Приведена геологическая характеристика бассейнов Берингова моря. Отмечены особенности Анадырского бассейна. Приведены модель гравитационно-геодинамического разрыва осадочного бассейна и сейсмические профили, иллюстрирующие возникновение Туманского инверсионного поднятия.

Казаков Андрей Андреевич Известный специалист в области математического моделирования разработки нефтяных месторождений. Доктор технических наук, член-корреспондент РАЕН. Руководитель работы по созданию отраслевой модели данных по разработке нефтяных месторождений Федерального банка данных, создатель крупных компьютерных систем по анализу и проектированию разработки нефтяных месторождений, функционирующих в Западной Сибири. Автор более 200 научных работ, методических документов, свидетельств о регистрации компьютерных программ.

Подробнее...

Выполнены исследования, включающие выявление особенностей разработки усредненного элемента пласта Ю11 при трех технологиях воздействия. Рассмотрены режимы истощения, заводнения секторной модели и водогазового воздействия. Приведены результаты исследований.

Описан опыт решения актуальных задач прогнозирования свойств природных углеводородных смесей месторождений ОАО «Газпром нефть». Предложен комплексный подход к обоснованию подсчетных параметров пластовых нефтей и формированию PVT-зависимостей свойств углеводородных смесей от давления для проектирования и мониторинга разработки месторождений. Показано влияние давления первой ступени сепарации на ДНС на выход товарной нефти.

Приведены примеры мониторинга разработки месторождения с использованием постоянно-действующих гидродинамических моделей. В ходе мониторинга приняты решения по оптимизации добычи нефти с использованием горизонтальных скважин, полностью подтвержденные дальнейшим ходом разработки. Показано, как на протяжении всего периода разработки моделирование активно используется для выбора мероприятий, способствующих увеличению нефтеотдачи.

Описан полный цикл работ по выбору оптимального способа разработки юго-восточного участка пласта БС10-2 Крайнего месторождения. Создана геологическая модель на основе методики хроностратиграфической корреляции. На базе нового представления о геологическом строении была построена гидродинамическая модель, которая послужила основой для принятия решения при выборе оптимальной системы разработки. Проведена оценка оптимальной длины горизонтального участка добывающих скважин. Рассмотрены различные варианты размещения горизонтальных скважин.

Рассмотрена эффективность разработки краевых зон залежи скважинами с горизонтальным заканчиванием. Отмечено, что в прошлом такие зоны разрабатывали вертикальными скважинами, получая незначительный дебит нефти, высокую обводненность, небольшую накопленную добычу и, как результат, отрицательные экономические показатели и невыработанные остаточные запасы. Работа горизонтальных скважин в краевых зонах является надежным методом увеличения как добычи, так и коэффициента извлечения нефти. В результате практической реализации данного метода, были получены высокая текущая и накопленная добыча.

На основе комплексного использования промысловых и лабораторных данных, результатов термодинамического моделирования показаны особенности свойств, присущие легким нефтям с высоким газосодержанием.

Представлены результаты исследования влияния гравитационных сил и термодиффузии на изменение свойств пластовой УВ смеси по толщине залежи. Получены оценочные значения минимального давления смешивающегося вытеснения пластовой нефти с газовыми агентами.

Показано, что традиционное представление о линзах, как изолированных объектах разработки является некорректным. Учёт массива окружающих низкопроницаемых коллекторов приводит к иным системам разработки. Так, предлагается линзы рассматривать в качестве укрупненных скважин. Поддержание пластового давления оказывается целесообразным за счет закачки воды не в линзы, а через горизонтальные нагнетательные скважины, располагаемые в массиве окружающих пород. В результате в дренирование могут вовлекаться забалансовые запасы нефти.

В настоящее время в компании ОАО «Газпром нефть» выработана методика использования комплексной интерпретации геологических, геофизических и промысловых данных, которая успешно применяется при разработке Южного лицензионного участка Приобского месторождения. Опыт работ, показал, что наилучших результатов при бурении и эксплуатации пластов со сложным геологическим строением можно достичь только при интеграции сейсмических данных 3D, современных геологических представлений о строении клиноформенных комплексов и новых технологий изучения пласта. Представлены методики создания сейсмогеологической модели месторождения и результаты, полученные на Приобском месторождении.

Рассмотрены результаты внедрения различных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Газпром нефть». Показано, что применение подобных технологии позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти по месторождениям на 2-10 % и что их роль будет неуклонно возрастать. Предложен методический подход к проектирования ГТМ, основанный на сочетании результатов геолого-гидродинамического моделирования и геолого-промыслового анализа.

Кратко описана история компании. Охарактеризованы объекты и приведены основные показатели разработки за 2000-2006 гг. Представлены основные мероприятия, проводимые на месторождениях компании. Отмечено, что основной целью компании является увеличение коэффициента извлечения нефти и добычи углеводородов. Обозначены первоочередные задачи, которые необходимо решить в ближайшем будущем для реализации этой цели.

Рассмотрены различные методы для определения направления развития трещин при ГРП. Отмечено, что для получения более достоверного результата необходимо, чтобы результаты одного метода были подтвержды результатами другого. Описаны методы, апробированные на Южном лицензионном участке Приобского месторождения ООО «Сибнефть-Хантос».

Рассмотрены вопросы повышения надежности нефтепромыслового оборудования, применяемого в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», в условиях интенсификации добычи нефти. В частности, установок центробежных электронасосов при выносе механических примесей (частиц проппанта, частиц породы), солеотложении на погружном оборудовании. Описаны методы борьбы и предупреждения отказов погружного оборудования по причине выноса механических примесей и солеотложения.

На Приобском месторождении разрабатываются три пласта, объединенных в один эксплуатационный объект. Их совместная эксплуатация при организации системы ППД вызвала ряд проблем, которые были успешно решены внедрением многопакерных компоновок подземного оборудования для одновременно раздельной закачки (ОРЗ) воды. Отмечено, что ОРЗ дает возможность контролировать промысловые параметры работы скважин в режиме реального времени, позволяя осуществлять оперативный контроль и регулирование процессов выработки запасов по каждому пласту. Приведены технология применения и результаты внедрения ОРЗ на Приобском месторождении.

Дана характеристика основным видам ГДИС проводимым в ОАО''Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз''. Выполнена оценка их информационной составляющей. Освещен подход к выбору объектов для базовых исследований.

Рассмотрены осложнения при эксплуатации добывающих скважин южного лицензионного участка Приобского месторождения. Предложены мероприятия по минимизации выноса механических примесей, основанные на расчете максимально возможного дебита скважины (создаваемой депрессии) с учетом давления разрушения насыщенных флюидами горных пород. Выполнение предлагаемых мероприятий поможет увеличить межремонтный период работы скважин и сократить потери в добычи нефти, что приведет к снижению себестоимости продукции.

Рассмотрены возможности непрерывного мониторинга по объектной добычи в скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовую залежь насосным способом. Предложен новый способ глубинных измерений комплексных параметров путем установки под насос внутри эксплуатационной колонны в кровле каждого разрабатываемого пласта мобильной измерительной системы с датчиками расхода, состава, давления и температуры. Приведены результаты промышленной апробации измерительного комплекса на объектах ОАО «Газпром нефть», рассмотрены результаты интерпретации полученных записей и оценена их информативность. Предложено повышать эффективность контроля разработки сложных эксплуатационных объектов путем установки на период работы насоса стационарных систем наблюдения за забойными параметрами.

Рассмотрен способ закачки ингибирующих композиций в составе мелкодисперсной азотсодержащей пены в межтрубное пространство. Приведены схема размещения применяемого при этом оборудования и технология обработки скважин вспененной ингибирующей композицией. Установлена эффективность ее применения.

Описаны различные методы пересчета забойного давления: по формуле гидростатики, эмпирической методике НПЦ (Казахстан), методикам РД 39-0147035-212-87, ОАО «НК «Роснефть», адаптированному алгоритму компании СИАМ. Приведено сравнение указанных методик. Показано, что для большинства месторождений, расположенных в различных регионах, наиболее близкие к реальным параметрам пласта результаты обеспечивает применение адаптированного алгоритма компании СИАМ.

Рассмотрены технологические изменения типовой схемы подготовки нефти, выполненные специалистами ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Приведена технология предварительного сброса воды. Исследованы пять режимов работы аппаратов предварительного сброса воды. Проанализированы результаты выполненных исследований.

Коррозионная агрессивность жидкости, используемой для поддержания пластового давления, обусловлена совокупным влиянием содержащихся в воде в растворенном виде углекислоты и сероводорода, а также сульфатвосстанавливающих бактерий, вызывающих микробиологическую коррозию. Проведены лабораторные и стендовые испытания ингибиторов коррозии с целью подбора эффективных дозировок. Рассматрен подбор технологии по защите трубопроводов в системе нефтесбора и ППД ПДНГ-1 Южного лицензионного участка Приобского месторождения.

Разработана математическая модель гидродинамического контроля бурящейся

скважины, которая позволила выявить взаимосвязь между давлением в манифольде бурового насоса и характеристиками скважинной системы при реализации дополнительной прямой местной промывки забоя. Учитывая сложный характер

полученных кривых, их использование предусматривает необходимость постоянной регистрации во времени изменений давления в манифольде бурового насоса.

Применение разработанного метода контроля позволяет за счет оперативного регулирования режима работы скважинной эжекционной системы в соответствии с изменяющимися условиями бурения существенно улучшить технико-экономические

показатели проводки скважин.

С 2005 г. в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» ОАО «Газпром-нефть» ведутся работы по созданию Системы мониторинга технической компетенции с целью оптимизации процесса повышения квалификации персонала. Рассмотрены пути решения актуальных задач при комплексном подходе к техническому развитию специалиста компании.

На примере рассмотрения опыта ОАО «Газпром нефть» по внедрению новых технологий скважинных гидродинамических, геофизических и физико-химических исследований показано, что роль информационных технологий в разработке месторождений не ограничивается принятием оперативных решений по эксплуатации отдельных объектов и может быть расширена до принятия стратегических проектных решений. Комплексное применение современных баз данных для хранения промысловой и геофизической информации, специализированных программных приложений и глубинных автономных или дистанционно управляемых средств измерений позволило в последние годы наладить получение надежного информационное обеспечение для гидродинамического моделирования залежей. В свою очередь, это обосновывает принятие оптимальных управленческих решений по разработке месторождений.

Показано, что сорбент «DULROMABSORB» обладает высокотехнологичными олеофильными и гидрофобными свойствами, что делает возможным его использование в качестве поглощающего вещества при ликвидации аварийных разливов широкого спектра нефтепродуктов. Высокие скорость абсорбции нефти и нефтепродуктов и нефтепоглощение позволяют использовать сорбент не только в дисперсной форме, но и как наполнитель нефтесобирающих матов и салфеток, при этом толщина слоя сорбента должна составлять 3 – 5 см.

Проанализированы результаты расчетов зоны оттаивания под протяженными тепловыделяющими объектами по предлагаемой методике и при традиционном принятии нижнего граничного условия. Установлено, что использование на нижней границе расчетной области точного краевого условия позволяет более точно оценить степень оттаивания под центром и краем тепловыделяющего сооружения.

Проанализированы результаты работ по утилизации нефтяного газа на промыслах. Внесены предложения по совершенствованию нормативно-законодательной и

организационной базы, обеспечивающей эффективное выполнение этих работ. Даны определения понятий «утилизация нефтяного газа», «сохранение нефтяного

газа», «добыча нефтяного газа», которые следует включить в статью терминов закона «Об охране окружающей среды».