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

Работа выполнена в рамках государственного задания ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН - проведение фундаментальных научных исследований по теме № 0580-2021-0019 «Создание методики выявления невыработанных зон на нефтяных месторождениях и подсчёта остаточных запасов нефти на основе комплексирования математического моделирования, анализа разработки с исследованиями скважин и пластов».
Эксплуатация месторождения, естественно, начинается до того, как геологическая структура и фильтрационная модель пласта будет окончательно понята. Поэтому для правильной эксплуатации месторождения необходимо продолжение изучения его структуры, необходимы наблюдения и измерения, с последующей интерпретацией, и с минимальным вмешательством в текущую производственную деятельность. В настоящее время можно полагать, что при работе месторождения регулярно в автоматическом режиме производятся замеры дебитов и забойных давлений с небольшим шагом по времени. Достаточно простая обработка массива этих данных с использованием и обобщением алгоритмов сингулярного разложения матриц позволяет получить наглядную информацию, например, усредненное пространственное распределение проницаемости пласта, а также использовать метод гидропрослушивания даже для далеко разнесенных работающих скважин без остановки реагирующих скважин и без периодической остановки возмущающих скважин. В 80-х – 90-х годах прошлого века в практику вошел сингулярно - спектральный анализ(SSA) - как инструмент фильтрации и сглаживания небольших временных рядов. На примере изучения геологической структуры нефтяного месторождения Восточной Сибири при помощи гидропрослушивания скважин в докладе приводится обобщение этого метода для фильтрации больших (десятки тысяч отсчетов) временных рядов. Предлагаемое обобщение заключается в применении к большим матрицам вейвлет – пакетного разложения и сингулярного разложения матриц. Сформировав пространственно-временной массив величин (Q – дебит, - забойное давление) для всех скважин и аппроксимируя этот массив с разделением переменных при помощи сингулярного разложения матриц, получим оценку относительного пространственного распределения проницаемости по простиранию пласта. Время наблюдения не должно быть малым. В модельном примере время наблюдения равнялось году. Левые сингулярные вектора иногда называют естественными ортогональными функциями. Первый левый сингулярный вектор описывает плавное, глобальное изменение во времени поля в данной пространственной точке. Первый правый сингулярный вектор описывает плавное, глобальное изменение в пространстве. Использование модельной задачи связано с возможностью оценки результатов метода. В докладе показывается, что если определенным образом варьировать дебиты скважин и применять к полученным измерениям эту методику, то можно оценивать наличие в межскважинном пространстве зон с фильтрационной неоднородностью (например, целиков остаточной нефти).

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

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

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

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

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

Доклад публикуется в авторской редакции

При проведении анализа данных, находящихся в различных файлах Microsoft Excel (далее Excel), например, данных с датчиков геолого-технологических исследований, сведений о геологическом пласте, перечне выполненных при бурении операциях и другой информации из суточных сводок супервайзера, возникает потребность их объединения. Когда объём данных однотипной структуры становится большим или требуется выполнять поиск, сортировку и фильтрацию из различных таблиц, то эти действия эффективнее осуществлять с применением систем управления базами данных (СУБД) к которым относится Microsoft Access (далее Access). Целью данной статьи является рассмотрение алгоритмов интеграции Access в работу с Excel, посредством встроенного в офисную среду языка программирования Visual Basic for Applications (VBA). В статье приведены примеры создания базы данных Access из программного кода Excel, создания таблиц в базе данных и их заполнения из фалов Excel, расположенных по указанному пути. В отличие от других СУБД Access имеет привычный интерфейс офисных приложений, хорошую справочную систему и включает в свой состав мастера, конструкторы и построители, упрощающие работу для неопытных пользователей. Access хорошо подходит для разработки персональных баз данных, но может выступать и в качестве клиентского приложения к другим удаленным и распределенным базам данных. К недостаткам Access относится невозможность одновременной работой с несколькими базами из окна приложения, и что содержимое базы данных (таблицы, запросы, формы, отчеты, макросы и модули) находится в одном файле.ном файле.

Доклад публикуется в авторской редакции

В работе наглядно показано как в процессе гидродинамического моделирования возникает погрешность вычисления поля водонасыщенности и давления, что связано с влиянием численной диффузии, которая возникает при использовании численных схем для решения систем дифференциальных уравнений. Приводятся примеры размытия водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, усиления взаимовлияния скважин по давлению при расчетах на моделях с крупными размерами ячеек. Эти численные эффекты влияют на оценку эффективности плановых мероприятий. Авторы работы, сопоставляя плановые и фактические эффекты от поддержания пластового давления и взаимовлияния скважин в результате бурения уплотняющих скважин, показывают значительное отклонение расчетных показателей от фактических, что в большей степени обусловлено влиянием численных эффектов. Для устранения вышеуказанных проблем авторы предлагают использовать два способа: первый – измельчать конечно-разностную сетку гидродинамической модели в районах проведения геолого-технических мероприятий с последующей настройкой на фактические данные, второй – применять ремасштабирование относительных фазовых проницаемостей по авторской методике. Второй способ позволяет уточнить карты остаточных подвижных запасов, но не уменьшает погрешность расчета давления. Проверка первого способа выполнена на секторной гидродинамической модели нефтяного месторождения с высокой неоднородностью по разрезу. Повышение детализации гидродинамической модели позволило уточнить локализацию остаточных запасов нефти. Авторы оценили риски при реализации текущей программы зарезок боковых стволов при планировании на неуточненной модели в размере 22,2 тыс. т нефти и 131 млн. руб. за 20 лет. На основании детализированной секторной модели была оптимизирована программа зарезок боковых стволов. Апробация методики ремасштабирования относительных фазовых проницаемостей для повышения точности локализации текущих извлекаемых запасов в гидродинамической модели выполнена на полномасштабной крупноячеистой модели месторождения с высокой проницаемостью коллектора (111 мД). Авторы оценили риски при реализации текущей программы уплотняющего бурения при планировании на неуточненной модели в размере 301,8 тыс. т нефти и 663,3 млн. руб. за 20 лет. На основе уточненной карты плотности подвижных запасов нефти оптимизирована программа скважин уплотняющего бурения. Таким образом, авторами доказана высокая степень влияния численной диффузии на результаты оценки эффективности геолого-технических мероприятий на гидродинамической модели, предложены пути минимизации вычислительных ошибок. Также авторы отмечают, что предложенные подходы не позволяют полностью устранить влияние численной диффузии на результаты расчетов, в связи, с чем предлагается корректировать вычислительное ядро симуляторов (вводить методы регуляризации решения, корректировать метод аппроксимации насыщенности.

Доклад публикуется в авторской редакции

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

Доклад публикуется в авторской редакции

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) в настоящее время является неотъемлемой частью процесса разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Нестационарные эффекты в таких коллекторах доминируют практически на всем протяжении времени эксплуатации. На эффективность ГРП влияет большое количество факторов, одним из которых является качество околотрещинной зоны пласта, так называемая скин-зона (fluid loss damage zone). От параметров этой зоны значительно зависят дебит и коэффициент продуктивности скважины. Поэтому важно иметь способ оценки параметров этой зоны. В работе решалась следующая задача. В бесконечном пласте, насыщенном однофазной жидкостью, имеется скважина, которая пересекается симметричной вертикальной трещиной гидроразрыва по всей его толщине. Пласт вокруг трещины имеет скин-зону, которая обладает малой протяженностью по сравнению с характерным размером задачи, а также обладает ухудшенными коллекторскими свойствами. Гидравлическая связь пласта и скважины реализуется только через боковую поверхность трещины, так как ширина (раскрытие) трещины намного меньше ее длины. В начальный момент времени давление в пласте и трещине одинаково и скважина вводится в эксплуатацию с постоянным расходом. Решение задачи найдено для изображений в пространстве Лапласа, а оригинал получен в квазистационарном приближении для зависимости забойного давления от времени. Выражение представляет собой уравнение «типовых кривых» (type curves), которые можно использовать для решения обратных задач гидродинамики пласта и задач интерпретации гидродинамических исследований скважин. Рассмотрен безразмерный параметр, определяющий дополнительное падение давления в скин-зоне, что по смыслу совпадает со скин-фактором. Показано, что при c = 0 полученное выражение совпадает с точностью до постоянного множителя с известным уравнением типовой кривой для билинейного режима при отсутствии скин-зоны.

Доклад публикуется в авторской редакции

В настоящее время в нефтяной промышленности в связи с переходом к разработке сложных объектов ведется поиск новых технологий для поддержания добычи на достигнутом уровне или обеспечения ее прироста. Характерными особенностями таких объектов являются недоизученность, сложность геологического строения, наличие фонда транзитных скважин. При их разработке возникает необходимость совершенствования методов повышения нефтеотдачи пластов. В настоящее время актуальным направлением при геологическом сопровождении бурения горизонтальных скважин и боковых стволов является эффективное управление рисками, их своевременное выявление и минимизация с целью снижения вероятности экономических потерь. В работе рассмотрены подходы к оценке геологических рисков и алгоритма подбора мероприятий, направленных на снижение риска перед началом бурения новых скважин, с применением секторных геолого-гидродинамических моделей. Представлены изучения геологического строения объекта «К» месторождения «А». Оценены и классифицированы геологические риски. Построена секторная геологогидродинамическая модель опытного участка. Определены зоны локализации остаточных запасов. Выполнен расчет вариантов разработки участка с бурением горизонтальных скважин и боковых стволов. Дано описание предложенных подходов к оценке геологических рисков, подбору мероприятий и скважин-кандидатов. Даны рекомендации по снижению геологических рисков на опытном участке. Проанализирована эффективность применения рассмотренного подхода при разработке объекта «К». Показано, что проведение мероприятий, направленных на уменьшение степени геологической неопределенности, в совокупности с созданием цифровой модели участка позволило снизить риски при планировании бурения. Экономическая эффективность мероприятий на сложных карбонатных объектах «К» кратно превышает стоимость их проведения. Опыт применения данного подхода может быть использован на других объекты со схожими геологическими и технологическими характеристиками.

Доклад публикуется в авторской редакции

Задача моделирования процессов, происходящих в пласте при пароциклической обработке призабойных зон скважин, является актуальной, поскольку технология требует предварительного прогноза технологических показателей с целью максимизации накопленной добычи. В работе рассмотрена оптимизация технологических параметров пароциклического воздействия на основе интегральной модели с учетом гравитационной сегрегации. Интегральная модель пароциклического воздействия усовершенствована за счет учета вертикальных конвективных течений. Интегральная модель основана на следующих допущениях. На первой стадии во время закачки пара прогретая область имеет форму раскрывающегося конуса, вершина которого находится на забое скважины. Положение границы теплового фронта определяется условиями баланса тепла. Затем, когда координата фронта прогрева у кровли становится равной половине толщины пласта, движение теплового фронта начинается вблизи подошвы пласта. Прогретая область на этом этапе имеет форму усеченного конуса. Поворот системы координат и приведение уравнения теплопроводности к одномерному виду позволяет использовать интегральные уравнения теплового баланса. Условие равенства мощности суммарных тепловых потерь и скорости нагнетания теплоносителя позволяет определить максимальный радиус прогретой зоны и время закачки теплоносителя. Оптимальное время паротепловой пропитки определяется условием полной конденсации пара и втягиванием нефти в прогретую зону. На этапе добычи нефти стадия движения фронта в виде усеченного конуса следует перед стадией уменьшения угла раствора конуса с вершиной на забое скважины. Добыча нефти в рамках предлагаемой модели определяется из интегрирования закона Дарси. Разработанная модель была применена для расчета добычи нефти при применении метода на месторождении Шо-Вел-Там (США). Расчётное значение времени цикла закачки пара составило 31 дней, в то время как реальное – 27 дней. Расчет показал, что конденсация пара происходит за 2 дня, на промысле период паротепловой пропитки составлял 8 дней. Суммарное время между циклами добычи составило по данным моделирования 33 дня, по промысловым данным – 35 дней. Таким 54 образом, достигнутая точность 10% показывает, что верификация модели удовлетворительная. Дополнительная накопленная добыча зависит от длительности стадии добычи в каждом цикле. Процедура нахождения экстремума позволяет найти оптимальную длительность цикла с целью максимизации добычи. В итоге, предложенная модель позволяет оптимизировать времена закачки пара, паротепловой пропитки и добычи нефти для реальных месторождений, где возможно применение пароциклического воздействия. Оптимизационные расчеты показали, что небольшие изменения времен этапов процесса позволили бы добыть около 10% дополнительной нефти за период воздействия. Разработанная интегральная модель может быть использована для прогноза разработки месторождений на ранних этапах.

Доклад публикуется в авторской редакции

Разработано программное обеспечение для расчета аппаратов подготовки нефти и воды. Отмечены недостатки текущей ситуации расчета производительности аппаратов. Выполнено ознакомление с интерфейсом пользователя программного обеспечения. Практичный и удобный анализ результатов расчета. Отмечены основные направления работ и эффективность.

Доклад публикуется в авторской редакции

В последние годы в результате геолого - разведочных работ (ГРР), проводимых на Волостновском лицензионном участке (ЛУ), были открыты одиночные рифы франского возраста девонской системы. За 5-6 лет проведено огромное количество исследований на данные объекты, представляющих огромный интерес как для геологии, так и для разработки месторождений Оренбуржской области. Различные исследования, в том числе и комплексные, необходимы для более эффективного освоения данных сложных объектов разработки. Геологическое строение верхнедевонских одиночных рифов определяется особенностями их происхождения, а также воздействием постседиментационных процессов. Строение франских одиночных рифов представляет собой распределение фаций рифового ядра и склона в пределах одного рифового поднятия и требует индивидуального подхода к изучению и разработке приуроченных к ним залежей нефти. Было выявлено, что показатели работы скважин напрямую зависят от их расположения в различных фациальных зонах по всем месторождениям, где было отмечено различие режимов эксплуатации скважин. Одинаковый режим наблюдается в скважинах, пробуренных в фациях рифового ядра. Показатели их работы резко отличаются от показателей работы скважин, относящихся к рифовому склону. Геологическое строение обусловлено не только сложностью распределения фаций по месторождению, но и разнообразием трещин, пор и каверн. В рифах встречаются различные структурно-генетические типы пород продуктивного пласта Дфр2. Пустотное пространство известняков пласта Дфр2 является сложным, что требует дополнительных исследований для более эффективного освоения залежей рифовых коллекторов. В статье рассмотрена литолого-фациальная неоднородность сложных коллекторов одиночных рифов и приведены рекомендации, где могут применяться данные исследования. Lithofacies heterogeneity

В связи с прогнозируемым увеличением объёмов закачки воды в пласт, уже в 2023 году на месторождениях Центрально- Хоревейского поднятия (ЦХП) ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» (РВП) ожидается значительный рост электрических нагрузок. А с 2024 года - уменьшение объемов добычи попутного нефтяного газа (ПНГ). При данном развитии событий ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» уже через 2 года для обеспечения электроэнергией месторождений ЦХП вынужденно будет перейти с газовой на нефтяную генерацию, которая является не только невыгодной, но и неэкологичной. Цель данной работы: оценить потенциал добычи метана угольных пластов (МУП) для восполнения объемов газовой генерации месторождений ЦХП на имеющейся инфраструктуре предприятия. Для проведения исследований по данной теме есть весомые предпосылки: в шламе 95% скважин РВП присутствуют угли; выходы метана отмечены в 25% скважин. Сейчас на территории России МУП добывает только «ООО Газпром добыча Кузнецк» в пределах Кузнецкого угольного бассейна. Месторождения ЦХП расположены рядом с Печорским угольным бассейном, и в данном регионе оценка возможности добычи метана из угля проведена впервые. Тема добычи метана угольных пластов, как одного из альтернативных источников газа, является очень актуальной. Привлекательность этого ресурса в низком содержании примесей, использовать МУП можно сразу на месте добычи без дополнительной обработки. Согласно геофизическим данным угольные пласты залегают на небольших глубинах 1650-2000 м и распространены на всем разрезе месторождений ЦХП. Также при бурении верхнепермских отложений зафиксировано увеличение суммарного газового фона. Содержание метана в газе оценено в 80%. Для исследования потенциала добычи МУП пробурена скважина 11310, где в интервалах 1977 – 2004 м и 2142 – 2156 м были отобраны керн и пробы на сорбцию. Суммарный десорбированный объём газа со всего интервала отбора проб – порядка 27 дм3. Согласно «Рекомендациям подсчета запасов метана в угольных пластах» был выполнен расчет потенциала добычи МУП на месторождениях ЦХП. Метаноемкость, зольность, влажность и плотность угля были рассчитаны по анализу керна скважины 11310 Восточно-Сихорейского месторождения. Толщины угольных слоев определены по данным ГИС и усреднены на всю площадь месторождений. Согласно выполненной оценке, ресурсная база МУП ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» по всем месторождениям составляет 23 млрд м3.

В статье рассмотрены технологии и проектные решения, позволяющих экономически эффективно разрабатывать сверхнизкопроницаемые коллекторы. Эти объекты разрабатываются исключительно с применением ГРП во всех категориях скважин. Под действием техногенных факторов меняются изначальные геомеханические, фильтрационно- емкостные свойства пластов, тип коллектора из преимущественного порового преобразуется в порово- трещинный. При проектировании разработки данный фактор должен учитываться. Приведены примеры по объектам месторождений Западной Сибири.

Целью работы являлась отработка методологии новых способов исследования кернового материала на основе принципов склерометрического и дюрометрического воздействия на горную породу. Методика исследований включала скрэйчирование на установке Scratch Test, индентирование циклическим вдавливанием индентора, а также одноосное сжатие на установке для исследования прочностных свойств керна RTR- 1000. Суть работы заключается в многократном механическом воздействии на испытываемый материал путем царапания, а также вдавливания твердого инструмента заданной формы с целью регистрации механических реакций горной породы и их последующей интерпретации для расчета предела прочности при одноосном сжатии (UCS). Работа отличается оригинальным подходом к интерпретации телеметрических данных результатов скрэйтчирования и индентирования. Определяемые значения прочности коррелируют с результатами испытаний стандартными способами лабораторных образцов, изготовленных из тампонажного цемента. Методика защищена патентами Республики Беларусь и Российской Федерации. Оценка прочностных показателей скрейтчированием осуществляется на образцах керна диаметром от 45 до 120 мм. Для испытаний индентированием подходят как полномерные образцы, так и мелкоразмерные частицы бурового шлама размером от 3 мм. Практическое значение новых методов заключается в возможности организации экспресс-анализа прочностных характеристик горных пород с получением данных, коррелирующих с результатами стандартных испытаний. Возможность многократного испытания одного и того же образца без разрушения позволяет получать статистически опосредованную выборку экспериментальных данных с доверительными интервалами, удовлетворяющими значениям коэффициента Стьюдента 0,9 и более. Комплексный подход к определению характеристик образцов горных пород, основанный на сравнительном анализе данных стандартной методики на одноосное сжатие и инновационных способов неразрушающего контроля, обеспечивает оперативно формирование базы данных свойств пород литологического разреза с целью последующего построения геомеханических моделей месторождений.

В последние годы в активную разработку вводится все больше месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Известно, что разработка залежей нефти в низкопроницаемых коллекторах характеризуется проявлением аномальных свойств пластовых систем. При малых перепадах пластового давления на единицу длины наблюдается отклонение от закона линейной фильтрации (от закона Дарси). Наглядным подтверждением этому служат результаты лабораторных исследований [1,2]. Установлено, что фильтрация жидкости начинается после создания определенного начального перепада (градиента) давлений между входным и выходным сечениями образцов керна. Начальный градиент пластового давления является важным технологическим параметром, необходимым для оценки добычных возможностей низкопроницаемых коллекторов.

Целью исследования являются подсчет запасов баженовской свиты (БС) на Салымской площади и оценка рисков с использованием передовых инструментов анализа качества геологической информации и прогнозирования свойств (с использованием моделей машинного обучения), а также интегрального анализа результатов геологического и бассейнового моделирования. Исходными данными для 3D геологического моделирования послужили результаты структурной и динамической 3D интерпретации, а также данные петрофизического моделирования БС в единственной поисково-оценочной скважине. Наличие на рассматриваемом лицензионном участке только одной скважины с полным комплексом ГИС не позволяет пойти традиционным путем с построением петроупругой модели и переходом от упругих свойств к целевым фильтрационно-емкостным свойствам, так как отсутствует априорная информация об изменчивости целевых параметров по площади. При этом на ранних этапах геолого - разведочных работ при проведении качественной сейсмики 3D важно получить прогнозы латеральной изменчивости свойств пласта, так как они критически влияют на дизайн программы ОПР и проектирование разработки. В связи с этим прогноз площадной вероятности эффективных толщин и динамической пористости в баженовской свите был выполнен путем поиска зависимостей между свойствами коллектора и картами упругих свойств (из синхронной инверсии инверсии) с использованием моделей машинного обучения (модель байесовского классификатора). 3D бассейновая модель БС была откалибрована по данным термометрии каротажа, измерений эффективной пористости, результатов пиролиза после экстракции, карт зрелости ОВ, газового фактора, плотности и вязкости нефти. Результатами интеграции данных из геологической и бассейновой моделей являются карта геологических запасов и интегральная карта качества ресурсов баженовской свиты на основе эффективных толщин, вероятности развития природной трещиноватости, насыщения свободными (несорбированными) УВ (отражает зрелость и качество органического вещества) и свойств жидкости.

В процессе заводнения нефтяных пластов возникают проблемы с преждевременным прорывом воды к добывающим скважинам, что приводит к резкому обводнению ее продукции. Поэтому так актуально и важно решение задачи подбора доступного и эффективного способа, состава химического реагента для проведении геолого–технических мероприятий, в том числе ремонтно-изоляционных работ, технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. В статье приведены результаты исследований набухаемости бентонита в водных растворах щелочи, показывают изменения их структурных характеристик и свойств, для формирования блокирующих композиций в водонасыщенных интервалах добывающих и нагнетательных скважин. Установлено увеличение коэффициента вытеснения углеводородной жидкости при блокировании поровых каналов разработанной композицией. Наблюдаемые эффекты служат основой нового способа выравнивания профиля приемистости и повышения охвата пласта вытеснением при водном воздействии на залежь.

На сегодняшний день большинство методов прогнозирования, которые используются в индустрии, были разработаны для прогнозирования отдельных или небольших групп включающих в себя определенные производственные показатели и представленные в виде временных рядов. В этом подходе параметры модели для каждого выбранного временного ряда должны оцениваться независимо от результатов прошлых наблюдений для каждого временного ряда. В этой научной статье рассматривался DeepAR анализ на примере 82 скважин прогноза на 30 дней. Данный подход позволил улучшить качество прогнозирования для 54 скважин.

Ввод в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов требует применения современных цифровых технологий анализа данных, позволяющих извлечь из множества динамических параметров ценную информацию о производственных показателях пласта, включая данные о направлениях фильтрационных потоков и анизотропии геологических свойств его продуктивности. Для построения адекватных моделей описания, основанных на истории поведения окружающих нагнетательных (и добывающих) скважин целесообразно проводить синхронный анализ временных рядов производственных показателей работы всех скважин. В научной работе приведены результаты апробирования инструментов прогнозирования, базирующихся на использовании исторических данных об ежедневной динамики добычи нефти, дебита жидкости, забойного давления, пластового давления и ряда разницы давлений для всех добывающих и нагнетательных скважин месторождения.

Ввиду того, что в настоящее время основным методом добычи углеводородов является вытеснение нефти водой, появляется ряд проблем, одна из которых выражается в прорывах нагнетаемой воды от нагнетательных скважин к добывающим по пропласткам с низким фильтрационным сопротивлением. Данная проблема решается путем применения потокоотклоняющих технологий, назначение которых состоит в кольматации этих пропластков, в результате чего происходит выравнивание профиля приемистости, что способствует увеличению коэффициента охвата пласта заводнением и более равномерному вытеснению нефти водой. На текущий момент наибольшее распространение в России получили гелевые композиции на основе полиакриламидов (ПАА), а воздействие на пласт с их использованием осуществляется несколькими способами: – в качестве составов, загущающих нагнетаемую воду, уменьшая соотношение подвижностей между ней и нефтью; – в качестве сшитых полимерных систем. В настоящей работе рассматриваются составы на основе ПАА со сшивателем на основе ацетата хрома (АХ) при воздействии на пласт вторым способом. Целью работы является разработка инструмента для расчета закачки потокоотклоняющих составов на основе ПАА со сшивателем АХ с возможностью оценки эффективности дизайна закачки (объем и концентрация оторочек композиции). В рамках работы был написан программный продукт «Injection Gel Design» предназначенный для выполнения моделирования размещения закачки гелевых композиций на основе полимеров в пласт с учетом кинетики их реологических свойств в зависимости от времени и температуры. Изменение фильтрационно-емкостных свойств породы-коллектора реализовано путем регулирования фактора остаточного сопротивления. После закачки композиции в пласт включаются эффекты деструкции гелевой композиции за счет влияния пластовой температуры, окисления геля и его синерезиса. В программном продукте «Injection Gel Design» реализованы следующие модули (функции): Функция сшивания гелевой композиции за счет химической реакции от времени; Функция сшивания гелевой композиции за счет температурного влияния; Функция формирования матрицы факторов остаточных сопротивлений для учета влияния геля на ПЗП; Функция разрушения гелевого экрана от времени. С помощью данной программы путем моделирования удалось добиться оптимизации объемов закачки для разных участков залежей. На текущей момент программа используется как один из инструментов по выбору участков под закачку гелевых композиций.

Одной из важнейших задач разработки месторождения является определение оптимальной схемы разбуривания, которая характеризуется длиной куста скважин и расстоянием между соседними скважинами. Длина куста варьируется между максимальным значением, когда все скважины расположены через 15 м, и минимальной, когда скважины разбиты на четверки. В случае минимальной длины куста минимальными будут и затраты на отсыпку песка, однако в этом случае продолжение работ и ввод в эксплуатацию уже пробуренной скважины возможны только тогда, когда буровая установка завершит бурение соседней скважины. Таким образом, наиболее оптимальной схемой с точки зрения экономической эффективности может оказаться схема с промежуточными цифрами метража. Для определения оптимального варианта разбуревания кустовой площадки необходимо наличие программного инструмента, который мог бы позволить автоматизировать поиск оптимальной схемы за счет сдвижки – изменения расстояния между скважинами относительно друг друга. Входными данными являются: расстояния между скважинами (обычно 6 и 15 м), последовательность их бурения, начальный профиль добычи и дата начала добычи для данного профиля, так же стоимость нефти на момент расчета, ставка дисконтирования и другие данные, необходимые для расчета экономической модели. При подборе вариантов различных расстояний между скважинами появляется возможность сдвижки профиля добычи, при которой исходная дата начала добычи по конкретной скважине может меняться, в результате чего будут меняться показатели экономической эффективности добычи всего куста в целом. Для куста из 24 скважин с учетом ограничений на число скважин в группе возможно примерно 4 млн вариантов схем разбуривания. Таким образом, на определение оптимальной схемы разбуривания путем полного перебора может уйти значительное время. В данной работе рассматриваются методы оптимизации подбора наилучшей схемы разбуривания с учетом максимизации чистого дисконтарованного дохода (NPV), использующие полный перебор с сохранением кэша для повторяющихся входных данных, а также идеи динамического программирования – рекурсивной методики, позволяющей составить оптимальную схему путем разбиения куста на схемы меньшего размера, также разбуренные оптимальным образом. Результатом работы реализованного калькулятора схем разбуривания являются варианты с максимальным значением NPV. Для решения задачи использовался оптимизированный алгоритм полного перебора, а также алгоритм, основанный на двумерном динамическом программировании.