Возможности технологий интеллектуального анализа данных открывают новые пути для решения технологических задач, которые стоят перед нефтедобывающими компаниями. Для получения максимального эффекта необходима четкая стратегия применения и внедрения данных технологий в существующие бизнес-процессы компании. В статье рассотрены приоритетные направления внедрения когнитивных технологий в Блоке разведки и добычи компании ПАО «Газпром нефть». Обозначены ключевые шаги: от поиска релевантных технологий решения бизнес-задач до путей их реализации. Отмечено, что наиболее эффективный путь для поиска новых релевантных технологий в сфере искусственного интеллекта - это сотрудничество с лидерами в области цифровых технологий, передовыми российскими и международными университетами и научными центрами. Для формирования внутренних компетенций по когнитивным технологиям нефтедобывающим компаниям необходимо развивать активное взаимодействие с инновационным окружением: участие в форумах, специализированных конференциях, организация семинаров, технологических сессий и круглых столов. Показано, что наибольший эффект от внедрения когнитивных технологий будет достигаться только при их органичном дополнении традиционной области знаний и инструментов нефтяного инжиниринга. Сделан вывод, что интеллектуализация меняет парадигму эволюции месторождения: от цифрового, в основе которого лежит частичная автоматизация процессов, к интеллектуальному, не требующего вмешательства человека при принятии большинства решений. Цифровизация нефтегазовой отрасли предопределяет ход эволюции деятельности инженера-нефтяника: от выполнения потоковых операций до системного интегрированного анализа при поддержке искусственного интеллекта.

Список литературы

1. Перспективные технологии Big Data в нефтяном инжиниринге: опыт компании «Газпром нефть» / М.М. Хасанов, Д.О. Прокофьев, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 76–79.

2. Технологическое развитие Блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть» / В.В. Яковлев, М.М. Хасанов, Д.О. Прокофьев, А.В. Шушков // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 6–10.

3. Zaid Rawi. Machinery Predictive Analytics//SPE 128559. – 2010.

4. Akande Kabiru O. Comparative Analysis of Feature Selection-Based Machine Learning Techniques in Reservoir Characterization// SPE 178006-MS. – 2015.

5. Gaganis Vassilis. Machine Learning Methods to Speed up Compositional Reservoir Simulation // SPE 154505-MS. – 2012.

6. The Most Important Big Data Concepts and What They Mean [Электронный ресурс] // Datafloq: [сайт]. URL: http://datafloq.com/read/important-big-data-concepts-what-they-mean/2988

Портфельный анализ является инструментом оптимизации инвестиционных вложений и успешно применяется в различных организациях. В то время как принципы и подходы портфельного анализа известны довольно давно, применение подхода в области нефтяной индустрии ограничено. Проекты геолого-разведочных работ (ГРР) зачастую характеризуются низкой изученностью и высокой степенью неопределенности характеристик резервуара, что определяет возможность использования подходов портфельного анализа с целью дальнейшего выбора оптимального набора проектов. Важно понимать, что результаты самого анализа создают основу для определения сценариев развития компании и сбалансированной диверсификация рисков портфеля, но при этом не являются конечным итогом работы. Результирующие сценарии подвергаются анализу и корректировке с включением проектов в важных для компании регионах присутствия или вводом обязательных к реализации проектов. Аналогичным образом в конечный набор могут быть добавлены проекты, привлекательные по результатам скорингового ранжирования, но не попавшие в вариант портфеля. В статье рассмотрена апробация подходов на основе портфельного анализа для создания гибкой основы по принятию решений о формировании набора проектов ГРР. Анализ проведен для 45 проектов ГРР в периметре работ ряда дочерних обществ ПАО «Газпром нефть». Все проекты рассчитаны по единой методологии вероятностного подхода, подразумевающего возможность оценки разброса параметров проекта (геологические запасы, профиль добычи, экономические показатели и т.д.). Такой подход позволяет оценить диапазон неопределенности и риска для единичного проекта что служит основой для дальнейшего анализа. В работе рассматриваются теоретические основы подхода и результат формирования портфеля на основе предложенных ограничений и целевой функции оптимизации.

Список литературы

1. Back M., Guercio C. Portfolio management for strategic planning and operational optimization // SPE 134339-MS. – 2010.

2. Portfolio optimization and restructuring strategies for NOC under the declining oil price environment / Z. Wang, X. Guo, G. Zhai [et al.] // SPE 176236-MS. – 2015.

3. Hdadou H., McVay D.A. The value of assessing uncertainty in oil and gas portfolio optimization // SPE 169836-MS. – 2014.

4. The application of probabilistic and qualitative methods to asset management decision making / G.S. Simpson, F.E. Lamb, J. H. Finch, N.C. Dinnie // SPE 59455. – 2000.

5. Роуз П. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. – М.: Ижевск: НИЦ «РХД», Ижевский институт компьютерных исследований, 2011. – 304 с.

6. Willigers B.J.A., Majou F. Creating efficient portfolios that match competing corporate strategies // SPE 129259-MS. – 2010.

Одна из приоритетных целей нефтедобывающего предприятия – эффективное вовлечение новых запасов в разработку. Формирование долгосрочной и среднесрочной программ ввода новых скважин из года в год осложняется рядом факторов, в частности, ухудшением качества запасов. Разработан и внедрен эффективный комплексный подход к формированию основы для среднесрочной инвестиционной программы ввода новых скважин. Необходимость оптимизации бизнес-процесса прежде всего обусловлена необходимостью объединения и экспертизы результатов работы трех подрядных организаций и двух научных институтов. Помимо сложной структуры взаимодействия, формирование инвестиционной программы осложняется необходимостью создания качественной и актуальной геологической основы в условиях неопределенности строения краевых участков; увеличением доли вовлекаемых в разработку трудноизвлекаемых запасом; реализацией большого объема многовариантных расчетов; консолидацией и обработкой постоянно растущего объема данных. Разработанный подход к планированию инвестиционных программ позволил увеличить эффективность взаимодействия сторон, а принцип непрерывных улучшений повысил качество результатов проекта. Основные работы состояли из трех этапов: создание геологической основы, выбор оптимальной системы разработки и формирование рейтинга бурения. Дано подробное описание каждого этапа. Оптимизация бизнес-процесса позволил упростить схему согласования на каждом этапе. Представлены программные продукты ООО «Газпромнефть НТЦ», которые способствовали решению задачи. Конкурентным преимуществом усовершенствованного бизнес-процесса является возможность адаптации инвестиционной программы ввода новых скважин в кратчайшие сроки при любых изменениях внешних факторов, несмотря на большое число участников процесса, что особенно важно в период волатильности нефтяных цен. Сформированная таким образом инвестиционная программа бурения является оптимальной по совокупности экономических и технологических параметров, а также учитывает возможные геологические риски.

Список литературы

1. Концептуальное геологическое моделирование верхнеюрских отложений на примере объектов ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын, Ю.Г. Воронин [и др.] // PROНЕФТЬ. – 2017. – № 1. – С. 38–42.

2. Построение концептуальных геологических моделей по залежам пластов БВ3-5 месторождений левобережья р. Оби на территории деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын, А.Н. Ситников [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 42–45.

3. Применение концептуального геологического моделирования при разработке нефтяных месторождений / О.Е. Курманов, Н.Г. Главнов, П.С. Баленко, А.С. Бочков, М.М. Галиуллин. // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 58–61.

4. Формирование геологического рейтинга бурения скважин – основа планирования комплексного проекта развития актива / А.В. Билинчук, А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 10–12.

5. Формирование геолого-технических мероприятий на Приобском месторождении (ЮЛТ) с помощью цифровых информационных систем / А. Ситников, Р. Асмандияров, А. Пустовских [и др.]  // SPE-182124-RU. – 2016.

Тенденция геолого-разведочных работ на нефть и газ в последние годы все больше сдвигается в регионы, изучение которых ранее откладывалось по различным причинам. Проблематичность изучения геологического строения площадей, рассмотренных в статье, заключается в труднодоступности районов, а также в сложности структурно-тектонического строения. Основной акцент сделан на вызовы, с которыми столкнулась компания «Газпром нефть» при проведении сейсморазведочных работ (СРР) в складчатых областях. Затронута специфика работ на различных стадиях. Рассмотрены легкие несейсмические методы и оценен их вклад при комплексировании с СРР. Отмечено, что наиболее информативным из несейсмических методов изучения геологического строения участка является геологическая съемка, откалиброванная на космические снимки высокого разрешения, причем данный способ эффективен как в комплексе с сейсморазведкой, так и в качестве самостоятельный метода изучения. Рассмотрена причина, по которой в высокоскладчатых областях ограничена (или невозможна) динамическая интерпретация. Показана важность контроля этапа миграции и зафиксирована неопределенность, которая может возникать на этапе миграции при работе с крутопадающими границами. Приведены результаты лучевого моделирования, в рамках которого оценено влияние миграции на финальный разрез в условиях крутопадающих отражающих границ. Отмечены типичные ошибки интерпретации артефактов миграции. Рассмотрены ограничения метода 2D сейсморазведки, показана волновая картина на 2D профилях, ориентированных не оптимально. Отмечены преимущества глубинной миграции перед временной на 3D сейсмических данных. Обоснована важность оперативного интерпретационного сопровождения всего цикла работ.

Список литературы

1. Литвиченко Д.А. Результаты лучевого моделирования – основа выбора оптимальных параметров системы сейсмических наблюдений // Технологии сейсморазведки. – 2016. – № 4. – С. 77–83.

2. Литвиченко Д.А., Сорокин А.С., Назыров Д.Д. Применение технологии лучевого моделирования при проектировании системы сейсмических наблюдений 3D в сейсмогеологических условиях Западной Сибири // 18-я научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2016», Геленджик, 12–15 сентября 2016 г. – Геленджик,  Earthdoc, 2016. – C. 1–4.

3. Vermeer G.J.O. 3D seismic survey design // Geophysical References Series. – 2002. – № 12. – Р. 205.

В настоящее время на территории Западной Сибири, несмотря на объемы и масштабы всего геолого-разведочного процесса, остаются слабоизученные и потенциально перспективные территории, преимущественно тяготеющие к бортовым частям бассейна. В виду значительной удаленности от основных инфраструктурных центров провинции, проекты по вводу в добычу месторождений данных областей зачастую маржинальны и характеризуются близкой к нулю рентабельностью. Поэтому успешная инициация и реализация подобных проектов возможна только при условии комплексного подхода к выявлению опций, максимальной оптимизации экономических показателей за счет ранней проработки интегрированной концепции развития проекта, качественного управления лицензированием и применения современных технологий и методических подходов.

В статье рассмотрен опыт реализации проекта на примере одного из активов компании «Газпром нефть». Изучение района работ началось за несколько лет до получения лицензии на право пользования недрами. Камеральная часть включала в подготовку региональной геологической основы территории и ретроспективный анализ ранее проведенных геолого-разведочных работ (ГРР) с целью выявления и оценки ключевых закономерностей геологического строения и идентификации возможных рисков. Следующим шагом (после приобретения лицензионных участков) стало выявление наиболее перспективных зон и ранжирование (кластеризация) территории по приоритетности для постановки первоочередных ГРР. По результатам ГРР выполнена оценка эффективности каждого кластера, позволившая разделить территорию на две части, характеризующиеся относительно независимыми техническими и инвестиционными решениями. Одним из ключевых итогов работы стала системная программа ГРР с возможностью тиражирования заложенных принципов на другие активы компании.

Список литературы

1. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. – 114 с.

2. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972–1012.

3. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. – М.: Недра, 1984. – 80 с.

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

5. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. – М.: ООО «Издательство «Спектр», 2008. – 384 с.

Рассмотрен опыт решения задачи дифференциации флюидопроницаемых трещин с применением геомеханического и тектонофизического моделирования на примере трещиноватого карбонатного резервуара Восточной Сибири. Установлено, что определяющую роль в фильтрации флюида в рассматриваемом объекте играют трещины тектонического генезиса. Основным источником информации об особенностях и распространении трещиноватости на месторождении являются данные сейсмических исследований и специальных геофизических методов: сейсмический атрибутный анализ, микроимиджеры и акустический широкополосный каротаж (АКШ). Изначально предполагалось, что большая часть трещин должна быть проницаемой, но по результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и данных эксплуатации скважин выявлено, что высокопродуктивные зоны не коррелируют с интервалами максимальной плотности трещин и наоборот, «рабочие» интервалы по ПГИ локализованы незакономерно относительно тренда распределения трещин в скважине. Отмечено, что немаловажным фактором, влияющим на проводимость, является напряженное состояние, которое обусловливает способность трещин фильтровать флюид. Измененное поле напряжений в зоне около ствола скважины и его динамика в процессе увеличения или уменьшения забойного давления вызывает локальные деформации трещин, пересекающих скважину. Таким образом, при оценке проницаемых интервалов необходим учет напряженно-деформированного состояния, в котором находится естественная трещиноватость. Это привело к применению комплексного подхода для оценки флюидопроницаемой трещиноватости, который учитывает не только статические/морфологические характеристики трещин, но и их генезис, механизм нагружения породы, при котором возникли данные трещины и измененное поле напряжений вокруг разрыва.

Комплексирование геологического, тектонофизического и геомеханического подходов позволило определить напряженное состояние трещин, что в дальнейшем будет способствовать улучшению качества прогноза продуктивных зон, связанных с активной трещиноватостью.

Список литературы

1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. – М.: Недра, 1982. – 256 с.

2. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. – М.: Наука, 1975. – 536 с.

3. Zoback M.D. Reservoir geomechanics. – Standford University: Cambridge University Press, 2007. 

Профессиональное сообщество геологов и нефтяников признает необходимость использования возможностей искусственного интеллекта в решении научных и производственных задач, однако открытым остается вопрос, как именно автоматизированные средства обработки, интерпретации и анализа информации будут интегрированы в существующие процессы. Науки о Земле требуют глубоких знаний и существенной подготовки профильных специалистов. Автоматизированные системы должны перенимать и запоминать все накопленные экспертами знания и опыт, учиться у них и пытаться воспроизвести ход мышления специалиста. Для широкого включения априорных знаний в работу методов машинного обучения нужны нестандартные алгоритмические подходы.

В статье приведены примеры автоматической интеллектуальной интерпретации геолого-геофизических данных, в процессе которой учитывалось экспертное мнение специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ». Рассмотрена литолого-фациальная интерпретация материалов геофизических исследований скважин (ГИС) Муравленковского и Приобского месторождений методами иерархической кластеризации и классификации. Подобный подход значительно повышает точность автоматизированного прогноза за счет использования карт седиментологического зонирования, построенных экспертами на основе их знаний о геологическом строении месторождения. Приведена оценка эффективности различных алгоритмов. Показана решающая роль априорного знания в качественном прогнозе.

Отдельное место в методике занимает итеративная проверка результатов прогноза коллектора в скважинах. Таким образом, можно обнаружить прослои, которые остались невыявленными при первоначальном анализе данных ГИС, и оценить распределение эффективных толщин в межскважинном пространстве. Применение предложенного подхода и на других месторождениях позволит создать искусственного помощника, который будет учиться у экспертов и помогать им в обработке данных.

Список литературы

1. Wickham H. Tidy data // The Journal of Statistical Software. – 2014. – V. 59. – P. 10.

2. Borazjani O., Ghiasi-Freez J., Hatampour A. Two intelligent pattern recognition models for automatic identification of textural and pore space characteristics of the carbonate reservoir rocks using thin section images// Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – V. 35. – P. 944–955.

3. Hall M., Hall B. Distributed collaborative prediction: Results of the machine learning contest // The Leading Edge. – 2016. – V. 36. – № 3. – P. 267–269.

4. Tengelidi D. Fourier spectrums clustering for automated facies recognition of Field Y // 7th Saint Petersburg International Conference and Exhibition, EAGE, 2016.

Планирование геолого-разведочных работ (ГРР) происходит в условиях высокой неопределенности, т.е. недостатка и неточности информации об объекте исследований. В связи с этим геолого-разведочный процесс весьма рискован, и необходим инструмент, позволяющий учитывать риски и системно управлять ими. Основным инструментом для уточнения геологического строения и управления рисками является составление рационального комплекса ГРР. ООО «Газпромнефть НТЦ» разработан новый подход к формированию рационального комплекса ГРР, основанный на вероятностной оценке приростов, профилей добычи и экономических показателей, а также расчете ценности информации (VOI). Для учета основных геологических рисков, влияющих на ресурсный потенциал участка, таких как наличие нефтематеринской породы, путей миграции, коллектора, ловушки, покрышки, используется коэффициент геологического успеха (GCos). Использование многовариантных расчетов и рассмотрение эффективности мероприятий ГРР для возможных альтернативных исходов позволяет достоверно оценить степень изученности, подобрать оптимальный комплекс работ, направленный на снижение степени неопределенности и рисков, и сформировать их последовательность. В результате применения описанного подхода строится дерево решений на основе показателя VOI.

Применение подхода на ранних стадиях ГРР дает возможность максимально быстро и эффективно сформировать рациональный комплекс работ, оценить перспективы и экономическую привлекательность проекта. Подход был успешно применен на Западно-Зимней площади, расположенной в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа Данная площадь характеризуется низкой степенью изученности, основные перспективы связаны с континентальными и прибрежно-морскими юрскими отложениями и клиноформенными отложениями мелового комплекса.

Список литературы

1. Трушкова Л.Я., Игошкин В.П., Хафизов Ф.З. Клиноформы неокома уникальный тип нефтегазоносных резевуаров Западной Сибири. – С-Пб.: Реноме, 2011. .

2. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа». Ханты-Мансийск – Тюмень: Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В. И. Шпильмана, 2004. – 149 с.

3. Рубцов Е.В., Дымочкина М.Г. Обоснование вероятности геологического успеха. Методика оценки новых активов разведки и добычи углеводородов. – С-Пб.: ООО «Газпромнефть-НТЦ», ПАО «Газпромнефть», 2016.

4. Оценка эффективности и достаточности программы ГРР на основе экономической ценности информации / А.В. Сизых, А.М. Вашевник, А.С. Гончаров [и др.] // PROнефть. – 2016. – № 1. – C. 46–52

Нефтяные оторочки составляют 13 % всех запасов нефти на территории Российской Федерации и относятся к трудноизвлекаемым. Низкая начальная насыщенность и особенности геологического строения таких объектов затрудняют применение традиционных методов поддержания пластового давления. В настоящее время большое внимание уделяется повышению коэффициента охвата при помощи бурения многозабойных скважин.

Основные залежи нефти Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения - нефтяные оторочки краевого и подстилающего типов с соотношением поровых объемов газовой шапки и нефтяной оторочки - 1:1. В процессе разработки Новопортовского месторождения длина горизонтальной части скважин непрерывно увеличивалась (от 1000 до 1500 и 2000 м). Применение простой и надежной отечественной технологии бурения многозабойных скважин позволило увеличить суммарную длину горизонтальной части ствола скв. 2116 до 4000 м в.

Адаптация и применение российских технологий, стоимость которых ниже стоимости зарубежных аналогов, позволило повысить продуктивность скважин на 50 % и NPV на 45 %.

Моделирование гидроразрыва пласта (ГРП) представляет собой решение сопряженной задачи, которая включает описание многих физических процессов, в том числе течения жидкости в трещине, деформаций и разрушения горной породы, течения проппанта. Эффективное решение данной задачи требует значительного числа упрощений и предположений, на основании которых строятся различные модели ГРП. В статье выполнен анализ построения моделей ГРП. Приведена общая система уравнений задачи ГРП. Рассмотрена проблематика перехода от исходных уравнений к конкретным моделям. Проанализированы как модели, которые традиционно используются в промышленных симуляторах ГРП (Lumped Pseudo3D, Cell-based Pseudo3D, Planar3D), так и перспективные модели (Semi-analytical Pseudo3D, UFM Pseudo3D, Planar3D Bio, Full3D), внедрение которых в нефтяной промышленности началось недавно. Рассмотрены основные приближения в моделировании ГРП, такие как приближения эффективной сплошной среды, приближение малости раскрытия, несжимаемости жидкости разрыва, приближения малых деформаций и упругой механики, приближение плоской формы трещины, приближение кусочной однородности пласта по вертикали, наличие или отсутствие естественной трещиноватости, пороупругие эффекты, эффекты транспорта проппанта. Указано, какие именно приближения использует каждая из описанных выше моделей ГРП, на основании чего делаются выводы об области применимости тех или иных моделей или симуляторов ГРП.

По итогам анализа рассмотренных моделей ГРП в статье предложена систематизация моделей ГРП на основании заложенных в них предположений и ограничений, выстроена их иерархия. В статье также обсуждаются возможные направления дальнейшего развития моделей ГРП.

Список литературы

1. Meyer B.R. Design Formulae for 2-D and 3-D Vertical Hydraulic Fractures: Model Comparison and Parametric Studies // SPE 15240. – 1986.

2. Meyer B.R., Cooper G.D., Nelson S.G. Real-Time 3-D Hydraulic Fracturing Simulation: Theory and Field Case Studies // SPE 20658. – 1990.

3. Clifton R.J., Brown U., Wang J-J. Multiple Fluids, Proppant Transport, and Thermal Effects in Three-Dimensional Simulation of Hydraulic Fracturing // SPE 18198. – 1988.

4. Kurashlga Mlchlo, Clifton R.J. Integral Equations for the Problem of a 3D Crack in an Infinite, FluidFilled, Poroelastic Solid // SPE 19386. – 1989.

5. Barree R.D. A Practical Numerical Simulator for Three-Dimensional Fracture Propagation in Heterogeneous Media // SPE 12273. – 1983.

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

7. Economides M.J. Hydraulic Fracture Optimisation with a p-3D Model. s.l. / T. Pitakbunkate, M. Yang, P.P. Valko // SPE 142303. – 2011.

8. Paderin G.V. Modified Approach to Incorporating Hydraulic Fracture Width Profile in Unified Fracture Design Model // SPE 182034. – 2016.

9. Modeling of Hydraulic-Fracture-Network Propagation in a Naturally Fractured Formation / X. Weng, O. Kresse, C.-E. Cohen [et al.] // SPE 140253-PA. – 2011.

10. Boronin S.A., Osiptsov A.A., Desroches J. Displacement of yield-stress fluids in a fracture // International Journal of Multiphase Flow. – 2015. – V. 76. – P. 47-63.

11. Golovin S.V., Baykin A.N. Stationary dipole at the fracture tip in a poroelastic medium // International Journal of Solids Structures. – 2015. – V. 69-70. – P. 305-310.

12. Clifton R.J., Wang J.J. Modeling of poroelastic effects in hydraulic fracturing // SPE 21871-MS. – 1991.

Расчет дополнительной добычи нефти от применения определенного метода увеличения нефтеотдачи (МУН) для конкретного объекта разработки остается сложной, трудоемкой задачей, требующей глубоких специализированных знаний в различных областях. Однако на ранней стадии оценки технологии, ее проработки, прогноза ее эффективности, особенно для группы объектов или месторождений, часто применяются, так называемые, экспресс-методы: аналитические приближения, результаты статистическая обработка данных по месторождениям-аналогам, а также типовые кривые добычи нефти. Каждый из указанных экспресс-методов имеет недостатки: одни – очень грубые, другие – покрывают узкий диапазон свойств и не могут быть применены одновременно для большого числа различающихся по свойствам объектов, чтобы гарантировать единый подход и корректность дальнейшего анализа.

В статье рассмотрена оценка эффективности применения технологии смешивающегося вытеснения, базирующаяся на использовании типовых кривых. Предложен способ получения библиотеки типовых кривых дополнительной добычи нефти от реализации метода на базе композиционного гидродинамического моделирования. Подход является затратным только на стадии создания типовых кривых (определения варьируемых параметров, шага их дискретизации, выполнении и обработки расчетов), что вполне компенсируется легкостью применения, масштабностью, гибкостью и масштабируемостью в будущем. По результатам анализа выявлены основные параметры, определяющие эффективность технологии и предложены границы их варьирования, покрывающие диапазон изменения свойств исследуемых месторождений. В зависимости от влияния фактора на прогнозные показатели разработки месторождения при реализации смешивающегося вытеснения нефти углекислым газом и попеременной закачки углекислого газа и воды выполнена их дискретизация. На основе полученного в работе набора типовых кривых выявлены факторы (геологические и технологические), влияющие на величину дополнительной добычи нефти и ее динамику.

Созданная библиотека охватывает весь диапазон геолого-физических характеристик объектов компании ПАО «Газпром нефть» и может быть оперативно применена для любого объекта разработки.

Список литературы

1. Koottungal L. 2014 worldwide EOR survey // Oil & Gas Journal. – 2014. – № 4 – P. 79–91.

2. Denbury Corporate Presentation. – http://s1.q4cdn.com/594864049/files/ doc_presentations/2017/April_2017-Corporate-Presentation_FINAL.pdf

3. Lake L.W., Walsh M.P. Technical report. Enhanced oil recovery, field data, literature search. – Austin: TX, 2008. – 119 p.

4. Wood D.J., Lake L.W., Johns R.T. A screening model for CO2 Flooding and storage in Gulf coast reservoirs based on dimensionless groups // SPE 100021 – 2006.

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

6. Aladasani A., Bai B.. Recent development and updated screening criteria of enchanced oil recovery techniques // SPE 130726 – 2010.

7. Повышение нефтеотдачи из нефтяной оторочки Восточного участка ОНГКМ / Г.С. Степанова, Л.Д. Толоконская, Т.Л. Ненартович, О.А. Матасова // Газовая промышленность. – 2007. – № 3 – С. 38–41.

8. Application of Mathematical Optimization Techniques for Well Pattern Selection / M.M. Khasanov, V.M. Babin, O.U. Melchaeva [et al.] // SPE 171163MS. – 2014.

9. A Methodology for the Refinement of Well Locations During Operational Drilling in Presence of Geological Uncertainty / V.M. Babin, A.M. Vashevnik, O.S. Ushmaev [et al.] // SPE 181992-MS. – 2016.

В настоящее время актуальной задачей являются создание и внедрение технологий, которые бы

позволили осваивать трудноизвлекаемые запасы, которые считаются нерентабельными при текущих способах добычи. Одной из таких технологий является бурение горизонтальных скважин (ГС) с многостадийными гидроразрывами пласта (МГРП). В продуктивномпласте бурится горизонтальный ствол длиной до 1,5 км, выполняется до 30 стадий МГРП, применяются различные дизайны, технологии и оборудование МГРП, используются системы разработки с продольным и поперечным расположением трещин МГРП. Конструкция ГС с МГРП позволяет кратно увеличить площадь дренирования запасов и соответственно продуктивность по сравнению с наклонно направленными скважинами с гидроразрывом пласта. На продуктивность ГС с МГРП влияют такие параметры, как длина ГС, дизайны и технологии МГРП, возможность проведения дополнительной стимуляции, система разработки и др.

Различные типы заканчивания ГС с МГРП и технологии МГРП опробованы Южной лицензионной территории Приобского месторождения в течение первого года примерно на 50 опытных участках. Это позволяет выделить технологии и инженерные решения, которые обеспечивают большую продуктивность скважин. Приведены результаты опытно-промышленных работ. Рассмотрены влияние на продуктивность увеличение длины горизонтального участка ствола, оптимизация числа стадий и дизайна МГРП, выбор технологии и оборудования для МГРП, повторные МГРП и другие вопросы.

Сделан вывод, что выявление лучших технологических решений с подтверждением теоретических обоснований опытно-промысловыми испытаниями позволяет планировать освоение запасов нефти, которые ранее считались нерентабельными.

Восточно-Мессояхское месторождение с геологической точки зрения является многопластовой залежью. Основной объект разработки – покурская свита континентального генезиса - характеризуется высокой степенью неоднородности. Значительная часть запасов (более 50 %) сконцентрирована в дельтовых фациях, которые являются наиболее расчлененной частью разреза. Наиболее распространенный метод вовлечения высокорасчлененного коллектора в разработку – бурение горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) – не реализуется из-за высокого риска прорыва трещины за пределы чисто нефтяной зоны и деформационно-прочностных особенностей покурской свиты. Для вовлечения в разработку запасов высокорасчлененного коллектора выбраны многозабойные скважины (МЗС). Принципиально МЗС были разделены на 2 типа: двуствольные обсаженные с сопоставимыми длинами горизонтальной части (МСС); скважины с одним обсаженным и несколькими необсаженными стволами с кратно меньшей длиной ответвлений относительно основного ствола (fishbone). По результату длительного мониторинга работы (более 9 мес) МЗС сделаны следующие выводы: прирост начальной продуктивности МЗС относительно стандартных ГС, пробуренных в аналогичных геологических условиях, достигает 60 %; темпы падения продуктивности МЗС на 25 % выше, чем стандартных ГС. Наиболее вероятная причина этого заключается в прекращении притока из боковых необсаженных стволов.

Текущий прирост NPV для МЗС относительно ГС составляет до 45 %. Положительная динамика сроков и стоимости строительства МЗС позволит увеличить количество ответвлений и перейти к технологиям обсадки всех стволов в скважинах типа fishbone, сохранив экономическую эффективность и увеличив накопленную добычу по скважинам.

Список литературы

1. Определение оптимального типа заканчивания горизонтальной скважины и способа вывода ее на режим на примере разработки пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения /Е.В. Загребельный, М.Е. Мартынов, С.В. Кузнецов [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 40–43.

2. Заикин И.П., Кемпф К.В., Шкарин Д.В. Опыт строительства многоствольной скважины в АО «Зарубежнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 21–24.

3. Опыт строительства многоствольных скважин / Н.А. Лядова, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – C. 58–60.

4. Анализ применения роторной управляемой системы при проведении зарезок в открытом стволе в многозабойных скважинах «рыбья кость» на Восточно-Мессояхском месторождении / А.Е. Воронин [и др.] // SPE 187702-RU. – 2017.

Рассмотрены особенности глушения добывающих скважин в сложных геолого-физических и технологических условиях разработки Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Целью работы является повышение эффективности глушения скважин в условиях Восточного участка путем изучения механизмов процессов, происходящих в прискважинной зоне. Использование статистического и многофакторного анализа процессов глушения скважин за 2015-2016 гг. позволило установить основные причины низкой успешности данных работ. Выделены геологические и технические факторы, обусловливающие необходимость повторных циклов глушения скважин. Сделан вывод о важности применения геомеханического подхода для повышения эффективности глушения в сочетании с комплексом лабораторных реологических и фильтрационных исследований блокирующих составов. Выполнены расчеты напряженного состояния прискважинной зоны. Результаты расчетов показали, что напряженное состояние вблизи скважины существенно отличается от регионального поля напряжений и меняется в зависимости от создаваемого давления в скважине, что в свою очередь влияет на активность трещин вблизи ствола скважины. Зная активные зоны трещины, можно определить место и характер проникновения блокирующих составов. Таким образом, количественная оценка проводящей активности зон трещиноватости является критерием успешности глушения. Предложенные механизмы процессов, происходящих в прискважинной зоне, в сочетании с результатами лабораторно-экспериментальных исследований и опытно-промысловых испытаний блокирующих составов могут быть использованы для совершенствования процесса организации работ по глушению скважин в условиях Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Список литературы

1. Обоснование алгоритма выбора технологий глушения скважин / П.В. Желонин, Д.М. Мухаметшин, А.Б. Арчиков [и др.] // Научно-технический вестник. – 2015. – № 2. – С. 76–81.

2. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра, 1991. – 224 с.

3. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. – UK, Cambridge: Cambridge University Press, 2007. – 505 p.

4. Трехмерная геомеханическая модель и модель околоскважинного пространства как инструменты оптимизации траектории скважины / Д.В. Альчибаев, А.Е. Глазырина, Ю.В. Овчаренко [и др.] // SPE 187830-RU. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187830-RU

5. Time-Dependent Hydro-Geomechanical Reservoir Simulation of Field Production / I. Bazyrov, A. Glazyrina, S. Lukin [et al.] // Procedia Structural Integrity. – 2017. – V. 6. – P. 228–235.  –  https://doi/10.1016/j.prostr.2017.11.035

Представлен анализ влияния многофазного потока на колебания нефтегазосборного многофазного трубопровода. При больших расходах газа и жидкости в трубопроводе формируется пробковый режим потока, при котором в потоке чередуются участки с большим содержанием жидкости (пробки) и малым содержанием жидкости (пузыри). Пробка жидкости продвигается вперед потоком газа, и ее скорость может быть значительной, превышающей скорости смеси газа и жидкости. За счет высокой скорости движения пробок (до 25 м/с на рассматриваемом объекте) данный режим потока может оказывать существенное механическое влияние на трубопровод при прохождении П-образных компенсаторов температурного расширения. При прохождении пробки через компенсатор силы, действующие на повороты трубопровода (колена), оказываются несбалансированными, что может вызвать появление хотя и кратковременных, но значительных усилий, направленных на смещения трубопровода в поперечном направлении. При определенных условиях эти усилия могут значительно превышать силы трения, удерживающие трубопровод, и привести к смещениям трубопровода по опоре, повышению риска его механических повреждений (например, падения с опор). Важным фактором, влияющим на динамику движения пробок, является рельеф трубопровода – на участках набора высоты возможно образование «больших» пробок, которые могут продвигаться на большие расстояния.

В статье рассмотрена модель многофазного потока, учитывающая рельеф трубопровода. Проведен анализ влияния параметров потока на усилия, генерируемые потоком, на участках трубопровода. Предложена модель влияния потока на П-образные компенсаторы. Дано описание графических инструментов (карт влияния потока на устойчивость трубопровода) для оценки степени влияния потока на трубопровод. Приведены результаты сравнения модели с промысловыми замерами. Даны рекомендации по снижению негативного влияния потока на трубопровод и мониторингу режима потока в трубопроводе.

Список литературы

1. Povyishev K., Vershinin S., Vernikovskaya O. Specifics of Development, Infrastructure Construction and Production of Oil-Gas-Condensate Fields. Integrated Model Application Experience//SPE 187857. – 2017.

2. Интегрированный подход к разработке нефтяных оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения/Д.А. Сугаипов, Д.Ю. Баженов, С.С. Девятьяров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 60–63.

3. Bratland O. Pipe Flow 2. Multiphase flow assurance. – 2013. – http://www.drbratland.com/

История развития проектов, связанных со стратегией компании «Электронная Разработка Активов» (ЭРА) началась в 2013 г. с информационных систем «ЭРА.Мехфонд» и «Электронная Шахматка». В настоящее время платформа ЭРА имеет в своем составе более 30 модулей связанных с добычей нефти, направленных на автоматизацию бизнес процессов, формирование отчетности, инженерные расчеты и контроль отклонений от заданных режимов. Система введена в промышленную эксплуатацию в семи дочерних обществах компании «Газпром нефть», а также в НТЦ и Корпоративном центре. На сегодня насчитывается более 1800 уникальных зарегистрированных пользователей. За время эксплуатации информационные модули ЭРА позволили на 60 % сократить непроизводительное время инженерно-технического персонала, повысить качество данных, оперативность принятия управленческих решений, увеличить наработку оборудования на отказ и добыть дополнительный объем углеводородов.

В статье рассмотрены методические подходы к комплексной оценке рентабельности фонда скважин и оптимизации процессов добычи нефти, реализованные в единой IT-платформе. Платформа обеспечивает консолидацию большого объема непрерывно поступающих обновляемых данных с целью определения оптимальных параметров и режимов эксплуатации. Анализ выполнен с учетом увязки расчета технологического предела для достижения минимального забойного давления существующим на рынке насосным оборудованием, динамики остаточных извлекаемых запасов нефти, прогноза наработки скважины на отказ, потребления электроэнергии от режима эксплуатации скважины, влияния на объемы оптимизации инфраструктуры, осложняющих и других факторов. Учитывается непрерывная самоадаптация модели для целостного прогноза NPV по отдельным объектам с определением экономического экстремума. Основным результатом должно являться формирование в режиме реального времени оптимальных сценариев эксплуатации скважин с целью повышения рентабельности. Разработанные подходы открывают новые возможности для повышения операционной эффективности эксплуатации нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Перспективные технологии Big Data в нефтяном инжиниринге: опыт компании «Газпром нефть» / М.М. Хасанов, Д.О. Прокофьев, PhD, О.С. Ушмаев, Б.В. Белозеров (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 76–79

2. Подход к управлению механизированной добычей в рамках развития системы «Электронная Разработка Активов» / С.А. Доктор, Д.М. Королев, Н.П. [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 70­–72.

3. Jacobs T. Automated Drilling Technologies Showing Promise // JPT. — 2015. – V. 67. – № 6 (June).

4. Rawi Zaid. Machinery Predictive Analytics // SPE 128559. – 2010.

5. Stone P. Introducing Predictive Analytics: Opportunities // SPE 106865. – 2007.

6. Макаров А.В. Экономические вопросы проектирования и разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2009. – 195 с.

7. Стоимостной инжиниринг в ПАО «Газпром нефть»: текущая ситуация и перспективы развития / М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов, О.О. Скударь (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 30–33.

Принятие решений в области нефтяного инжиниринга характеризуется высоким уровнем неопределенности исходных данных. Благодаря развитию информационных технологий стало возможным повышение качества принимаемых решений. В статье рассмотрена проблема определения оптимальной системы внешнего транспорта нефти. Классическим подходом при разработке технических решений, касающихся системы поверхностного обустройства, на этапе концептуального проектирования является проектирование для фиксированного профиля добычи. При таком подходе не учитываются риски, связанные с недоизученностью геологического строения и соответственной вариативностью системы разработки. В ПАО «Газпром Нефть» используется метод, основанный на разработке трех вариантов профиля добычи (пессимистичного, реалистичного и оптимистичного). Однако такой метод не гарантирует получения оптимального варианта из-за недостаточного количества рассмотренных вариантов. Для решения задачи по определению оптимального варианта системы поверхностного обустройства с учетом вариативности исходных данных реализован подход к выполнению расчетов с учетом вероятностных профилей по отдельным источникам на базе информационной системы интегрированного концептуального проектирования «ЭРА:ИСКРА». Данный подход позволяет определить максимально устойчивый вариант, характеризующийся минимальными затратами или максимальной экономической эффективностью. За счет автоматизации расчетов по определению технических характеристик схем обустройства и экономических параметров выполняется анализ, который был невозможен без использования информационной системы «ЭРА:ИСКРА».

Список литературы

1. Technical Report: Guidance for Decision Quality for Multicompany Upstream Projects // SPE 181246. – 2016.

2. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений / Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 71–73.

3. Экономико-математическое решение для построения оптимальной конфигурации линейных систем нефтегазовых месторождений / Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов, Н.З. Гильмутдинова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 60–63.

4. Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании / С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев, Н.З. Гильмутдинова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 04. – C. 126–129.

5. Интегрированное концептуальное проектирование как инструмент системного инжиниринга / В.П. Батрашкин, Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2016. – № 12. – С. 80–83.

6. Алексеев А. Умное ускорение // Сибирская нефть. – 2017. – № 6/143. – С. 22–27.

В процессе разработки любого месторождения накапливается большой объем данных по результатам работы скважин. Это вынуждает тратить значительное количество времени и ресурсов на типовые операции по обработке и систематизации данных, предваряющие стадию принятия решений по оптимизации эксплуатации фонда скважин. В итоге специалисты большую часть времени тратят не на анализ разработки, а на подготовку данных к проведению такого анализа, что существенно снижает эффективность работы. В статье представлено решение, позволяющее освободить специалистов от процесса обработки и систематизации данных путем автоматизации процесса подготовки информации по скважинам из базы данных с исользованием специального программного продукта. Разработка данного программного продукта выполнена в среде разработки MS Visual Basic for Application. Ежедневно разработанная программа самостоятельно делает запрос и выгружает из базы данных всю актуальную информацию по скважинам, проводит предварительную обработку по базовым алгоритмам и подготавливает информацию в удобном для анализа виде для профильных специалистов.

В перспективе планируется создать опцию автоматизированной выдачи рекомендаций, затрагивающих операции по изменению режимов работы скважин, переводов скважин под нагнетание и др. Это позволит дополнительно сократить трудозатраты и повысить эффективность работы. В дальнейшем разработанная программа будет включена в платформу «Эра.Град» для унификации решений и тиражирования на других месторождениях ПАО «Газпромнефть».

Список литературы

1. About Queries and Subqueries. URL: http://docs.oracle.com/cd/B10501_01/ server.920/a96540/queries2a.htm

2. Иерархические (рекурсивные) запросы. URL: https://habrahabr.ru/post/ 43955/

3. Кнут Д.Э. Искусство программирования. Том 1. Основные алгоритмы,

3-е изд.: Пер. с англ. – М.: Издательский дом «Вильямс», 2012. – 720 с.

4. Проактивный блочный анализ разработки месторождений / А.Н. Сит­ников, А.А. Пустовских [и др.] // SPE 176572-RU. – 2015. 

Промыслово-геофизические (ПГИ) и гидродинамические (ГДИ) скважин являются источником ключевой информации для проектирования и контроля разработки месторождений. Достоверные результаты ПГИ и ГДИ – важнейший источник информации о характеристиках резервуара, состоянии скважины и призабойной зоны пласта, межскважинном взаимодействии и др.

В рамках непрерывного повышения эффективности контроля и оптимизации процессов в ООО «Газпромнефть НТЦ» реализуется ряд проектов в области ПГИ и ГДИ по развитию инструментов и технологий. Повышение сложности ресурсной базы, разработка низкопроницаемых коллекторов, нефтяных оторочек и трещиноватых пластов требует внедрения новых подходов к планированию и обработке промысловых исследований. Увеличение объема ГДИ вследствие роста числа активов и оснащенности механизированного фонда высокоточной скважинной телеметрией приводит к необходимости создания автоматизированных систем подготовки и обработки данных. Высокая ресурсоемкость скважинных операций и сложное геологическое строение новых активов повышает цену возможной ошибки в случаях принятия неверных решений из-за неполноты или недостоверности результатов промысловых исследований. Обоснована необходимость комплексных мер по повышению достоверности результатов обработки ПГИ и ГДИ, а также оценки надежности всех определяемых параметров.

В процессе разработки месторождений решения о дальнейшем развитии актива принимаются на основе эксплуатационных данных, поступающих со всех скважин компании «Газпром нефть». В то же время качество этих данных не всегда позволяет провести полноценный анализ: может отсутствовать информация для определенных временных интервалов, часть измерений не соответствуют физической модели или не согласовываются друг с другом. Эти показатели могут быть связаны как со сбоем средств инструментального контроля, так и с человеческим фактором. От качества исходных геолого-технологических данных напрямую зависит результативность производственных решений. Решения, основанные на недостоверной информации, могут привести к критическим последствиям, поэтому необходимо своевременно проверять данные на корректность и согласованность. В условиях увеличения количества поступающей информации и роста требований к качеству данных, обрабатывать данные вручную не представляется возможным. Необходима автоматизация процессов обработки и верификации информации, вследствие чего становится актуальной задача разработки алгоритмов автоматизированного анализа промысловых данных.

В статье приведена иерархия подходов компании к управлению данными при контроле добычи и разработки, выделены наиболее перспективные направления развития. Подробно рассмотрены три подхода к разработке алгоритмов, позволяющих проводить верификацию данных. Первый подход опирается на базовые статистические методы, второй - основывается на физических моделях, третий использует алгоритмы для обработки больших объемов информации – методы машинного обучения. Для каждого подхода приведен практический пример. Ввиду увеличения количества поступающей информации наиболее перспективным видится развитие направления Data Science (особенно в сочетании с аналитическими моделями), которое фокусируется на разработке комплексного подхода к анализу больших объемов информации с применением методов машинного обучения.

Список литературы

1. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 368 с.

2. Шуленин В.П.  Математическая статистика. Ч. 2. Непара метрическая статистика: учебник. – Томск: Изд-во НТЛ, 2012. – 388 с.

3. El-Khatib N.A. Waterflooding Performance of Communicating Stratified Reservoirs With Log-Normal Permeability Distribution // SPE 37696-MS. – 1997.

4. Brooks R.H., Corey A.T. Hydraulic properties of porous media // Colorado State Univ. Hydrol. Paper. – 1964. – № 3. – 27 p.

5. Identifying Density-based Local Outliers / M.M. Breunig, H.-P. Kriegel, R.T. Ng, J. Sander // Proceedings of the 2000 ACM SIGMOD International Conference on Management of Data. SIGMOD. – 2000. – P. 93–104.

Рассмотрены особенности строения, литологии, стратиграфии и условий образования верхнедевонских отложений Лыжско-Кыртаельского вала (ЛКВ) и Печорогородской ступени (ПС) Печоро-Кожвинского мегавала (ПКМ) Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА). Верхнедевонский карбонатный комплекс в Тимано-Печорской провинции является одним из основных по прогнозным ресурсам и перспективным с точки зрения открытия залежей углеводородов. Комплекс характеризуется сложным строением, резкой фациальной изменчивостью и нестабильностью фациальных зон во времени. Выполнено ранжирование основных типов разрезов исследуемой территории и выделены стратиграфически полные и стратиграфические сокращенные разрезы верхнедевонских карбонатных отложений в пределах ЛКВ и ПС. Установлено, что полнота разреза верхнедевонского комплекса на территории ПКМ напрямую зависит от приуроченности той или иной части территории к основным палеотектоническим элементам (головному, прибортовому трогу или тектоническим ступеням). Сделан вывод о связи выделенных типов разрезов со сложным дифференцированным палеорельефом, существовавшим во франское время на изучаемой территории. Составлена подробная корреляционная стратиграфическая схема исследованной территории, определены основные реперные уровни, толщи. Отмечено, что наряду с типичными депрессионными доманиковыми отложениями на исследуемой территории во франской части разреза установлены породы, связанные с мелководно-шельфовыми породами. В пределах ЛКВ и ПС выявлены следующие комплексы фаций: некомпенсированных прогибов и палеоподнятий в них; аккумулятивных прогибов; мелководного шельфа; карбонатных массивов; закрытого шельфа. Формирование верхнедевонского комплекса в Тимано-Печорской провинции происходило во время четырех этапов осадконакопления: семилукского, донского, сосновского и устьпечорско-джеболского. Благоприятные условия для формирования фильтрационно-емкостных свойств связаны с верхнефранскими терригенно-карбонатными, органогенно-хемогенными и органогенными массивами и их склонами, а также приурочены к прибортовому трогу ПКА. Не менее благоприятные условия для фомирования пород коллекторов связаны с отдельными пластами в фаменской части разреза.

Список литературы

1. Валеев Р.Н. Авлакогены Восточно-Европейской платформы. – М.: Недра, 1978. – 388 с.

2. Пармузина Л.В. Верхнедевонский комплекс Тимано-Печорской провинции (строение, условия образования, закономерности размещения коллекторов и нефтегазоносность). – С.-Пб.: Недра, 2007. – 152 с.

3. Кочетов С.В. Строение, условия формирования отложений, закономерности размещения коллекторов и нефтегазоносность верхнедевонского комплекса Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия. – С.-Пб.: Недра, 2013. – 144 с.

В последнее время начались активное изучение и эксплуатация месторождений природных битумов и высоковязкой нефти. Резервуары этих полезных ископаемых характеризуются высокой литологической и структурной неоднородностью. В связи с этим возникают новые задачи литологического и петрофизического изучения подобных залежей. К таким задачам относятся разработка методики интерпретации полевых геофизических исследований скважин, подходящей для исследуемой структуры; анализ полученной информации о геологическом строении, петрофизических свойствах и оценка запасов исследуемого объекта по результатам интерпретации и лабораторных исследований керна.

В статье рассмотрено влияние типа песчаных комплексов на вероятностные оценки запасов залежей сверхвязкой нефти на примере двух терригенных поднятий шешминского горизонта уфимского яруса, находящихся на юго-востоке Республики Татарстан. Результаты исследований показали, что залежи сверхвязкой нефти, приуроченные к Нижне-Кармальскому и Мельничному поднятиям, имеют блоковое строение и подразделяются на три типа песчаных комплексов. Каждому типу соответствует свое значение разности экстремумов показаний гамма-каротажа: 1 тип – менее 150 у.е.; 2 тип – 100–200 у.е. и 3 тип – более 200 у.е. Комплексы 1 типа являются наиболее перспективными для применения паротепловых методов добычи сверхвязкой нефти, так как содержат минимальное количество глинистого материала. Комплексы 2 целесообразно разрабатывать в приконтактной зоне с комплексами 1 типа. При преобладании комплексов 3 типа ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства залежи и при оценке величина запасов снижается.

Список литературы

1. Успенский Б.В. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан: монография. – Казань : ООО «ПФ Гарт», 2008. – 348 с.

2. Грунис Е.Г. Применение новых подходов к интерпретации материалов ГИС при подсчете запасов сверхвязкой нефти и проектировании горизонтальных скважин // Материалы Международной научно-практической конференции «Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений». – Казань: Изд-во «Слово», 2017. – 320 c.

3. Косарев В.Е. Корреляция разрезов скважин с использованием вейвлет-образов кривых ГИС // Каротажник. 2006. – Вып 1. – С. 37–48.

4. Грунис Е.Г., Хасанов Д.И. Подсчет запасов объемным и вероятностным методами с помощью программного комплекса Petrel-2013 // Геология нефти и газа. – 2017. – Вып 5. – С. 113–118.

Промышленная разработка нетрадиционных запасов углеводородного сырья, таких как высоковязкая нефть, природные битумы, высокоуглеродистые битуминозные породы доманиковых отложений и др., связана с решением проблем их извлечения, транспорта и переработки. Перспективным направлением в этой области является изучение возможности снижения вязкости тяжелой пермской нефти и природного битума в пластовых условиях или на промысле, а также оценка нефтегенерационного потенциала доманиковых битуминозных пород.

С применением пиролитического метода Rock-Eval проведен сравнительный анализ битуминозных образцов пород из пермских отложений Ашальчинского месторождения и доманиковых отложений Ромашкинского месторождения. Оценен их нефтегенерационый потенциал. Образцы пермских отложений содержать большое колическтво свободных углеводородов, после экстракции остаточное органическое вещество характеризуется низким водородным и высоким кислородными индексами, а также невысокой степенью катагенетической зрелости. Это позволяет сделать вывод о присутствии керогена III типа, образованного из осадков континентального типа. Отличительной особенностью доманиковых пород является низкое содержание свободных углеводородов и высокое содержание нерастворимого керогена I и II типов, связанного с органическим веществом морского происхождения. Эти типы керогена обладают высоким нефте- и газогенерационным потенциалом, реализация которого с образованием свободных углеводородов возможна с применением технологий, моделирующих искусственное созревание керогена непосредственно в продуктивных пластах. Неоднородность пермских и доманиковых пород по своему нефтегенерационному потенциалу, определяется различным содержанием органического вещества в породах, его природой и устойчивостью к термическому воздействию, что предполагает различные условия и возможности его реализации.

Список литературы

1. Этапы освоения залежей битума в Республике Татарстан / Р.С. Хисамов, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 43–45.

2. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова [и др.]. – Казань: ФЭН АН РТ, 2012. – 296 с.

3. Хисамов Р.С. Стратегия разработки месторождений на поздней стадии, перспективы добычи углеводородных ресурсов из нетрадиционных источников углеводородов в Республике Татарстан // Бурение и нефть. – 2015. – № 1. – С. 40–44.

4. Геохимические критерии перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений на территории республики Татарстан / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 10–13.

5. Бурдельная Н.С., Бушнев Д.А., Мокеев М.В. Изучение преобразования керогена методом 13C ЯМР в твердом теле при естественном и искусственном созревании органического вещества // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. – 2015. – № 6. – С. 33–39.

6. Нефтегенерационный потенциал пермских отложений в зависимости от содержания, состава и термической устойчивости органического вещества в породах / Г.П. Каюкова, Д.А. Феоктистов, Ф.Ф. Носова [и др.] // Научно-техническая конференция, 13–14 апреля 2016 г., Бугульма. – Набережные челны: ООО «Экспозиция Нефть Газ», 2016. – С. 62–67.

7. Conversion of the Organic Matter of Domanic Shale and Permian bituminous Rocks in Hydrothermal Catalytic processes/G.P. Kayukova, A.M. Mikhailova, D.A. Feoktistov [at al.]// Еnergy&Fuels. – 2017. – V. 31(8). – P. 7789–7799.

8.. Geothermal conversion of organic matter in the carbonaceous medium in the presence of homogeneous oxidation catalysts/ S.М. Petrov, D.A. Ibragimova, A.G. Safiulina [et al.]// Journal of Petroleum Science and Engineering – 2017. – V. 159. – P. 497–505.

9. Soil organic matter (SOM) сharacterization by Rock-Eval pyrolysis: scope and limitations / J.R. Disnar, B. Guillet, D. Keravis [et al.] // Organic Geochemistry. – 2003. – № 34. – P. 327–343.

Рассмотрены данные о строении и коллекторских свойствах карбонатных пород фаменских отложений по результатам исследований керна, отобранного из скважины на южном склоне Южно-Татарского свода. Изучены аспекты взаимосвязи зональности структурно-текстурных, петрофизических и геохимических характеристик карбонатных пород, в том числе по данным, полученным методом электронного парамагнитного резонанса (ЭПР). Изучены интервалы фаменского яруса толщиной 16 м (верхний интервал) и 6 м (нижний интервал), из которых был отобран керн. В региональной схеме эти интервалы приурочены к продуктивному пласту среднефаменского возраста в рамках франско-турнейского нефтегазоносного комплекса. Верхний интервал сложен грейнстоунами и пакстоунами, нижний – преимущественно пакстоунами. Форменные элементы представлены гранулированными раковинами и сгустками. Поровое пространство контролируется процессами выщелачивания, кальцитизации и стилолитовыми швами. По данным шлифов и фильтрационно-емкостным свойствам установлено четырехслойное строение верхнего интервала и однослойное строение нижнего интервала. Оригинальные результаты исследований методом ЭПР получены на 22 образцах, отобранных через 0,6-1,2 м. Спектры ЭПР Mn²⁺ характеризуются неширокими линиями, что указывает на морской генезис карбонатов. Постоянно присутствующие парамагнитные метки Mn²⁺ сопровождаются также постоянно фиксирующимися парамагнитными метками SO₂^-. Выявлено, что слои с симбатным поведением кривых содержания Mn²⁺ и SO₂^- характеризуются улучшенными коллекторскими свойствами, а слои с разнонаправленным поведением кривых указанных парамагнитных меток – пониженными. Это объясняется в первом случае доминированием первичной (структурированной) пустотной емкости коллекторов, а во втором случае – усилением роли неструктурированной пустотной емкости из-за процессов выщелачивания, перекристаллизации, привноса парамагнитных ионов и перераспределения парамагнитных центров в новообразованных минеральных фазах.

Список литературы

1. EPR probes in sedimentary rocks: the features of Mn2+ and free radicals distribution in the Permian formation in Tatarstan / G.R. Bulka, N.M. Nizamutdinov, N.G. Mukhutdinova [et al.]// Applied Magnetic Resonance. – 1991. – V. 2. – №1. – P. 107–115.

2. Нургалиева Н.Г., Галеев А.А. Исследование пород методом ЭПР // Стратотипический разрез татарского яруса на реке Вятке. – М.: ГЕОС, 2001. – С. 56–68.

3. Нургалиева Н.Г., Хасанова Н.М., Габдрахманов Р.Р. Условия формирования отложений уржумского яруса по данным ЭПР // Ученые записки Казанского университета. Серия Естественные науки. – 2010. – Т. 152. –  Кн. 1. – С. 226–234.

4. Литолого-фациальные особенности нижнеказанских отложений по данным ЭПР опорного разреза / Э.И. Фахрутдинов, Н.Г. Нургалиева, Н.М. Хасанова, В.В. Силантьев // Ученые записки Казанского университета. – 2015. – Т. 157. – Кн. 3. – С. 87–101.

5. Нургалиева Н.Г., Аникина Е.А., Хасанова Н.М. Строение турнейских нефтеносных известняков Южного склона Южно-Татарского свода по данным петрофизических и геохимических исследований // Нефтяное хозяйство. – 2017. – №2. – C. 46–48.

6. Нургалиева Н.Г., Смелков В.М., Кальчева А.В. Литологическая и петрофизическая зональность карбонатных пород-коллекторов фаменских и турнейских отложений // Нефть. Газ. Новации – 2013. – № 4. – С. 28–34.

7. Нургалиева Н.Г. О влиянии стилолитов на коллекторские свойства фаменских карбонатных отложений на основе анализа спектров Фурье // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4 – C. 16–19.

8. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Classification of carbonate rocks – a symposium // AAPG Mem. – 1962. – V. 1. – Р. 108–121.

Проблема оценки насыщенности пород по керну, существующая при разработке месторождений Республика Саха (Якутия), послужила причиной проведения исследовательских работ, проработки методов и поиска объективных зависимостей для ее решения. Одним из возможных для реализации стал метод пиролиза и последующего окисления. В зависимости от степени окисленности битумы сохраняют способность частично (а иногда и полностью) экстрагироваться при применении методов экстракции керна органическими растворителями (горячими и даже холодными). При этом происходят неконтролируемые завышение общей пористости и искажение параметров абсолютной газопроницаемости. Для изучения битуминозности пород-коллекторов можно применять термические методы анализа, не требующие специальной подготовки проб и позволяющие проводить анализ органического вещества непосредственно в керновом материале. Одним из термических методов анализа является пиролиз на установке Rock Eval 6. Пиролитический анализ обеспечивает проведение количественной оценки по компонентам углеводородов (нефти и битума), содержащимся в породе-коллекторе. Исследование проводилось по методике Reservoir. Основной целью исследования являлось определение границ подвижности органического вещества и критериев дифференциации нефть/битум в керне. В статье предложено использовать пиролитический метод для оценки структуры углеводородонасыщенности по керну. На основе сопоставления результатов лабораторных исследований с данными испытаний выделены критерии оценки нефтенасыщенных интервалов по керну. Предложены критерии оценки битуминизации коллекторов.

Список литературы

1. Баженова Т.К. Эволюция нефтегазообразования в истории Земли и прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов // Геология и геофизика. – 2009. – Т. 50. – № 4. – С. 412–424.

2. Баженова Т.К., Казаис В.И. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления на северо-западе Сибирской платформы (историко-геохимический и структурно-исторический анализ) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т. 6. – № 2.

3. Espitalie J., Bordenave M.L. Rock-Eval pyrolysis. In: M.L. Bordenave (Editor). – Paris: Applied Petroleum Geochemistry, 1993. – P. 237–361.

4. Эспиталье Дж., Дроует С., Маркиус Ф. Оценка нефтеносности с помощью прибора Rock-Eval с компьютером // Геология нефти и газа. – 1994. – № 1. – C. 23–32.

В настоящее время для бурения скважин с большим отходом от вертикали широко применяются роторные управляемые системы. В статье приведены причины снижения работоспособности систем при бурении скважин на территории, приуроченной к Верхнекамскому месторождению калийно-магниевых солей. Определена конструкция блока отклонения системы управления буровым устройством, который представляет собой шарнирно-сочлененный вал, вращающийся в опорных узлах. Изменение угла перекоса вала осуществляется созданием отклоняющего усилия тремя клиньями, расположенными с радиальным смещением 120° относительно друг друга. Каждый клин в качестве привода имеет электродвигатель с планетарным редуктором. Максимальный угол перекоса вала составляет 2,5°.

Проведены прочностные расчеты шарнирно-сочлененного вала, на который при бурении действуют осевая нагрузка, крутящий момент и давление буровой промывочной жидкости, так как наибольшие нагрузки возникают в шарнире карданного соединения вала. Математическими расчетами прочности оценена работоспособность шарнирного соединения при различных параметрах режима бурения скважин с горизонтальным окончанием. При наиболее тяжелых условиях нагружения запас прочности шарнира по расчетному максимальному контактному давлению равен 2,75, расчетные значения контактных напряжений шариков с промежуточным и ведомым валами ниже допустимых. Дополнительно в программном многопроцессорном комплексе ANSYS проведено моделирование работы вала методом конечных элементов. Максимальные напряжения, полученные в зоне контакта шариков с цилиндрическими пазами ведомого вала, ниже расчетных допускаемых, что подтверждает правильность выбора материалов и конструкции системы управления буровым усройством.

При строительстве наклонно направленных скважин с большим отходом от вертикали на месторождениях, приуроченных к Верхнекамскому месторождению калийно-магниевых солей, система управления буровым устройством должна обеспечивать передачу на долото осевой нагрузки до 180 кН, крутящий момент до 10 кН∙м и давление промывочной жидкости до 40 МПа.

Список литературы

1. Балденко Д.Ф., Вервекин А.В., Плотников В.М. Пути дальнейшего совершенствования технологии бурения скважин с применением винтовых забойных двигателей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 19. – С. 165–174. – DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.7

2. Самигуллин В.Х. Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении горизонтальных скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 1999.

3. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 29–36. – DOI: 10.15593/2224-9923/2014.11.3

4. Barton S., Card K., Pierce G. Delivering steering success in problematic soft-formation directional wells // SPE 115138-PA. – 2009.

5. Sugiura J., Bowler A., Lowdon R. Improved continuous azimuth and inclination measurement by use of a rotary-Steerable system enhances downhole-Steering automation and kickoff capabilities near vertical // SPE 166099-PA. – 2014.

6. Gravem T., Lee J., Lofts J. Fast track to optimum well positioning: Inteq logging-while-drilling technologies are improving real-time formation evaluation and well positioning // Hart’s E and P. – 2006. – Issue JULY.

7. Исследование канала передачи информации по колонне бурильных труб при строительстве скважин с применением роторной управляемой системы / Н.И. Крысин, А.А. Мелехин, И.В. Домбровский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 80–82.

8. Халилов А. Высокий градиент кривизны и плавная траектория // OIL&GAS JOURNAL Russia. – 2016. – № 10. – С. 58–60.

9. Рынок бурения горизонтальных скважин и зарезки горизонтальных боковых стволов: текущее состояние и прогноз развития до 2027 года. – URL: http://rpi-consult.ru/reports/dobycha-nefti-i-gaza/rynok-bureniya-gorizontalnykh-skvazhin-i-zarezki-...

10. Лукойл нашел месторождение с нефтяными запасами в 5 млн. тонн. – URL: https://neftegaz.ru/forum/showthread.php?tid=10095

11. Устькачкинцев Е.Н. Повышение эффективности строительства боковых стволов на территории Верхнекамского месторождения калийномагниевых солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 39–46.

12. Новосельцев Д.И., Епихин А.В., Анисимов А.В. Применение методики расчета нагрузок, действующих на отклоняющий модуль роторной управляемой системы, для определения риска отказа системы // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – № 6. – С. 4–8.

13. Заяв. 2017113661 РФ Блок отклонения системы управления буровым устройством / А.А. Мелехин, М.С. Турбаков, Д.Ю. Русинов, С.Е. Чернышов, А.А. Злобин. – № 2017113661, заявл. 19.04.17.

Рассмотрены исследования по испытаниям навигационного блока телеметрической системы в условиях скважин Пермского края. При бурении непрерывно возникают осевые, радиальные и торсионные вибрации буровой колонны, что приводит к резкому снижению точности измерений акселерометров. Телеметрические системы, используемые совместно с роторными управляемыми системами, работают в более экстремальных условиях. Высокая частота вращения буровой колонны создает значительные центробежные силы, влияющие на показания акселерометров. Навигационный блок телеметрической системы состоит из бесплатформенной инерциальной навигационной системы и системы обеспечения геостационарности. Навигационная система построена на базе трех ортогонально расположенных волоконно-оптических гироскопов и кварцевых акселерометров. Гироскопы предназначены для измерения азимутального угла и успешно заменяют магнетометры, акселерометры используются для измерения зенитного угла. Система геостационароности включает основание с размещенными на нем датчиками, электродвигатель вращения, два амортизатора. Система обеспечения геостационарности тестировалась на стенде, в котором задавалась различная частота вращения. Испытана эффективность работы системы, так как гироскопы и акселерометры не увеличивают погрешность замеров и не теряют начальную точку отсчета при частоте вращения до 200 мин^-1. Бесплатформенная инерциальная навигационная система испытывалась на воздействие высоких температур и вибраций. Температурные испытания в термокамере не показали увеличения погрешности датчиков при температуре до 90 °С. Испытания на вибростенде подтвердили эффективность работы амортизаторов и работоспособность системы при воздействии с частотой до 200 Гц и ускорением, в 10 раз превосходящим ускорение свободного падения).

Список литературы

1. Шевченко И.А. Актуальность применения забойных телеметрических систем при бурении скважин с большим отходом от вертикали для разработки морских нефтегазовых месторождений // Научная перспектива. – 2014. – № 2. – С. 107-111.

2. Noureldin A., Irvine-Halliday D., Mintchev M.P. Measurement-while-drilling surveying of highly inclined and horizontal well sections utilizing single-axis gyro sensing system // Measurement Science and Technology. –  2004. – V. 15 (12). – P. 2426-2434. – DOI 10.1088/0957-0233/15/12/012

3. Vibration noise modeling for measurement while drilling system based on FOGs / C. Zhang, L. Wang, S. Gao [et al.]  // Sensors (Switzerland). – 2017. – V. 10. – P. 2367. – DOI 10.3390/s17102367.

4. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 92-94.

5. Фатихов С.З., Федоров В.Н. Опыт использования телеметрических систем на месторождениях Республики Башкортостан. В сб. Физико-химическая гидродинамика // Труды Первой летней школы-конференции. – Уфа: изд-во Башкирского гос. университета, 2016. – С. 174-183.

6. Чернышов С.Е. Особенности проводки наклонно-направленных скважин с учетом размеров охранной зоны на территории Верхнекамского месторождения калийных солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. –  № 1. – С. 137-143.

7. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 29-37. – DOI 10.15593/2224-9923/2014.11.3

8. Поплыгина И.С. Возможности повышения эффективности разработки залежи с высоковязкой нефтью на территории пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2014. –  № 11. – С. 57-66. – DOI 10.15593/2224-9923/2014.11.6

9. Талипов Р.Н., Мухаметшин А.А. Технология строительства двух дополнительных стволов из горизонтального участка наклонно направленной скважины // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 2. С. 45-54.

10. Исследование волоконно-оптических гироскопов для телеметрических систем мониторинга траектории ствола скважины / Н.И. Крысин, И.В. Домбровский, С.Н. Кривощеков [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 102-105.

11. Разработка телеметрической системы мониторинга забойных параметров при строительстве скважин / С.Н. Кривощеков, А.А. Мелехин, М.С. Турбаков [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 86-88.

12. Синтез структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении роторной управляемой системой / А.В. Кычкин, В.Д. Володин, А.А. Шаронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 128-132.

13. Терешин В.Г., Иванова Г.А. К вопросу выбора динамически настраиваемых и волоконно-оптических гироскопов для инклинометрической системы // Вестник УГАТУ. – 2012. – №1 (46). – С. 62-69.

Рассмотрен процесс работы телеметрической системы контроля траектории ствола при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин с использованием роторной управляемой системой. Разработан алгоритм автоматизированной корректировки направления бурения для проводки скважины по проектному профилю. В процессе роторного бурения при вращении всей колонны навигационный блок телеметрической системы, построенный на базе инклинометров и акселерометров, определяет изменения текущего положения относительно первоначального положения по трем осям и вместе с другими режимными параметрами бурения передает эту информацию в блок управления. Блок управления, состоящий из электронной платы с процессорным устройством, контроллерами и флеш-памятью, определяет отклонение от проектного положения при текущей глубине, далее рассчитывает необходимую корректировку траектории и передает сигналы на микропроцессорный блок драйверов управления электродвигателями привода клиньев, который обеспечивает движение клиньев-отклонителей путем подачи напряжения на двигатели на необходимое время. На основании проведенных исследований построена система уравнений расчета положения долота, учитывающая изменения траектории скважины за счет перемещения долота из текущей точки в проектную и сформирована модель управления отклонением долота в пространственных координатах.

Оценка работоспособности блока управления выполнена на стенде на основе фактических данных бурения субгоризонтальной скважины на территории севера Пермского края в 2015 г. с использованием роторной управляемой системы. В результате исследований подтверждена возможность бурения скважины по проектному профилю в автоматическом режиме при использовании роторной управляемой системы в комплексе с разработанной телеметрической системой.

Список литературы

1. Continuous Measurement-While-Drilling Utilizing Strap-Down Multi-Model Surveying System / XueQilong, Wang Ruihe, Sun Feng, Huang Leilei, Han Laiju // IEEE Trans. Instrum. Meas. – 2014. – V. 63. – P. 650–657.

2. Разработка телеметрической системы мониторинга забойных параметров при строительстве скважин / С.Н. Кривощеков, А.А. Мелехин, М.С. Турбаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 86–88.

3. Устькачкинцев Е.Н. Повышение эффективности строительства боковых стволов на территории Верхнекамского месторождения калийномагниевых солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 39–46.

4. Николаев Н.И., Леушева Е.Л. Теоретические и экспериментальные исследования эффективности бурения твердых горных пород // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 15. –

С. 38–47.

5. Закиров А.Я. Первые результаты испытаний роторно-управляемых систем российского производства // PROнефть. Научно-технический журнал «Газпром нефти». – 2016. – № 2. – С. 43–47. – http://ntc.gazprom-neft.ru/research-and-development/proneft/776/13452/

6. Conti P.F. Controlled horizontal drilling // SPE 18708 MS. – 1989.

7. Синтез структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении роторной управляемой системой / А.В. Кычкин, В.Д., Володин А.А. Шаронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 128–132.

8. Study of Drill Measuring System Based on MEMS Accelerative and Magnetoresistive Sensor / Jian Kang, BoXiong Wang, Zhong Xiang Hu [et al.] // Electronic Measurement & Instruments, ICEMI 09, Beijing, China, 2009.

9. Кычкин А.В., Артемов С.А., Власов В.А. Структурный синтез информационно-измерительной и управляющей системы мобильной платформы // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Электротехника, информационные технологии, системы управления. – 2013. – № 7. – С. 83–95.

10. Кычкин А.В., Даденков Д.А., Билалов А.Б. Автоматизированная информационная система полунатурного моделирования статической нагрузки электроприводов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Электротехника, информационные технологии, системы управления. – 2013. – № 8. – С. 73–83.

11. Балденко Д.Ф., Вервекин А.В., Плотников В.М. Пути дальнейшего совершенствования технологии бурения скважин с применением винтовых забойных двигателей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 19. – С. 165-174.

12. Кузьмина Т.А., Миронов А.Д. Опыт разработки низкопродуктивных объектов с применением технологии многозабойного бурения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 89–93.

Для оценки влияния неньютоновских свойств нефти на выработку запасов созданы детерминированные и стохастические модели, соответствующие результатам анализа распределения рангов вариаграмм пористости на площадях Ромашкинского месторождения. Ранг вариограмм созданных геологических стохастических моделей (варианты) изменялся в пределах 100-1000 м с шагом 50 м. Для каждого варианта построено 10 равновероятных реализаций моделей. Для каждой реализации варианта сгенерированы 20 режимов работы скважин и два режима течения нефти (ньютоновское и неньютоновское). В итоге построено 7640 гидродинамических моделей. На созданных моделях оценено влияние проявления неньютоновских свойств нефти на эффективность разработки элемента объекта разработки и применения нестационарного заводнения.

Показано, что физические особенности течения жидкости в пласте значительно влияют на прогнозные технологические показатели разработки нефтяных месторождений. Даже небольшое отклонение от фильтрации жидкости (нефти) линейного закона приводит к значительному отклонению технологических показателей разработки залежей нефти – уменьшается конечный коэффициент извлечения нефти, увеличивается эффективность методов нестационарного воздействия на пласт. Влияние на эффективность нестационарного заводнения неоднородности пласта, которая характеризуется рангом вариограммы, имеет схожий характер для ньютоновского и неньютоновского течений жидкости. По результатам сравнения и анализа вариантов сделан вывод, что для круговой схемы нестационарного заводнения наибольший эффект, независимо от характера неоднородности пласта, достигается при максимально возможном числе отключенных соседних нагнетательных скважин (в данной статье – шести). При отключении шести нагнетательных скважин нелинейный характер влияния изменения периодов их работы и остановки на дополнительную добычу нефти проявляется при простое менее 14 сут. Для случая неньютоновского течения жидкости этот эффект проявляется в большей мере – происходит резкое увеличение добычи нефти при уменьшении периодов работы и простоя до 1-5 сут: дополнительная добыча при приостановке скважин на 1 сут в 1,5 раза больше, чем при приостановке на 1 мес.

Список литературы

1. Особенности фильтрации пластовой девонской нефти при пониженных температурах / М.Г. Алишаев, Г.Г. Вахитов, Ф.Ф. Глумов, И.Е. Фоменко // Теория и практика добычи нефти // Тр. ин-та / ВНИИ. – 1966. – С. 214–226.

2. Фоменко И.Е., Дияшев Р.Н. Некоторые результаты промысловых исследований по определению начального перепада давления в нефтяных скважинах // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 4. – С. 33–36.

3. Иктисанов В.А., Сахабутдинов К.Г. Реологические исследования парафинистой нефти при различных температурах // Коллоидный журнал. – 1999. – Т. 61. – № 6. – С. 776–779.

4. Саттаров Р.З. Учет изменения коллекторских свойств пласта при длительной разработке нефтяного месторождения / Сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.: Изд-во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2006. – С. 225–229.

5. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. – М. : Недра, 1975. – 168 с.

6. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. – М.: Недра, 1972. – 200 с.

7. Насыбуллин А.В., Саттаров Р.З. Применение стохастического моделирования для оценки зависимости коэффициента охвата заводнением от показателей макронеоднородности // Георесурсы. – 2014. – № 1(56). – С. 51–54.

8. Исследование механизмов нестационарного заводнения в неоднородных пластах с применением геолого-гидродинамического моделирования / А.В. Насыбуллин, Рав.З. Саттаров, Рам.З. Саттаров, М.Н. Ханипов // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2014. – Вып. 82. – С. 148–156.

Задачи снижения темпа падения добычи и доизвлечения остаточных запасов требуют применения новых технологий. При этом предпочтительными являются технологии, внедрение которых не требует значительных капитальных вложений. К таким технологиям относятся методы изменения внутрипластовых фильтрационных потоков с помощью закачки в пласт загущающих и гелеобразующих композиций - потокоотклоняющие технологии. При выборе конкретного потокоотклоняющего состава и технологии его применения большую роль играют такие факторы, как геолого-физические условия применения, текущее состояние разработки, механизм (маршрут) обводнения продукции скважин закачиваемой водой и технико-экономическая эффективность.

В статье представлены результаты разработки технологии воздействия и реализации проекта по изоляции сшитыми полимерными системами прорывов воды в горизонтальных скважинах Ванкорского месторождения с учетом механизма обводнения продукции добывающих скважин. На основании комплексного анализа, включающего  выявление особенностей геолого-физического строения и текущего состояния разработки залежи с учетом результатов геофизических и трассерных исследований, установлено, что основным источником обводнения добывающих скважин является вода, подаваемая через систему поддержания пластового давления. Выявлено, что закачиваемая в пласт вода фильтруется последовательно по трещинам в призабойной зоне нагнетательных скважин с и затем по обводненной высокопроницаемой матрице до добывающих скважин. С учетом выявленного маршрута продвижения воды разработана стратегия размещения водоизолирующих полимерных гелей. На основании проведенного комплекса лабораторных исследований осуществлен подбор реагентов и рецептур гелеполимерного состава с оптимальными свойствами. Проведены промысловые испытания технологии с высокой технологической эффективностью.

Список литературы

1. Исмагилов Т.А. Применение потокоотклоняющих технологий с учетом механизма обводнения продукции скважин // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 56–59.

2. Реализация нового подхода к размещению гелевых составов в обводненных высокопроницаемых изолированных пластах / И.Р. Магзянов, Т.А. Исмагилов, В.П. Захаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 25–29.

3. Исмагилов Т.А., Магзянов И.Р. Водоизоляция гидродинамически связанных прослоев со стороны нагнетательных скважин при наличии внутрипластового перетока // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 54–57.

4. Водоизоляция трещин со стороны нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах / В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов, А.М. Антонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 102–105.

5. Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Асмандияров Р.Н. Новые подходы к регулированию фильтрационных потоков в низкопроницаемых коллекторах с изоляцией холостой циркуляции воды по трещинам // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 1. – С. 54–57.

На территории ООО «РН-Юганскнефтегаз» в настоящее время большинство высоко- и среднепроницаемых объектов вовлечено в активную разработку и по ним достигнута значительная степень выработки запасов. Для восполнения ресурсной базы нефтедобычи в разработку активно вовлекаются краевые части месторождений, в том числе относящиеся к объектам с трудноизвлекаемыми запасами с проницаемостью пластов не более 2⋅10-3 мкм².

Приобское месторождение играет в настоящее время важную роль в деятельности ПАО «НК «Роснефть». Несомненная значимость месторождения для компании определяется как минимум тремя факторами, каждый из которых можно считать принципиальным: объемы добычи нефти (как в данный момент, так и в перспективе); уникальная величина извлекаемых запасов нефти (согласно принятой в России классификации); повышенное внимание государства к разработке месторождения (полнота извлечения нефти, экологическая безопасность). Разработка краевых частей Приобского лицензионного участка осложнена наличием низкопроницаемых и неоднородных коллекторов. Несмотря на это, вовлечение в разработку максимального объема запасов и увеличение коэффициента извлечения нефти остается одной из стратегических целей ПАО «НК «Роснефть». Поскольку доля трудноизвлекаемых запасов в общей структуре запасов постоянно растет, рентабельность разработки таких зон существенно снижается. Для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов в компании, помимо поиска новых технологий, особое внимание уделяется оптимизации существующих. В статье представлен подход к оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в вводимых новых горизонтальных скважинах (ГС). Подробно описаны методы проведения расчетов оптимального количества стадий МГРП и загрузки проппанта на скважину, а также представлены результаты первых опытных работ.

Список литературы

1. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65.

2. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 5. – С. 50–54.

3. Первый опыт геофизических исследований протяженных горизонтальных скважин при байпасировании электроцентробежных насосов /Р.К. Яруллин, А.C. Валиуллин, М.С. Валиуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 62–65.

4. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. BasicApplied Reservoir Simulation. – Richardson, Texas: SPE, 2001. – 421 с.

5. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 212 с.

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

7. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield / D.A. Antonenko, V.A. Pav­lov, V.N. Surtaev, K.K. Sevastyanova // SPE 117413. – 2008.

Проведен анализ причин снижения продуктивности добывающих скважин месторождения Варадеро. Установлено, что формирование отложений асфальтенов в призабойной зоне пласта и образование высоковязких водонефтяных эмульсий являются основными причинами снижения проницаемости нефтенасыщенной матрицы карбонатной породы. Вязкость нефти месторождения Варадеро при температуре 65 °С (пластовая температура) превышает 0,6 Па·с. Установлено, что при температуре ниже 40 °С нефть представляет собой псевдопластическую жидкость и хорошо описывается реологическим уравнением Гершеля – Балкли. Из температурной зависимости эффективной вязкости нефти определены оптимальные условия применения термических методов интенсификации добычи. Так, при повышении температуры пласта до 80 -135 °С вязкость снижается в 2-27 раз. Вязкость водонефтяной эмульсии (ВНЭ) при пластовой температуре и содержании воды более 50 % возрастает до 14 Па·с. Начало резкого роста вязкости ВНЭ наблюдается при содержании воды более 35 %. Нефтяные растворители и деэмульгаторы, вводимые в эмульсию, позволяют снизить ее вязкость в 20-50 раз. Предложено применять такие растворители и деэмульгаторы для обработки добывающих скважин по технологии непрерывного дозирования в скважину и задавки в пласт. Показано, что кислотные составы на основе 12%-но соляной кислоты совместимы с нефтью и не создают рисков образования эмульсий, осадка и вторичного кольматирования коллектора.

Данные, полученные при выполнении комплекса лабораторных исследований свойств добываемых флюидов, реакционной способности солянокислотных составов по отношению к породе пласта месторождения Варадеро, влияния химических реагентов и температуры на реологические свойства нефти и водонефтяной эмульсии, использованы для разработки оптимальных технологии обработки призабойной зоны добывающих скважин с целью увеличения эффективности добычи высоковязкой нефти.

Список литературы

1. Rivera G.L., Perez O. The Southeastern Part of the Gulf of Mexico: A New Petroleum Province of the 21st Century // WPC-32127. – 2002

2. Smith G.E., Hurlburt G., Li V.P. Heavy Oil Carbonate: Primary Production in Cuba // SPE 79002. – 2002.

3. Integrate Methods used for Exploration Evaluation in North Cuban Thrust Belt. Case: Northern Heavy Oil Trend / A.-C. Jose, R. Socorro, S. Lopetz [et al.] // AAPG International Conference. – 2004.

4. Пресс-релиз: «Роснефть» и CUPET подписали контракт о сотрудничестве на зрелых месторождениях. – https://www.rosneft.ru/press/releases/item/185125/.

5. Van Dornelen MS., Ford W.G.F., Chiu T.J. An Expert System for Matrix Acidizing Treatment Design // SPE 24779. – 1992.

6. Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, А.Е. Фоломеев, Г.Т. Булгакова, А.Г. Телин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 78–82.

7. Глущенко В.Н., Пташко О.А., Харисов Р.Я. Кислотные обработки: составы, механизм реакций, дизайн. – Уфа: ГИЛЕМ. – 2010. – 392 с.

8. Gharbi K., Benyounes K., Khodja M. Removal and prevention of asphaltene deposition during oil production: A literature review // J. Pet. Sci. and Eng. – 2017. – V. 158. – №11. – P. 351–360.

9. Удаление асфальтосмолистых отложений из призабойной зоны пласта с помощью органических растворителей – перспективный путь восстановления продуктивности скважин малодебитного фонда / Р.Х. Халимов, В.В. Смыков, Р.Г. Фархуллин [и др.] // Интервал. – 2004. – № 6. – С. 4–8

10. Влияние деперессорных присадок на структурно-реологиченские свойства нефти НГДУ «Южносухокумск» / А.Г. Телин, А.И. Волошин, В.В. Рагулин, Г.З. Калимуллина // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2007. – № 1. – С. 45–48

На протяжении последних лет задачи разработки месторождений нетрадиционных запасов нефти (сланцевая, высоковязкая нефти, нефтяные пески, нефть низкопроницаемых пород и др.) стали крайне актуальными. Одной из таких задач является разработка пластов баженовской свиты, обладающих высоким нефтематеринским потенциалом по степени обогащенности органическим веществом. Эффективным решением данной проблемы считается применение термогазового воздействия (ТГВ) путем закачки воздуха под высоким давлением в продуктивный пласт, приводящей к возникновению движущегося очага горения за счет протекания внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов. В бескислородной зоне коксования перед фронтом горения, характеризующейся повышенными температурами, кероген подвергается низкотемпературному пиролизу.

Для определения оптимальных условий образования максимального количества жидких углеводородов вследствие протекания процесса пиролиза твердого органического вещества в АО «ВНИИнефть» проведена серия экспериментальных исследований пиролиза керогеносодержащей породы баженовской свиты в термохимических реакторах. Кроме того, для качественной оценки полученной жидкой фазы из керогена выполнен комплекс исследований по определению тепловыделения на дифференциальном сканирующем калориметре (DSC1). Показана возможность выделения твердого органического вещества из породы баженовской свиты с помощью низкотемпературного пиролиза (350-450 °С), причем образование жидких углеводородов наблюдается во всем исследуемом температурном диапазоне, а с увеличением продолжительности эксперимента снижается в результате дальнейшей деструкции. Сравнение кривых тепловыделения для образцов породы после экспериментов в термохимическом реакторе и вторичной экстракции позволяет определить количество дополнительно полученной жидкой фазы, образовавшейся в результате пиролиза керогена. Исходя из результатов исследований, легкие углеводородные компоненты выделяются в основном при температурах 350-400 °С. Отмечено, что при достижении температуры 400 °С и более накладываются процессы вторичного крекинга, причем образованный битумоид начинает разлагаться на летучие компоненты и кокс, что может привести к кольматации пор и каналов в породе.

Список литературы

1. Основные проблемы изучения отложений баженовской свиты / А.Н. Лазеев, А.С. Кашик, С.И. Билибин [и др.] // Геофизика. – 2015. – № 3. – С. 4–6.

2. Боксерман A.A., Сафиуллин Р.Х., Кузьмина М.В. Разработка нефтяных месторождений с помощью внутрипластового горения // Тр. ин-та /

ВИНИТИ. Серия Горное дело. – 1969. – С. 106–161.

3. Aarna A.Y., Lippmaa E.T. Thermal destruction of oil shale-kukersite // Transactions of Tallinn Polytechnic Institute. – Series A. – 1958. – № 97. – Р. 3–27.

4. Deng S. Studies on the co-pyrolysis characteristics of oil shale and spent oil shale // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. – 2015. – September. – http://www.researchgate.net/publication/282893681_Studies_on_the_copyrolysis_characteristics_of_oil_...

5. Термическое преобразование битумоида доманиковых отложений Татарстана / А.В. Вахин, Я.В. Онищенко, А.Е. Чемоданов [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – C. 32–34.

6. Johannes I., Tiikma L. Kinetics of oil shale pyrolysis in an autoclave under non-linear increase of temperature // Oil Shale. – 2004. – V. 21. – № 4. – P. 273–288.

7. Aarna A.Y. Isothermal destruction of Baltic oil shale // Transactions of Tallinn Polytechnic Institute. – Series A. – 1954. – No. 57. – P. 32–34.

8. Условия образования топлива при применении термического воздействия на пластах баженовской свиты / Е.А. Никитина, С.И. Толоконский, В.И. Дарищев [и др.] // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – Технологии разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов. – 2016. – Вып. 155. – С. 37–47.

Скорость потока жидкости в скважине определяют по результатам измерений либо механическим расходомером РГД, либо термокондуктивным дебитомером СТД. По мнению авторов, из этих

двух методов наиболее приемлемым является второй, так как показания РГД в в большинстве случаев получаются ошибочными вследствие загрязнения турбинки механическими примесями, содержащимися в закачиваемой воде. Даже такой чувствительный расходомер, как «Гранат», забивается при измерении в скважине, приемистость которой составляет 50 м³/сут. На показания СТД примеси не влияют, так как в приборе отсутствуют трущиеся (вращающиеся) части.

В статье рассмотрены новые методики проведения измерений комплексной аппаратурой СТД для определения скорости потока закачиваемой воды в нагнетательную скважину. Измерения выполняются с переменной скоростью движения прибора и с различными постоянными скоростями так, чтобы направления потока жидкости и прибора совпадали. При движении прибора с ускорением его начальная скорость должна быть меньше скорости потока жидкости, а конечная – больше нее. При замедленном движении прибора начальная скорость движения должна быть больше, а конечная – меньше скорости потока жидкости в скважине. В результате регистрируется колоколообразная зависимость показаний канала СТД от скорости движения прибора. 

Показано, что скорость потока закачиваемой воды в нагнетательной скважине целесообразно определять как по результатам измерений СТД, которые выполнялись с переменной скоростью движения прибора, так и по результатам серии измерений с различными постоянными скоростями прибора. Погрешность определения скорости потока закачиваемой воды отличается  от измерений ультразвуковым расходомером Panametrics не более чем на 5 %.

Список литературы

1. Жувагин И.Г., Комаров С.Г., Черный В.В. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. – М.: Недра, 1973. – 80 с.

2. Назаров В.Ф., Мухамадиев Р.С. Определение скорости потока жидкости в скважине // Каротажник. – 2010. – Вып. 8. – С. 118–126.

3. Пат. № 2441153 РФ, МКИ Е 21 В 47/10. Способ определения экстремальных скоростей потока жидкости в скважине (варианты) / В.Ф. Назаров, Р.С. Мухамадиев  (Россия). – 2010101096/03, заявл. 14.01.10; опубл. 27.01.12.

4. Зельдович Я.Б., Мышкис А.Д. Элементы математической физики. – М.: Наука, 1973. – 352 с.