Освоение ресурсов углеводородов сланцевых формаций является одним из перспективных трендов развития современной мировой нефтегазовой промышленности. В условиях прогрессирующего снижения разведанных запасов углеводородов на традиционных месторождениях, поиски и освоение нетрадиционных ресурсов нефти и газа становятся весьма важными.

В старейшей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции России в последние годы наблюдается тенденция устойчивого прироста запасов нефти за счет геолого-разведочных работ (ГРР). Высокая эффективность ГРР связывается здесь прежде всего с Камско-Кинельской системой прогибов. Рассмотрен Актаныш-Чишминский прогиб, расположенный в восточной части Татарстана и западной части Башкортостана.

Сопоставление особенностей геологического строения двух фрагментов Актаныш – Чишминского прогиба, показывает, что они существенно различаются. Первопричиной являются различные механизмы их формирования. На условия морфогенеза Актаныш-Чишминского прогиба на территории Башкортостана повлиял активный тектонический режим одновременно двух авлакогенов: Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского. В палеозойское время в обстановке унаследованной высокой динамики тектонических движений создавались геологические условия, способствующие образованию в нем разнообразных генетических типов ловушек нефти. При формировании Актаныш-Чишминского прогиба на территории Татарстана высокое тектоническое напряжение охватывало лишь его северо-восточный борт и большую часть осевой зоны, контролировавшихся Камско-Бельским авлакогеном. Юго-западная бортовая зона прогиба и примыкающая к нему меньшая часть осевой зоны, размещавшиеся на склонах Южно-Татарского свода, формировались в спокойной тектонической обстановке.

Показано, что перспективы поисков тектонических элементов разных порядков в Актаныш-Чишминском прогибе в определяющей степени зависят от масштаба влияния Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского авлакогенов на формирование осадочной толщи палеозойских отложений и образование типов ловушек в продуктивных комплексах.

Представлены теоретические основы разработанного авторами метода геолого-геофизического моделирования (ГГМ) и результаты его применения в Волго-Уральском регионе. В отличие от часто используемой на практике качественной интерпретации карт трансформированных аномалий, содержащих большие погрешности, предлагаемый метод позволяет проводить количественную интерпретацию измеряемого поля силы тяжести без его разделения на составляющие. Метод заключается в решении обратной линейной задачи гравиразведки. При этом одновременно с подбором теоретического и измеренного полей создаются физико-геологические модели объектов прогнозирования. Результаты решений представлены в виде плотностных моделей нефтегазоносных структур, характеризуются высокой геологической достоверностью, которая подтверждается априорной информацией о плотностных особенностях пород, определяемых по керну пробуренных скважин и результатам геофизических исследований скважин (ГИС). На примере Южно-Татарского свода показана высокая достоверность разработанного метода геолого-геофизического моделирования при изучении строения нефтегазовых месторождений и прогнозировании скоплений углеводородов.

В настоящее время наиболее перспективными для выполнения геолого-разведочных работ являются глубокие горизонты Восточной Сибири. Особенностями бурения скважин в этих условиях являются наличие аномальных пластовых давлений и относительно невысокие пластовые температуры. В разрезе присутствуют твердые и разнородные породы, переслаивающиеся с мягкими, а также мощные толщи галита и других неустойчивых хемогенных пород. Такое сложное чередование отложений, обусловливает проявление различных осложнений (непрохождение и прихват бурового инструмента и обсадной колонны, поглощение бурового раствора, некачественное цементирование обсадных колонн, их смятие др.).

Параметрическая скв. 260 Желдонская заложена на северо-западе Иркутской области на территории Усть-Илимского района. Целью бурения являлись выявление углеводородных резервуаров трещинно-кавернового типа в верхах рифейских толщ, а также поровых резервуаров в песчаниках венда и оценка их перспективности для поиска нефти и газа. Технологические параметры бурового раствора проектировались с учетом комплекса основных задач, которые должны были решаться при бурении скважины, и горно-геологических особенностей. Задача осложнялась присутствием в разрезе засолоненных пород и прослоев солей различной толщины, исключающих применение пресных промывочных жидкостей, и кавернозных известняков, в которых вероятны катастрофические поглощения. Состав и свойства бурового раствора должны были обеспечивать предупреждение обвалов и осыпей пород, создание минимальной зоны проникновения фильтрата в перспективные горизонты, а их реологические параметры – способствовать оптимизации технологического процесса промывки и качественному выносу шлама.

Предложены технологические решения для бурения глубокой параметрической скважины в сложных условиях разнородного литолого-стратиграфического разреза и неопределенности геолого-технических условий. Данные технические решения позволили пробурить скважину пятиколонной конструкции и выполнить комплекс геолого-геофизических и технологических исследований для решения параметрических задач. Рассмотрены вопросы цементирования обсадных колонн и принципы подбора рецептур тампонажных растворов с учетом литолого-стратиграфического строения и химического состава пород и флюидов по интервалам крепления.

Традиционные пресные и соленасыщенные утяжеленные буровые растворы уязвимы к воздействию различных агрессивных факторов, из-за чего в процессе бурения возникают осложнения различной степени тяжести. Исторически сложилось, что отечественные и зарубежные растворы с водной дисперсионной средой – это глинистые суспензии, стабилизированные анионно-неионными полимерами.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны системы катионных буровых растворов «Катбурр», по эффективности значительно превосходящих все существующие системы анионно-неионного типа. Преимуществами этих буровых растворов являются высокие ингибирующие и крепящие свойства, простота приготовления и управления свойствами в процессе бурения, отсутствие зависимости структурно-реологических и фильтрационных показателей от рН среды, высокая устойчивость к температурному, полисолевому, углекислотному, сероводородному и ферментативному воздействиям, совместимость пресной и соленой систем, малокомпонентность.

Одна из модификаций раствора «Катбурр» прошла промысловые испытания при бурении скв. 939 Астраханского газоконденсатного месторождения. Установлено, что солевое воздействие не влияет на показатели раствора. Параметры оставались стабильными, а снижение показателя фильтрации при углублении до нулевых значений свидетельствовало о положительном влиянии галита, ангидритов и гипсов. При бурении химических обработок раствора не проводилось, что позволило значительно снизить расход химических реагентов. Достигнут значительный экономический эффект.

Представлены методика и результаты проведения комплексного исследования скважины ч целью оценки коэффициента вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в пластовых условиях. Процедура исследования включала несколько циклов закачка - отбор с использованием водных растворов разной минерализации. Наряду с измерениями динамических устьевых и забойных параметров выполнены периодические определения водонасыщенности импульсными нейтронными методами и анализ изменения состава добываемой воды.

Изложены принципы расчета дизайна исследования. Обоснованы технические решения для управляемой закачки растворов в условиях низкой приемистости пласта. Разработана методика комплексной интерпретации полученной информации, включая геофизические, геохимические и гидродинамические данные. Для решения обратной задачи оценки параметров пласта и функций относительных фазовых проницаемостей использованы численные алгоритмы моделирования многофазной фильтрации и методы теории оптимального управления (сопряженные методы).

Рассмотрены вопросы технического и технологического обеспечения функционирования трубопроводной системы поддержания пластового давления (ППД) и нагнетательных скважин на нефтяном месторождении им. Р. Требса в условиях реализации водогазового воздействия. Система ППД представляет собой разветвленную двухтрубную сеть, обеспечивающую раздельный транспорт воды и газа до кустовых площадок нагнетательных скважин. Смешение потоков воды и газа происходит в узлах смешения, устанавливаемых индивидуально для каждой нагнетательной скважины. Контроль процесса смешения и закачки водогазового потока осуществляется на основе показаний датчиков расхода и давления для каждой фазы и для водогазового потока. Для управления процессом закачки водогазовой смеси использованы регулирующие клапаны, устанавливаемые на линии воды и линии газа. Представлены результаты исследования режимов работы нагнетательных скважин при закачке водогазового потока. Получена характеристика системы нагнетательная скважина – забой – пласт. Определено влияние типоразмера НКТ на гидравлическую характеристику скважины. Рассмотрены принципы организации системы управления закачкой водогазовой смеси на основе ПИД-регуляторов по линиям воды и газа. Рассмотрена проблема превышения устьевого давления скважины над давлением в трубопроводных системах воды и газа при реализации нестационарных процессов . Предложен способ автоматического управления процессом закачки воды и газа для недопущения возникновенния данного эффекта. Выполнен анализ факторов, осложняющих эксплуатацию системы ППД в условиях водогазового воздействия. Рассмотрены способы снижения рисков осложнений.

Представлены результаты опытно-промышленных работ по обработке призабойной зоны нагнетательных скважин пласта ЮС₂ месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» кислотными составами большого объема, с использованием колтюбинговой установки.

Одной из проблем разработки пластов ЮС₂ являются сложности при организации системы поддержания пластового давления, которые обусловлены низкой начальной приемистостью новых нагнетательных скважин и быстрым снижением приемистости скважин действующего нагнетательного фонда. Причинами этого являются низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС₂, его сложное геологическое строение, кольматация коллектора на стадии строительства скважин буровыми растворами.

Основным методом восстановления приемистости нагнетательных скважин является обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) различными кислотными составами по бесподходной технологии. Кислотные обработки направлены на восстановление коллекторских свойств ПЗП за счет растворения привнесенного кольматирующего материала, карбонатных и железистых отложений, агрегатов глинистого цемента. Средняя кратность увеличения приемистости нагнетательных скважин пласта ЮС₂ после кислотных обработок составляет 2,8-3 раза, но продолжительность эффекта невелика – в среднем 3-4 мес. Быстрое снижения приемистости вызвано рядом причин, среди которых можно выделить низкую проникающую способность кислотных составов, вторичное осадкообразование, небольшой объем закачиваемой кислоты и отсутствие стадии промывки ПЗП при обработках по бесподходной технологии.

В настоящее время в СП «Вьетсовпетро» при вводе в разработку новых участков месторождений блока 09-1 шельфа Социалистической Республики Вьетнам, приуроченных к нижнемиоценовым отложениям, отмечается снижение эффективности заводнения из-за преждевременного обводнения добывающих скважин. Детальный анализ причин обводнения скважин показал, что наряду с фильтрацией закачиваемой воды по высокопроницаемым прослоям основным усугубляющим фактором является образование техногенных трещин гидроразрыва пласта (ГРП) в нагнетательных скважинах. С целью повышения эффективности системы заводнения на месторождениях СП «Вьетсовпетро» исследованы вопросы идентификации и прогнозирования образования техногенных трещин ГРП по данным статистических и промысловых исследований скважин.

Основной особенностью разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений является добыча нефти из нефтяных оторочек с последующей добычей газа. Это требует особого подхода к обустройству инфраструктуры для обеспечения максимального экономического эффекта и безопасной эксплуатации. Значительные различия в физико-химических свойствах нефти и газа (вязкость, плотность, сжимаемость) обусловливают формирование разных систем сбора и подготовки добываемой продукции для нефтяных и газовых месторождений.

Типовая схема обустройства нефтяных месторождений характеризуется применением механизированного способа добычи с небольшим периодом фонтанирования либо его отсутствием; давлением сбора до 4,0 МПа; использованием коллекторной системы сбора; наличием технологических процессов подготовки нефти (сепарация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти). Типовая схема обустройство месторождений природного газа предусматривает применение фонтанного способа добычи; давление сбора 6,0 МПа и более; использованием лучевой либо смешанной системы сбора; наличием технологических процессов подготовки газа (сепарация, осушка, выделение тяжелых углеводородов (С₃₊), подготовка и стабилизация конденсата).

При проектировании системы сбора и подготовки на нефтегазоконденсатных месторождениях стоит задача совмещения процессов добычи нефти и газа с обеспечением безопасности и экономической эффективности.

Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Извлекаемые запасы нефти категорий С1 и С2 превышают 225 млн т, газа – 415 млрд м³. Основные объекты разработки - пласты БТ – представляют собой нефтегазоконденсатные залежи с массивной газовой шапкой и подстилающей водой, нефтенасыщенные толщины составляют от 3 до 11 м, характеризуются высокой степенью вертикальной неоднородности и слабой вертикальной анизотропией. Давление насыщения равно пластовому (30,6-33,5 МПа). Газовый фактор изменяется от 195 до 206 м³/м³. При этом добыча осложнена наличием прорывного газа газовой шапки, содержание которого на устье может достигать до 5000 м³/м³.

В связи с падением цен на нефть и введенными против России санкциями нефтегазовый комплекс переживает непростые времена. В такой ситуации курс на оптимизацию затрат и повышение качества работ особенно актуален. В АО «Зарубежнефть» задача повышения эффективности буровых работ решена путем создания Информационной системы управления бурением (ИСУБ).

Рассмотрено создание единого информационного пространства и инструментария для планирования, контроля и управления строительством скважин для всех уровней управления группы компаний АО «Зарубежнефть» посредством внедрения ИСУБ. Также обозначены проблемы, имевшиеся в компании на момент принятия решения о внедрении ИСУБ. Приведена фактически выстроенная функциональная схема ИСУБ с обозначением задач, решаемых на каждом уровне управления.

Обзор всего комплекса программных блоков ИСУБ раскрывает основные технические характеристики и возможности данного программного продукта. Основной акцент сделан на описании блока «Удаленный мониторинг бурения» (УМБ), так как он является основной информационной составляющей ИСУБ, обеспечивающей формирование и доставку необходимой информации с буровых площадок на уровни управления. Представлены возможности аналитических блоков, которые позволяют, исходя из полученной с помощью блока УМБ информации, формировать требуемые отчеты, содержащие технико-экономические показатели скважин, месторождений, дочерних обществ и в целом АО «Зарубежнефть».

В настоящее время ИСУБ внедрена на всех объектах бурения российских дочерних обществ АО «Зарубежнефть» и в корпоративном проектном институте АО «Гипровостокнефть». В дальнейшем планируется ее внедрение на территории Вьетнама – на совместном российско-вьетнамском предприятии «Вьетсовпетро».

Предложена методика подбора геолого-технических мероприятий (ГТМ), позволяющая в автоматизированном режиме с использованием программного модуля ранжировать скважины и давать рекомендации по проведению ГТМ. Разработаны оригинальные наборы геологических и технологических критериев подбора скважин-кандидатов для нескольких видов ГТМ (обработка призабойной зоны, ремонтно-изоляционные работы, перевод скважин на вышележащий горизонт). Экспертно построены функции принадлежности для данных критериев и определены их весовые коэффициенты. Реализованы алгоритм и программный модуль для ранжирования скважин-кандидатов и автоматизированного подбора ГТМ на основе нечеткой логики и теории нечетких множеств. Дополнительно предусмотрена возможность выбора наиболее подходящего типа ГТМ для конкретной скважины. Проведено предварительное тестирование алгоритма, критериев и методики на нескольких скважинах, в которых были выполнены ГТМ. Получена удовлетворительная сходимость расчетных и фактических результатов. Проведена опытная тестовая обработка около 500 скважин одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. В процессе тестирования и экспертного обсуждения скорректирован список критериев, уточнены их формулировки и диапазоны значений параметров.

Для повышения эффективности работы многоступенчатых электроцентробежных насосов (ЭЦН) при наличии свободного газа на приеме используют различные технологические и конструктивные приемы: применение диспергаторов, газосепараторов, насосов «конического типа», ступеней специальных конструкций, применение насосно-эжекторных систем и др. Одним из таких способов является установка эжектора на входе ЭЦН.

Представлены подходы к разработке технологий акустического волноводного контроля прутков-заготовок, насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ) и результаты промышленного использования разработанных дефектоскопов АДНШ и АДНКТ на предприятиях-производителях и в цехах сервисного обслуживания элементов глубиннонасосного оборудования.

Акустический дефектоскоп АДНШ для контроля насосных штанг использует эхо-импульсный метод, позволяющий обнаруживать крупные локальные дефекты (вмятины, коррозионные повреждения, закаты, плены). Акустический дефектоскоп АДНКТ при контроле НКТ наряду с эхо-импульсным использует метод многократных отражений, основанный на регистрации эхо-импульсов, многократно (5–10 раз) отраженных от наружных и внутренних дефектов и противоположных торцов НКТ. Метод многократных отражений позволяет выявлять дефекты, как локализованные, так и протяженные вдоль трубы, улучшает чувствительность к дефектам малых размеров и уменьшает неконтролируемую мертвую зону со стороны ввода акустического сигнала, благодаря чему контроль ведется со стороны одного из торцов НКТ.

Промышленное использование новых технологий волноводного контроля насосных штанг и НКТ позволяет исключить допуск к эксплуатации элементов с пониженным ресурсом работы и увеличить срок службы глубиннонасосного оборудования. Межремонтный период работы скважин увеличивается вследствие сокращения числа подземных ремонтов по причине обрывов насосных штанг и разгерметизации НКТ. Отмечен прирост добычи нефти за счет сокращения числа подземных ремонтов и простоев оборудования.

При поступлении продукции газовых и нефтяных скважин нефтегазоконденсатного месторождения в общую систему сбора и подготовки получить достоверные данные об объемах стабильного конденсата и нефти затруднительно вследствие отсутствия возможности прямого замера объема стабильного конденсата. Точные данные об объемах необходимы при экономических расчетах по ставке НДПИ, установленной для конденсата, а не для нефти.

Для решения указанной задачи разработан способ определения объемного коэффициента усадки нестабильного конденсата, количество которого определяется на устье скважины с помощью передвижного замерного сепаратора. Работы включают три этапа: промысловые исследования; лабораторное изучение проб газа и нестабильного конденсата; систематизация и обобщение фактического материала, полученного на первых двух этапах.

Проанализированы новые требования международного стандарта ISO 14001 версии 2015 г. к системам экологического менеджмента в контексте обеспечения устойчивого развития бизнеса при акценте на его «экологическую» составляющую. Изучен опыт реализации рядом российских нефтегазовых компаний принципов и программ устойчивого развития. Рассмотрены сопутствующие проблемы, устранение которых должно находиться в поле внимания бизнеса и регуляторов в переходный для внедрения стандарта период, в том числе специфика национального природоохранного законодательства, недостаточное развитие природоохранной инфраструктуры, существенный износ основных фондов природоохранного назначения, необходимость значительных инвестиций в условиях перехода на наилучшие доступные технологии (НДТ). Проанализирована реализация вводимых стандартом ISO 14001:2015 новых инструментов экологического менеджмента, в числе процессного подхода к управлению, анализа контекста организации и требований заинтересованных сторон, анализа рисков в менеджменте, управления жизненным циклом продукции/услуг, внедрения индикаторов экологической результативности, лидерства руководства. Особое внимание уделено усилению комплексности в управлении устойчивым развитием организации путем приведения к единой форме и «базовому» содержанию систем экологического и энергетического менеджмента, а также управления качеством и безопасностью.

Показано, что новое поколение инструментов экологического менеджмента призвано поддержать реализацию стратегических целей компаний, способствовать повышению их конкурентоспособности и устойчивому развитию в условиях меняющегося макро- и микроокружения и ужесточения требований заинтересованных сторон.