра насоса от числа качания станка-качалки. Установлено, что с повышением частоты качаний балансира подача насоса и степень заполнения цилиндра увеличиваются до определенного момента, после которого подача насоса почти не меняется, а степень заполнения резко снижется. Кроме этого, пики отмеченных параметров не совпадают по числу качания, что позволило создать критерий перехода на периодический режим эксплуатации скважины.

К настоящему времени для всех месторождений, находящихся на 1-3 стадиях разработки, созданы более или менее реалистичные геологические и гидродинамические модели, отражающие основные представления об объектах. При этом для подбора оптимального режима эксплуатации месторождения приходится итеративно рассчитывать множество вариантов. В рамках вероятностного моделирования тем более невозможно оптимизировать все варианты вручную. В то же время в отрасли накоплен большой опыт использования аналитических моделей для прогноза и оптимизации добычи. Такие аналитические модели, как характеристика вытеснения, обладают рядом преимуществ: они просты в реализации, обладают хорошей прогностической способностью на коротких временных промежутках, применимы для гидродинамической модели и выполняются для любой элементарной зоны притока. Все эти особенности позволяют оптимизировать режим работы скважин не только по отдельным скважинам, но и по стволам многоствольных скважин.

В работе предложен алгоритм использования характеристик вытеснения в гидродинамической модели для оптимизации работы фонда. Суть алгоритма заключается в минимизации целевой функции, которая является суммарной накопленной добычей воды для каждой элементарной зоны притока скважины или ствола многоствольной скважины. Добыча воды вычисляется по характеристикам вытеснения, которые адаптивно настраиваются для каждой скважины на данные по 2-5 последним расчетным шагам. Аргументами функции выступают дебиты жидкости стволов многоствольных скважин. На основании полученных дебитов пересчитываются размеры клапанов нижнего заканчивания и дебиты скважин. Алгоритм реализован с помощью инструментов известного гидродинамического симулятора (python-скрипт в 2200 строк) с применением объектно-ориентированного программирования.

Предложенный алгоритм опробован на модели месторождения D33, где имеются двуствольные скважины, нижнее заканчивание которых представлено многосегментной моделью. Одним из основных целевых показателей является продолжительность периода стабильной добычи нефти. Применение данного скрипта при моделировании позволило за счет изменения направляющих дебитов оптимизировать работу скважин и увеличить время работы месторождения с целевыми показателями. Дополнительное преимущество применения алгоритма заключается в ускорении подготовки к расчету различных вариантов.

Серьезной проблемой при добыче нефти методом заводнения пласта является обводнение продукции скважин. При этом важно своевременно корректно определить источник поступления воды и принять меры по ограничению водопритоков. Часто для контроля движения вод в пласте применяются трассерные исследования. Эти исследования обладают высокой информативностью, однако являются сложными и дорогостоящими. В то же время на большинстве месторождений проводится регулярный мониторинг химического состава попутно добываемых и закачиваемых вод. Поэтому был разработан способ обнаружения и расчета количества закачиваемой воды в продукции добывающих скважин на основе информации о химическом составе воды при помощи метода кластерного анализа.

Предлагаемый подход идентификации прорыва закачиваемой воды заключается в разделения образцов на три группы с выделением промежуточной по физико-химическим параметрам группы, соответствующей образцам с прорывом при помощи кластерного анализа методом k-средних. Доля закачиваемой воды рассчитывается методами иерархического кластерного анализа на основе отношения статистических дистанций между образцами.

В работе рассмотрены результаты расчетов, выполненных при помощи программного комплекса Statistica 12 на основании результатов исследований 107 образцов попутно добываемой и закачиваемой воды, отобранных на одной из платформ шельфового нефтегазового месторождения о. Сахалин за несколько лет добычи. Определено 13 физико-химических параметров вод, включая pH, общую минерализацию, концентрацию основных ионов.

Иерархический анализ полного массива данных показал, что данный метод позволяет успешно разделить образцы воды на группы, соответствующие скважинам, и выделить скважины с изменениями в составе воды. Методом k-средних подтверждено поступление закачиваемой воды в одну из скважин. Рассчитана доля закачиваемой воды в образцах из данной скважины. В течение 2,5 лет она увеличилась от 1,3 до 30,1 %. Полученные результаты хорошо коррелировались с содержанием сульфатов, корреляции с другими компонентами не наблюдалось. Преимуществом предложенного подхода стала возможность отслеживать неочевидные процессы, не поддающиеся субъективной оценке. Оценка статистической значимости параметров позволила минимизировать влияние случайных или не связанных с прорывом закачиваемой воды факторов.

На разработанный способ получен патент РФ № 2743836.

В работе рассмотрен программный продукт TSH FRAC, основанный на одномерной гибридной математической модели. Приведена численная реализация математической модели. Программный комплекс позволяет при импорте данных о параметрах пласта, закачке, свойствах жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) и проппантов рассчитывать геометрические параметры трещины, визуализировать результаты расчета. Предусмотрена возможность выполнения многовариантных вычислений. В комплексе предусмотрена опция, позволяющая минимизировать возможные риски при предпроектной подготовке. Реализована возможность внесения пользовательских «сценариев», в которых могут быть описаны как возможные исходы, так и ограничения по корректности технологических параметров с учетом геологических предпосылок и фактической информации о ранее проведенных ГРП на объектах-аналогах. В TSH FRAC после загрузки данных о стоимости отдельных работ и материалов можно рассчитать себестоимость проведенных мероприятий, что в дальнейшем, при оценке дополнительной добычи нефти, дает представление об экономической рентабельности. Результаты вычислений экспортируются в виде различных отчетов в формате Excel, что позволяет работать с информацией специалистам смежных направлений, занимающихся проектированием ГРП.

Программный комплекс протестирован при решении ряда задач с варьированием геологических параметров пласта и технологических параметров закачки. Расчеты с использованием фактической информации о проведенных ГРП и результаты сравнения с существующими коммерческими аналогами свидетельствуют о корректности представленной математической модели, заложенной в основу комплекса.

Отмечено, что программно-расчетный модуль на основе созданной математической модели имеет перспективы развития и может служить инструментом для анализа мероприятий, связанных с созданием трещин ГРП, а также использоваться при инженерном сопровождении в инжиниринговых компаниях.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) в настоящее время является неотъемлемой частью процесса разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Нестационарные эффекты в таких коллекторах доминируют практически на всем протяжении времени эксплуатации. На эффективность ГРП влияет большое количество факторов, одним из которых является качество околотрещинной зоны пласта, так называемая скин-зона (fluid loss damage zone). От параметров этой зоны значительно зависят дебит и коэффициент продуктивности скважины. Поэтому важно иметь способ оценки параметров этой зоны.

В работе решалась следующая задача. В бесконечном пласте, насыщенном однофазной жидкостью, имеется скважина, которая пересекается симметричной вертикальной трещиной гидроразрыва по всей его толщине. Пласт вокруг трещины имеет скин-зону, которая обладает малой протяженностью по сравнению с характерным размером задачи, а также обладает ухудшенными коллекторскими свойствами. Гидравлическая связь пласта и скважины реализуется только через боковую поверхность трещины, так как ширина (раскрытие) трещины намного меньше ее длины. В начальный момент времени давление в пласте и трещине одинаково и скважина вводится в эксплуатацию с постоянным расходом.

Решение задачи найдено для изображений в пространстве Лапласа, а оригинал получен в квазистационарном приближении для зависимости забойного давления от времени. Выражение представляет собой уравнение «типовых кривых» (type curves), которые можно использовать для решения обратных задач гидродинамики пласта и задач интерпретации гидродинамических исследований скважин. Рассмотрен безразмерный параметр с, определяющий дополнительное падение давления в скин-зоне, что по смыслу совпадает со скин-фактором. Показано, что при нулевом значении скин-фактора полученное выражение совпадает с точностью до постоянного множителя с известным уравнением типовой кривой для билинейного режима при отсутствии скин-зоны.

Извините, демонстрация видеозаписи и презентации доклада не согласованы с докладчиком
В работе представлен алгоритм для моделирования напряженного состояния ствола скважины в трансверсально-изотропной среде с произвольно ориентированной осью анизотропии. Представлен способ описания анизотропной прочности породы. На основании исследования кернового материала показано влияние анизотропии упругости на окно плотности бурового раствора для безопасного бурения.

Алгоритм расчета напряженного состояния ствола скважины основан на аналитическом решении с использованием методов теории функций комплексного переменного. Расчет анизотропии прочности базируется на представлении анизотропной среды как тела, содержащего плоскости ослабления. Оценка параметров анизотропии породы проведена с использованием данных нестандартных лабораторных исследований, включающих определение параметров Томсена. Безопасное окно бурения рассчитано в собственном программном обеспечении. Отмечено, что выполнение полноценных расчетов для анизотропной породы в настоящее время не представляется возможным, поскольку не существует единого подхода к определению параметров анизотропии. По этой причине все расчеты, сделанные в проекте, являются оценочными.

Эффекты анизотропии условно можно разделить на две составляющие: влияние анизотропии упругости на расчет моментов начала обрушения, а также влияние более раннего разрушения вдоль плоскостей ослабления на результат расчетов окна безопасного бурения. Результаты оценочных расчетов показали существенное влияние эффектов анизотропии на расчет безопасного ока бурения.

Впервые реализован алгоритм расчета устойчивого состояния ствола скважины в анизотропной среде на уровне промышленного геомеханического 1D симулятора как на уровне расчета напряженного состояния, так и на уровне анизотропии прочности породы.

В данной работе представлена методика, позволяющая выполнить экспресс-оценку оптимальных параметров разработки шельфовых месторождений. На первом этапе решается задача определения максимально допустимых затрат на обустройство месторождения, при которых проект будет эффективным, и, как следствие, определяются типы гидротехнических сооружений, которые могут применяться для освоения залежей. На втором этапе для каждого рентабельного гидротехнического сооружения оценивается плотность сетки скважин, соответствующая наилучшему экономический варианту разработки месторождения. В настоящее время для освоения шельфовых месторождений применяются разнообразные конструкции морских гидротехнических сооружений (МГТС). Решение о применении конкретного типа МГТС зависит как от глубины моря, удаленности от берега и региона расположения месторождения, так и от параметров самой залежи, т.е. от запасов и продуктивности пласта. В свою очередь тип гидротехнических сооружений и удаленность от существующей инфраструктуры определяют число скважин и объем затрат (капитальных и операционных), а продуктивность пласта и запасы – уровень добычи нефти и выручку от ее реализации. В результате применения подхода, описанного в данной работе, удается унифицировать процесс обоснования оптимального обустройства и системы разработки шельфового месторождения за счет построения универсальных зависимостей и палеток, определяющих оптимальные параметры проекта. Разработана математическая модель и получены безразмерные комплексы технико-экономических параметров, с использованием которых получен шаблон применения технологии обустройства месторождений на примере шельфовых проектов Вьетнама. Построены палетки, позволяющие оперативно оценить оптимальную плотность сетки скважин в зависимости от геологических параметров залежи, затрат на освоение месторождения и скорости его разбуривания.

Извините, демонстрация видеозаписи и презентации доклада не согласована с докладчиком

В настоящее время в нефтяной промышленности в связи с переходом к разработке сложных объектов ведется поиск новых технологий для поддержания добычи на достигнутом уровне или обеспечения ее прироста. Характерными особенностями таких объектов являются недоизученность, сложность геологического строения, наличие фонда транзитных скважин. При их разработке возникает необходимость совершенствования методов повышения нефтеотдачи пластов. В настоящее время актуальным направлением при геологическом сопровождении бурения горизонтальных скважин и боковых стволов является эффективное управление рисками, их своевременное выявление и минимизация с целью снижения вероятности экономических потерь.

В работе рассмотрены подходы к оценке геологических рисков и алгоритма подбора мероприятий, направленных на снижения риска перед началом бурения новых скважин, с применением секторных геолого-гидродинамических моделей. Представлены результаты изучения геологического строения объекта «К» месторождения «А». Оценены и классифицированы геологические риски. Построена секторная геолого-гидродинамическая модель опытного участка. Определены зоны локализации остаточных запасов. Выполнен расчет вариантов разработки участка с бурением горизонтальных скважин и боковых стволов. Дано описание предложенных подходов к оценке геологических рисков, подбору мероприятий и скважин-кандидатов. Даны рекомендации по снижению геологических рисков на опытном участке. Проанализирована эффективность применения рассмотренного подхода при разработке объекта «К».

Показано, что проведение мероприятий, направленных на уменьшение степени геологической неопределенности, в совокупности с созданием цифровой модели участка позволило снизить риски при планировании бурения. Экономическая эффективность мероприятий на сложных карбонатных объектах «К» кратно превышает стоимость их проведения. Опыт применения данного подхода может быть использован на других объекты со схожими геологическими и технологическими характеристиками.

Цифровая трансформация является одним из пяти национальных приоритетов развития Российской Федерации. В нефтегазовом секторе одним из полюсов, вокруг которого должна выстраиваться цифровая архитектура, является «цифровое месторождение». Среднесрочное и краткосрочное планирование разработки месторождений нефти и газа и оценка эффективности реализованных мероприятий осуществляются с использованием постоянно действующих гидродинамических моделей (ГДМ). Однако принятие ежедневных решений связано с переходом к «цифровому месторождению». Адаптация модели к истории разработки занимает значительную часть времени создания ГДМ, поэтому обновление «цифрового двойника» в ежедневном режиме должно быть связано с минимизацией ручного труда. В связи с этим становится актуальным переход на программное обеспечение автоматизированной адаптации ГДМ.

Некоторые из существующих в настоящее время программ для автоматизированной адаптации ГДМ хорошо зарекомендовали себя. Эти программы позволяют контролировать множество параметров и получать хорошие результаты. Однако многофакторность решения задачи и связанная с этим сложность анализа результатов являются одной из причин того, что данные инструменты не находят широкого применения. В качестве альтернативы предложено рассмотреть автоматизированную адаптацию настраиваемых параметров модели отдельными модулями: настройка проницаемости, параметров законтурной зоны, относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и др. – с проведением предварительного анализа причин расхождения фактических и расчетных значений.

В работе представлен относительно простой и эффективный алгоритм автоматизированной адаптации, позволяющий настраивать параметры работы скважин на фактические данные путем внесения изменений в массив данных о проницаемости. Итерационно, по каждой скважине, проводится анализ добычи по разрезу, вычисляются множители для каждой вскрытой скважинами ячейки ГДМ. Затем выполняется процедура интерполяции/экстраполяции для получения массива модификаторов для проницаемости ГДМ. Алгоритм формализован, реализован в виде программы, апробирован на секторных и полноразмерных ГДМ. Дано описание методики тестирования алгоритма автоматизированной адаптации и приведены результаты ее применения на ГДМ. Анализ результатов расчетов показывают, что применение автоадаптации массива проницаемости с помощью предложенного алгоритма позволяет методически обоснованно и эффективно с высокой точностью заменить ручную правку.

В настоящее время полный цикл адаптации ГДМ не реализован: ведется разработка программы для подбора объема законтурной зоны и корректировки формы кривых ОФП. Алгоритм определения формы ОФП реализуется с использованием методов машинного обучения. После реализации полного цикла адаптации необходимо будет добавить модуль машинного обучения для хранения и анализа действий специалиста, что дополнительно упростит процесс создания цифрового месторождения.

В работе рассмотрено ускорение численных расчетов при моделировании многофазных фильтрационных потоков пластовых флюидов на основе использования инновационной архитектуры графических процессоров (GPU) за счет реализации проверенных и эффективных параллельных численных алгоритмов в условиях ограничений и преимуществ графических процессоров. За основу приняты стандартные процессы и процедуры симулятора Black Oil. Ключевые операции связаны с переписыванием кода на CUDA C, разработкой оптимальных вычислительных ядер (kernels) на устройстве и адаптации проверенных и надежных алгоритмов на базе центрального процессора (CPU) к новой парадигме графического процессора. Для достижения высоких показателей ускорения потребовалось максимизировать загрузку GPU и использовать все его аппаратные возможности, практически полностью исключить обмен данными CPU-GPU (bottleneck) и найти подходящие алгоритмы линейного решателя в условиях массивного параллелизма.

Представлены детали решения задачи фильтрации на GPU. Высокая производительность обеспечивалась следующими особенностями реализации: специальные форматы хранения данных, векторов и матриц; широкое использование регистров и shared памяти вместо global и local переменных; балансировка расчетов внутри wrap и thread; определение ядра для последовательного треугольного решателя, сохраняющего баланс загрузки потока и количества массивно параллельных потоков. Программная реализация рассматриваемых алгоритмов демонстрирует ускорение с более чем десятикратной разницей по сравнению с коммерческими симуляторами на CPU. Сопоставление алгоритмов и оценка их корректности проверялись на известной тестовой задаче SPE-10.

Показан успешный опыт применения многообещающей аппаратной технологии графических процессоров с целью максимального ускорения расчетов фильтрационных потоков при полномасштабном моделировании разработки месторождений углеводородов. Использование симуляторов на базе графических процессоров позволит предоставить лучшие решения для бизнеса за счет большей многовариантности расчетов и детализации моделей.

Задача моделирования течения жидкостей с неньютоновскими свойствами возникает при операциях, связанных с бурением скважины. Реологические свойства большинства буровых флюидов, как правило, лучше всего описываются моделями неньютоновской жидкости. В данной работе рассмотрена модель Гершеля – Балкли (Herschell – Bulkley).

В настоящее время разработаны одномерные, двумерные и расширенные двумерные модели, но полностью трехмерных моделей не так много. Решение системы уравнений Навье – Стокса с неньютоновской моделью вязкого трения в трехмерном пространстве представляет собой задачу, невозможную для аналитического и крайне сложную для численного решения. Наиболее распространенные методы (конечно-разностные, конечно-элементные, конечно-объемные) дискретизации дифференциальных уравнений базируются на Эйлеровом описании флюида. При таком подходе основные соотношения представляют собой существенно нелинейные дифференциальные уравнения с частными производными. Используемый в работе метод сглаженных частиц (Smoothed Particle Hydrodynamics – SPH) является полностью бессеточным и основан на Лагранжевом подходе. В рамках SPH жидкость представлена индивидуальными частицами среды – материальными точками, которые сглаживаются с помощью функций ядра с компактным носителем. Далее численно решаются уравнения движения частиц и эволюции их физических характеристик, что позволяет описывать течение. Главное преимущество метода сглаженных частиц состоит в том, что основные уравнения при его использовании превращаются в обыкновенные дифференциальные. Это существенно упрощает задачу.

В проведенных численных исследованиях использовалась модификация метода SPH для моделирования течения несжимаемой жидкости – слабосжимаемая гидродинамика сглаженных частиц (Weakly Compressible SPH). В рамках WCSPH плотность частиц эволюционирует в соответствии с уравнением неразрывности. Давление жидкости находится с помощью уравнения состояния, которое связывает давление жидкости и ее плотность. В результате построена трехмерная численная модель движения жидкости с неньютоновской реологией в рамках метода сглаженных частиц. Для валидации выполнены моделирование течение Пуазейля жидкости с ньютоновскими свойствами сравнение результатов с аналитическим решением. Кроме того, проведен расчет движения жидкости с реологией Гершеля – Балкли в эксцентричном кольцевом канале.

Построение интегрированных моделей основывается на использовании актуальных исходных данных для моделирования процесса добычи углеводородов. Из-за отсутствия возможности оценки пластового давления с помощью гидродинамических исследований (ГДИ) с необходимой дискретностью в моделях зачастую используется устаревшая информация, что влияет на точность прогнозных расчетов. Для повышения качества моделей необходимы актуальные данные о пластовом давлении. Цель работы заключалась в оценке применимости косвенных способов определения текущего пластового давления.

В рамках работы для построения интегрированных моделей использована серия программ IPM Petroleum Experts, в том числе рассмотрены такие способы, как регрессионный анализ, программа PROSPER, а также построена геолого-гидродинамическая модель (ГГДМ). Регрессионный анализ, заключающийся в нахождении наиболее важных факторов, влияющих на зависимую переменную, применим при следующих условиях: 1) на скважине проведено не менее трех замеров пластового давления; 2) режиме разработки залежи не изменялся после выполнения последнего исследования. Результатом анализа является математическая модель оценки пластового давления в скважине, позволяющая определить значение на основе известных параметров. Оценка пластового давления с помощью программы PROSPER возможна, если на скважине выполнено минимум одно ГДИ или исследование методом установившихся отборов и после последнего исследования мероприятия по воздействию на продуктивность скважины не проводились. Использование ГГДМ позволяет оценить пластовое давление в скважине вне зависимости от наличия ГДИ.

Для оценки применимости рассмотренных способов выполнена их апробация на скважинах одного из месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Путем сравнения расчетного пластового давления с фактическими значениями, определенными в результате ГДИ, выполнена оценка погрешности способов. Установлено, что для расчета текущего пластового давления с наименьшими трудозатратами и наибольшей точностью рассмотренные способы необходимо использовать в совокупности. С этой целью сформирован алгоритм, позволяющий на этапе построения интегрированной модели подобрать способ определения пластового давления для всего фонда добывающих скважин месторождения. Предложенный алгоритм лгоритм опробован на 14 месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Извините, демонстрация видеозаписи доклада не согласована с докладчиком

Актуальность исследований в области построения алгоритмов пересчета давления по стволу скважины связана как с повышением точности расчетов, так и с созданием унифицированных моделей на основе уже известных методик. Главной задачей является обеспечение корректности расчетов давления для различных режимов работы скважины и повышение качества проводимых гидродинамических исследований скважин (ГДИС).

ПАО «НК «Роснефть» ведет активную работу в области импортозамещания наукоемкого программного обеспечения (ПО). В настоящее время в компании успешно реализуется проект по импортозамещению ПО в части интерпретации ГДИС. Разрабатываемое ПО включает наиболее известные на практике методики моделирования многофазного потока для расчета забойного давления в стволе добывающей скважины, такие как однофазная модель, односкоростная модель, методики Hasan – Kabir, Beggs – Brill, Ansari, Zhang, Orkiszewski. При апробации методик рассматривался широкий диапазон изменения параметров: газового фактора, диаметра и угла наклона ствола скважины, обводненности, расхода жидкости для расчетной области (глубины) от 100 до 3000 м. Выполнено сравнение результатов численных расчетов с результатами, полученными при использовании аналогичных моделей, представленных в модулях Saphir ПК Ecrin и ПК PipeSim, при одинаковом наборе PVT корреляций для свойств флюидов. Результаты сравнения показали хорошую сходимость. Предлагаемый подход обеспечил максимальный охват возможных режимов работы скважин.

Методика также апробирована на промысловых данных, полученных при проведении гидродинамических исследований добывающих скважин механизированного фонда. Установлено, что корректность расчета главным образом зависит от учета следующих факторов: геометрии ствола скважины, изменения свойств добываемых флюидов, структуры многофазного потока и динамической картины течения в стволе скважины.

Извините, демонстрация видеозаписи доклада не согласована с докладчиком

Для разработки нефтегазовых месторождений необходимы данные о динамическом пластовом давлении. Для определения текущего давления проводятся различные исследования, в том числе гидродинамические исследования скважин. В данной работе рассмотрено среднее пластовое давление в элементе разработки, содержащем нагнетательные и/или добывающие скважины. В этом случае давление усредняется по площади дренирования скважины.
Одними из наиболее часто используемых способов определения пластового давления являются методы Мэттьюза – Бронса – Хазербрука (МБХ) и Хорнера, Миллера – Дайса – Хатчинсона (МДХ) и Дитца. Основной недостататок этих методов заключается в использовании в качестве поправочного коэффициента значения функции безразмерного давления МБХ на момент времени, соответствующий длительности работы скважины: источниками этих значений могут служить либо известные графики (для ограниченного набора типов скважины и областей дренирования), либо расчетный модуль на основе известных решений.
ПАО «НК «Роснефть» разрабатывает собственное наукоемкое программное обеспечение в части интерпретации ГДИС с целью импортозамещения зарубежных аналогов. В прототипе корпоративного ПО для расчета среднего пластового давления:
- алгоритмизирован и реализован автоматический расчет безразмерной функции МБХ для любого типа заканчивания скважины (вертикальная, вертикальная с трещиной, горизонтальная) и расположения скважины в замкнутом пласте;
- реализован автоматический расчет методами МБХ-Хорнера и МДХ-Дитца;
- реализован расчет форм-факторов Дитца по значениям функции безразмерного давления МБХ не только для известных в литературе положений скважины в замкнутой области дренирования, но и в любой точке этой области.
Апробация указанных методов расчета среднего пластового давления проведена как на синтетических данных, так и на промысловых. При сравнении результатов численного и аналитического моделирования получена хорошая сходимость.

Регистрируемые в сейсморазведке волновые поля включают волны разнообразной природы. Распространение волн в среде описывается тензорными волновыми уравнениями самого общего вида (в неупругих средах с поглощением вид уравнения до сих пор обсуждается). Строго говоря, наибольшее количество информации, которое можно извлечь из полученных данных, - это параметры уравнений, относящиеся к внутренним точкам среды. Именно это называется обратной задачей сейсморазведки. Решение обратной задачи в столь общей постановке не представляется возможным не только из-за ее сложности, некорректности и структурной неустойчивости, но и из-за ограничений системы реальных наблюдений, объема и качества входной информации.

Помимо установления связей между оцененными упругими параметрами и вещественным составом пород, задачей интерпретационного этапа анализа данных сейсморазведки является получение детального описания среды в терминах параметров волнового уравнения. Здесь важная роль моделирования кажется очевидной – нельзя решать обратную задачу, не умея решать прямую. Отображение множества оцененных параметров в исходном волновом поле – необходимое, хотя и недостаточное, условие правильности решения. Надо признать, что и этот критерий далеко не всегда проверяется, хотя его важность всеми признается. Традиционно, обработка заканчивается получением различных изображений среды, которые уже и передаются на интерпретацию. Важно, чтобы эти изображения содержали правильные динамические параметры волн и имели минимальное количество помех. Этого также можно добиться с использованием модельных волновых полей.

В работе рассмотрено использование моделирования для расчета эталонных сейсмограмм и их применение для коррекции искажений амплитуд после миграции, получения оценок статических сдвигов и подавления помех. Кроме того, представлены применяемые в обработке специальные алгоритмы моделирования и подавления волн помех.

Предложено много разнообразных методов моделирования волновых полей. В работе акцент сделан на моделировании способом послойного пересчета интегральными операторами переноса поля и способе обращенного миграционного преобразования. Применение сеточных схем решения прямых задач рассмотрено в контексте получения гибридных решений.

Отмечено, что обсуждаемые алгоритмы пригодны для осуществления расчетов в ограниченной целевой области, что позволяет надеяться на успешное приложение методов и в задаче машинного обучения.

Извините, демонстрация видеозаписи и презентации доклада не согласованы.

Цифровые геологические модели имеют большое практическое значение как на этапе оценки запасов углеводородного сырья, так и при решении задач планирования и мониторинга разработки. В настоящее время объемные геологические модели активно используются также для планирования первоочередных участков бурения, расстановки эксплуатационного фонда скважин, инженерно-технологического сопровождения бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин и др. Одной из важных частей трехмерной геологической модели является модель насыщения, для создания которой необходимо задать поверхность водонефтяного контакта (ВНК), что позволяет геометризировать часть залежи с промышленным притоком нефти. Под поверхностью ВНК в данной работе понимается условная граница, находящаяся в зоне, расположенной ниже однофазного притока нефти и выше однофазного притока воды.

На ряде месторождений Западной Сибири существует проблема значительных перепадов уровней ВНК в пределах залежей углеводородов. Перепады до 5-10 м принято объяснять различием капиллярных сил, характеризующим литологическую неоднородность пород. Объяснить перепады в 30-100 м и более можно только за счет более масштабных процессов, происходящих при формировании и после формирования залежи и связанных с тектонической активностью района работ. Методом изучения тектонических процессов служит палеоструктурный анализ, который позволяет учесть строение рельефа на время накопления осадков.

Основным методом исследования при обосновании уровня ВНК служит комплексный анализ данных, полученных при испытании продуктивных интервалов пласта, интерпретации материалов геофизических исследований скважин, изучении керна. Результатом такого анализа является обоснование уровня ВНК на момент вступления залежи в разработку. Использование палеоструктурного анализа при обосновании ВНК позволяет учесть историю развития залежи до начала разработки и установить причины флуктуации уровня ВНК в пределах залежи, а также выявить закономерности развития ВНК. Применение палеоструктурного анализа при обосновании ВНК на месторождениях Западной Сибири за счет простоты в использовании позволит определить индивидуальные закономерности строения ВНК для различных групп отложений и повысить достоверность геологических моделей.

Комплексное решение задачи повышения эффективности кислотного воздействия заключается в совместном использовании результатов физико-химических исследований, физического и гидродинамического моделирования процесса кислотного воздействия на карбонатные породы.

По результатам аналитического обзора методов физико-математического моделирования процесса кислотного воздействия на карбонатные коллекторы предложена методика проведения физического моделирования, основанная на результатах многолетнего изучения физических основ кислотной интенсификации добычи нефти и лучших мировых практиках. С целью апробации методики проведены исследования по физическому моделированию процесса кислотного воздействия на натуральных образцах карбонатных пород месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Исследованы кислотные составы с различными исходными концентрациями соляной кислоты.

Анализ результатов исследований выявил ключевые параметры эффективности кислотных составов для рассматриваемых условий, позволил определить границы применимости составов, а также разработать рейтинг кислотных составов. Рейтинг дает возможность выбрать состав, обеспечивающий максимально эффективное образование червоточин в карбонатной породе. Показано, что данные, полученные в результате исследований, необходимы для формирования базы данных о физико-химических свойствах породы и повышения точности расчетов в применяемых гидродинамических симуляторах кислотного воздействия.

Предложенная методика физико-химического моделирования позволяет определить минимальный набор параметров эффективности кислотных составов с учетом ограниченного количества фильтрационных тестов. Методика дает возможность разработать первичный рейтинг эффективности составов, а также обеспечить возможность адаптации математических моделей развития червоточин к условиям целевых объектов эксплуатации месторождений, повысить точность расчетов в гидродинамических симуляторах, основывающихся на данных моделях.

В настоящее время особое внимание нефтегазовых компаний сконцентрировано на сложных и нетрадиционных коллекторах, в которых сосредоточены значительные запасы углеводородов. С точки зрения геологического строения сложными объектами являются песчаники с высоким содержанием глины и карбонатные отложения. Это преимущественно многокомпонентные, полиминеральные горные породы с развитой анизотропией проницаемости вследствие наличия трещин, сопротивления и других физических свойств. Показано, что для таких объектов необходимо выполнять анализ спектров зарегистрированного гамма-излучения в скважине по данным импульсного нейтронного гамма-каротажа спектрометрического (ИНГК-С). В работе рассмотрены результаты совместных исследований научных групп Башкирского государственного университета (г. Уфа) и ВНИИА им. Н.И. Духова (г. Москва) по первичной обработке и интерпретации данных, регистрируемых прибором АИНК-ПЛ.

Метрологическое обеспечение скважинного прибора АИНК-ПЛ основано на расчетных базах стандартных спектров химических элементов; поправочных коэффициентах по результатам математического имитационного моделирования; калибровочных коэффициентах по результатам физического моделирования на стандартных образцах. При этом используется ряд стандартных образцов горных пород (моделей), которые находятся в лаборатории МЦ НТУ ООО «ТНГ-Групп» (г. Бугульма).

Интерпретация данных ИНГК-С основана на геохимической модели оксидов, которая необходима для преобразования относительных выходов элементарных частиц, зарегистрированных ИНГК-С, в абсолютные весовые концентрации. В геохимической модели оксидов принято допущение, что сумма всех оксидов в матрице породы равна единице.

В данной работе выполнялся анализ спектров вторичного гамма излучения, зарегистрированного в скважинах, вскрывающих карбонатные отложения Оренбургской области. Выполнена первичная обработка исходных данных: спектров элементов, зарегистрированных в скважине, соответствующих гамма-излучению неупругого рассеяния (ГИНР) и радиационного захвата (ГИРЗ) нейтронов; базовых спектров, полученных на моделях песчаника и известняка ЦМ НТУ ООО «ТНГ–Групп», соответствующих различным химическим элементам; откликов элементов в измеренных спектрах, записанных в las-файлах; литологического описания образцов керна в интервалах отбора образцов.. Рассчитана относительную весовая концентрация каждого элемента. Определен элементный состав по разрезам скважин. Достоверность полученных оценивалась сопоставлением с данными рентгенофлуоресцентного анализа и на базовых моделях. Среднее отклонение показаний для известняка составило – 0,8 %, для песчаника – 1,9 %.

Для определению минералогического состава разработан алгоритм интерпретации данных ИНГК-С и написан соответствующий код программы, который позволяет на основе весовых концентраций элементов получить минералогическую модель. Алгоритм проверен на двух скважинах Оренбургской области с отбором керна в карбонатной и песчано-глинистой частях разреза. В результате получена надежная минералогическая модель пород со сложным геологическимстроением. Модель компонентного состава хорошо согласуется с результатами анализа керна (отклонение значений не превышает 2 %).

Отмечено, что повышения достоверности полученного результата необходимы представительная статистика данных керна и большая коллекция базовых моделей горных пород для обоснования калибровочных и поправочных коэффициентов.

Нередко процесс разработки нефтяных месторождений осложнен наличием водонефтяных зон. Зоны постепенного перехода от нефтенасыщенной к водонасыщенной области, возникающие под действием капиллярных сил и не имеющая четкой границы раздела между фазами, необходимо детально исследовать как для определения начальных и текущих запасов нефти, так и для систематизации особенностей движения флюидопотока. Однако к настоящему времени основные механизмы физико-химических процессов взаимодействия жидких фаз в различных коллекторах при разработке водонефтяных зон и динамика положения водонефтяного контакта изучены недостаточно. В работе приведены результаты лабораторных исследований на образцах нефти, отобранных на месторождениях Восточной Сибири. Выявлена возможность снижения охвата пласта воздействием и нефтеотдачи вследствии гидроизоляции с образованием «водных блокад». В результате анализа основных характеристик в процессе взаимодействия в системе вода - нефть, влияющих на поведение потока и образование водонефтяных эмульсий, установлено формирование тонких поверхностных слоев, в пределах которых возможно самопроизвольное образование структурированных микроэмульсий в присутствии солей. Это объясняет проявления вязкостных и структурно-механических свойств, а также основные характеристики механизмы поведения флюидов в зонах водонефтяного контакта. Промежуточные результаты исследований неньютоновских свойств флюидов водонефтяных зон позволяют утверждать, что нарушение линейного закона фильтрации может быть обусловлено не только свойствами поровых каналов, но и комплексным взаимодействием жидкостей

Извините, демонстрация видеозаписи и презентации доклада не согласована

Газовые и газоконденсатные промыслы представляют собой сложнейшие геолого-технологические системы, состоящие из системы скважин, трубопроводов и технологических установок, объединенных общей структурой для добычи углеводородного сырья. Для эффективной разработки месторождений технологические показатели должны быть рассчитаны во всей системе сбора углеводородов от пласта до магистрального трубопровода и удовлетворять следующим требованиям.
1. Обеспечение планового отбора газа и максимальной экономической эффективности работы промысла, что, как правило, соответствует максимальному давлению на входе дожимной компрессорной станции (ДКС), при котором ниже требуемая степень сжатия и потребление топливного газа.
2. Обеспечение равномерного отбора газа по площади, стабильной и безопасной работы скважин с учетом всех геолого-технологических ограничений, включая предельно допустимую депрессию на пласт, отсутствие эрозии стенок труб и гидратообразование.
3. Соблюдение условий охраны недр и правил техники безопасности.
Для расчета технологических показателей на практике используют симуляторы, моделирующие многофазный поток, такие как PipeSim, Eclipse с опцией Networks, GAP, tNavigator и др. В рамках работ по интеллектуализации газовых и газоконденсатных промыслов компании «Роснефть» проведен анализ существующих симуляторов. В результате анализа выявлены следующие недостатки:
- неустойчивость математического вычислительного аппарата для реализации цифровых двойников с любыми структурами и набором характеристик;
- низкая скорость расчета модели (более 1 мин);
- отсутствие постоянной адаптации к промысловым замерам.
В ООО «ТННЦ» разработан программный комплекс GasNet Sirius, лишенный указанных недостатков. Комплекс состоит из двух расчетных ядер: GasNet-α и GasNet-β.
В работе обоснована разработка второго ядра GasNet-β, дано описание его расчетной схемы (приведена система уравнений). Представлена модифицированная методика расчета потерь давления для двухфазного потока в трубах, разработанная Х.Д. Беггзом и Дж.П. Бриллом, которая является одним из базовых элементов в текущей схеме. Для определения корректности входных данных и применяемых корреляционных зависимостей, а также настройки модели на фактические данные телеметрии и дальнейших прогнозных расчетов разработаны алгоритмы поиска адаптационных коэффициентов для скважин и труб. Приведен алгоритм расчета модели ДКС, во входных данных которого учитываются все необходимые ограничения и информация о коэффициенте полезного действия, предоставленная заводом-изготовителем. Выполнено сравнение результатов расчета с фактическими данными и результатами расчета в программном продукте PipeSim на примере цифрового двойника Берегового месторождения.

Извините, демонстрация видеозаписи и презентации доклада не согласована

В работе представлена информационная система (ИС) «МАРС», целью создания которой является повышение эффективности работ с гидродинамическими (ГДМ) и интегрированными (ИМ) моделями газовых и газоконденсатных активов ПАО «НК «Роснефть». ИС предназначена для хранения и анализа моделей, созданных с использованием различного программного обеспечения (ПО); автоматизации рутинных процессов, адаптации и экспертизы, оценки неопределенности; упрощенного формирования расчетных сценариев; снижения потребности в зарубежном ПО (за счет переноса в ИС «МАРС» функций визуализации и анализа результатов); интеграции с корпоративными базами данных и др. С учетом сложности системы предложены поэтапная реализация и модульная архитектура. Полная реализация системы включает 16 модулей. В данной работе рассмотрены два модуля. 1. Модуль контроля использования расчетных мощностей и лицензий ПО. При выполнении многовариантных расчетов с применением моделей часто возникает проблема ограниченности расчетных мощностей. При этом наблюдается неравномерное использование лицензий в течение суток и года, а также по структурным подразделениям. Для решения указанной проблемы создан модуль, осуществляющий мониторинг загруженности расчетных мощностей (текущей и ретроспективной). Модуль обеспечивает распределение пула расчетов на несколько кластеров; позволяет запускать расчеты в ночное время (в период минимальной востребованности ресурсов); в случае конкурирующих задач опредяет очередность их выполнения (планируется реализация «форс-мажора», например расчетов по поручению руководства). 2. Модуль администрирования процессов. Данный модуль дает возможность упростить и сделать более прозрачной постановку задач менеджерами Центрального аппарата управления компанией (ЦАУК), а также получать актуальную информацию об охвате активов компании ГДМ и ИМ, их оценке, дате создания и последней актуализации. Для решения первой задачи предложен механизм, при котором менеджер ЦАУК в системе создает запрос на выполнение расчетов с описанием необходимых предпосылок. Далее система согласно перечню закрепленных сотрудников определяет исполнителя и его доступность, оповещает исполнителя и его руководителя о наличии задачи, выполняется процедура согласования сроков и форматов выдачи результатов. После выполнения расчетов исполнитель выкладывает результаты в систему. Модуль рассматривается как замена классической процедуре «расчеты по почте», и позволяет избежать таких ошибок, как несвоевременное начало работ, нереалистичные сроки, ошибки в понимании задачи, потеря результатов. Еще одной функцией модуля является учет количества поручений и трудозатрат на их выполнение. Второй задачей модуля является предоставление менеджерам ЦАУК информации о текущем охвате моделями газовых и газоконденсатных активов компании (как по отдельным пластам, так и усредненной по обществу группы, объекту разработки, компании в целом, взвешенной по величине запасов или доле в общей добыче), а также о планах по созданию и актуализации моделей и выполнению этих планов. Реализация рассмотренных модулей в составе ИС «МАРС» позволит повысить эффективность работы с ГДМ и ИМ за счет более эффективного использования расчетных мощностей; создания прозрачного механизма постановки расчетных задач менеджментом компании; организации системы учета существующих моделей, планов по их созданию, актуализации, корректировке.

В работе рассмотрены результаты изучения механического поведения самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ), опорные колонны которой установлены в донный грунт, при внешних механических воздействиях. Для анализа использован метод конечных элементов, с помощью которого численно решена контактная задача механики деформируемых твердых тел о передаче механических возмущений из донного грунта в опорные колонны. Проанализировано напряженно-деформированное состояние системы СПБУ – донный грунт, обусловленное обственным весом установки, а также его изменение при возмущении равновесного поля волной горизонтальных смещений в донном грунте, имитирующей поверхностную сейсмическую волну от крупного землетрясения. Показано, что такое возмущение поля смещений приводит к значительному перераспределению напряжений в опорных колоннах СПБУ и появлению в определенных областях колонн зон концентрации напряжений, в которых при достаточно сильных сейсмических воздействиях может быть достигнут предел прочности материала. Отмечено, что особенности полученных распределений напряжений и деформаций существенно зависят как от особенностей сейсмических воздействий, так и от реологических свойств донных грунтов: различные комбинации этих факторов могут приводить к отличающимся друг от друга прогнозам потери устойчивости рассматриваемой системы. В связи с этим результаты трехмерного численного моделирования механического поведения системы СПБУ – донный грунт могут давать более достоверные прогнозы рисков, связанных с потерей устойчивости СПБУ при сейсмических воздействиях по сравнению с существующими инженерными подходами. Существующие подходы в значительной степени основаны на эмпирических зависимостях и могут быть неприменимы для конкретного объекта, на котором ведется бурение. В работе исследовано влияние механических свойств грунта на то, при каких сейсмических воздействиях может быть потеряна устойчивость СПБУ, определены пороговые значения амплитуд сейсмических волн различного частотного состава. Полученные результаты позволяют повысить достоверность анализа механического поведения СПБУ при сейсмических воздействиях и снизить риски при проведении буровых работ на континентальном шельфе, особенно в районах с сейсмической активностью.

При работе с данных, объем которых превышает объем листа Microsoft Excel (более 1 млн строк) удобно применять программный продукт Microsoft Access для хранения, группировки и выгрузки необходимых частей данных. Примером таких данных является информация, считываемая с различных датчиков, исходные данные и результаты расчета математических моделей (геологических, гидродинамических и др.). Как известно, Access обладает большим набором инструментов для группировки данных, объединения данных из различных таблиц, дает возможность одновременной работы с данным нескольким пользователям.

В работе рассмотрены алгоритмы интеграции Microsoft Access в работу с Microsoft Excel посредством встроенного в офисную среду языка программирования Visual Basic for Applications (VBA). Дано описание процедуры подключения к объектной модели Access посредством раннего и позднего связывания. Разобраны способы создания нового файла, соответствующего новой базе данных. Проанализированы способы создания таблиц в Access. Приведены примеры кода, выполняющего считывание данных из файлов, расположенных в заданной папке в Access. Все перечисленные действия выполняются с помощью VBA из Excel.

Приведенные в работе алгоритмы можно использовать для разработки решений по хранению и обработке больших объемов данных. Широкое распространение офисных приложений и привычность интерфейсов облегчает освоение нового инструмента для решения повседневных повторяющихся производственных задач в виде программирования в VBA.

Извините, демонстрация видеозаписи и презентации доклада не согласована

В последнее время нефтегазовые компании переосмысливают свое отношение к автоматизации процессов в отрасли. Работы, которые повторяются, как правило, уже автоматизированы, но существует ряд, на первый взгляд, простых работ, которые кроме повторения, содержат ряд дополнительных функций, усложняющих процесс роботизации нефтяного комплекса (высокая степень точности, обход сложных препятствий, постоянные изменения в постановке задачи и др.).
Процесс управления роботом-манипулятором предполагает решение совокупности разнообразных задач, связанных с осуществлением необходимых движений исполнительного органа и отдельных звеньев манипулятора. Постановка данных задач всегда следует из анализа требований, предъявляемых к работе манипулятора, и возможностей, обусловленных его техническим оснащением. Анализ динамики робота-манипулятора с учетом приводов как сложной управляемой механической системы с большим числом степеней свободы и определение управляющих воздействий, осуществляющих программное движение манипулятора, представляют самостоятельную задачу.
Как известно, простейшим способом программирования движений робота-манипулятора является задание законов изменения положения его основных частей. Однако, как правило, даже определение законов движения отдельных звеньев в соответствии с внешними условиями, накладывающими ограничения на кинематические показатели движения, не обходится без решения системы конечных уравнений. В то же время динамика манипулятора описывается посредством обобщенных координат, и для определения управляющих воздействий, обеспечивающих движение по заданному закону, программу движений желательно выражать также через обобщенные координаты. Рассматривая манипуляционных роботов как механические системы, составленные из связанных твердых тел, программу движений этой системы задают как уравнения голономных и неголономных связей, наложенных на обобщенные координаты и скорости. Взаимосвязь уравнений динамики манипулятора и соответствующих уравнений связей составляет систему дифференциально-алгебраических уравнений, которые в последнее время являются объектом интенсивных исследований во всех отраслях производства, включая нефтегазовый комплекс. Главная проблема таких исследований заключается в обеспечении асимптотической устойчивости интегрального многообразия, соответствующего уравнениям связей. Для обеспечения устойчивости движения по интегральному многообразию предложено использовать уравнения программных связей и их возмущений с заданными свойствами траекторий.
В работе рассмотрен метод построения и моделирования уравнений динамики манипуляционных систем с программными связями. Предложен алгоритм решения задачи управления с помощью уравнений связей с заданными свойствами траекторий. Решение данной задачи позволит создать алгоритм и роботизировать технологические процессы в нефтегазовом комплексе, например, работу подъемного агрегата для освоения и капитального ремонта скважин.