Необратимости гистерезисной природы приводят к необходимости пересмотра методов решения основных задач гидродинамического моделирования и анализа динамических систем, поскольку могут радикальным образом повлиять на традиционные выводы и практические рекомендации.

Предполагается, что при установившемся режиме движения или фильтрации, фазовые перемещения совершают всевозможные колебания в окрестности неустойчивого положения равновесия, обусловленного в первую очередь необратимыми гистерезисными явлениями и скачками.

Гистерезисное поведение процесса обусловлено литологическими разностями геофлюидодинамической среды и ее геолого-физическими характеристиками и свойствами, и, как правило, провоцируется плохо контролируемым, не всегда адекватным, чрезмерным внешним воздействием на испытываемую среду. Опыт показывает, что гистерезисные явления крайне чувствительны к изменениям переменных и параметров процесса.

Коллектор, состоящий из пород, проявляющих упругие, упругопластические или полностью пластические деформации в процессе нагрузки-разгрузки, образует петлю гистерезиса размер, которой зависит от величины приложенной нагрузки, что подтверждается многочисленными полевыми и лабораторными экспериментами.

Различные модификации гидроразрыва пласта (ГПР) сопровождаются довольно значительным воздействием на породы коллектора в процессе нагрузки-разгрузки, нацеленной на обширную призабойную зону нефтяной залежи, которая в свою очередь испытывает существенные изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). При этом, модель ГРП рассчитывается из предположения упругости породы коллектора, что ограничивается оценкой модуля Юнга и коэффициента Пуассона. Игнорируются коэффициенты частично необратимого или необратимого изменения проницаемости и пористости от давления, что может отразиться на оценке результатов. Аргументируется это тем, что определение частично необратимого или полностью необратимого коэффициентов изменения проницаемости и пористости непростая задача, хотя она решена более 20 лет назад.

Ярким примером являются проявления необратимого поведения гистерезиса капиллярного давления, наблюдаемого при экспериментальном исследовании многофазного потока за счет разности давлений в несмачивающей и смачивающей фазах. Следовательно, процесс насыщения пористой среды влияет на распределение флюидов и, несомненно, формирует гистерезис капиллярного давления, что в свою очередь влияет на образования петли гистерезиса в поведении относительной проницаемости при дренировании и впитывании или пропитке смачивающей фазы. Гистерезис капиллярного давления и относительной фазовой проницаемости приобретает особое значение при моделировании процесса, связанного с изменением направления фильтрации, точнее вытеснении, в процессе реализации технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти (ПНП и ИДН). Очевидно, что борьба двух фаз создает дополнительное сопротивление или барьер, благодаря которому относительные фазовые проницаемости не тождественны собственным насыщенностям, поскольку в роли барьера в первую очередь выступает капиллярное давление формирующее петлю гистерезиса.

Фильтрация газированной жидкости при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом в недеформируемой и упругопластической деформируемой среде формирует двухфазный поток и тем самым создает условие для образования гистерезиса капиллярного давления и относительной фазовой проницаемости.

Теория Бакли-Леверетта также столкнулась с проблемой образования скачка и многозначности водонасыщенности, провоцирующей неустойчивость фронта вытеснения нефти водой и образующей петлю гистерезиса в зоне неустойчивости. В качестве решения было предложено математическое упрощение этой задачи, в ущерб реальному физическому механизму процесса.

Зачастую, проблемы, связанные с обнаружением необратимого поведения в технических и технологических процессах, оценка последствий их воздействия или возможность предотвратить эти негативные последствия на эффективность принятых решений, не рассматриваются.

По сути, петли гистерезиса необратимых явлений и их размеры, наблюдаемые в процессе многофазной фильтрации, показывают масштабы необратимых потерь в добыче нефти и конечного коэффициента нефтеотдачи.

Адрес для связи: IlyazovRR@igirgi.rosneft.ru; NikiforovMV@igirgi.rosneft.ru

Ключевые слова: геолого-технологические исследования, бурение скважин, буровой шлам, люминесцентно битуминологический анализ, люминесцентная спектроскопия, анализ ДНК.    

         В докладе рассматривается актуальная проблема бурения горизонтальных скважин - наличие зоны непромера у скважинных каротажных приборов. В связи с этим высока вероятность выхода из целевого интервала, при проводке горизонтальных скважин, и как следствие уменьшение дебита. В этих случаях возрастает ценность геохимических исследований, проводимых станцией геолого-технологических исследований (ГТИ).  В настоящее время в ГТИ, существует несколько методик изучения шлама, это: описание литологии вскрываемого разреза, определение плотности и карбонатности пород, определение типа нефтенасыщенности пород по методу люминесцентно битуминологического анализа (ЛБА). Несмотря на высокую применяемость ЛБА, данный метод имеет ряд недостатков и ограничений, которые можно разделить на две группы: недостатки, связанные с технологическими ограничениями, и ошибки в проведении и интерпретации, обусловленные человеческим фактором. Среди технологических ограничений метода можно отметить сложность цветопередачи истинного цвета свечения образца, короткий срок хранения и постепенное выцветание проб, что не позволят проконтролировать корректность полученных данных удаленно или при последующей камеральной обработке каменного материала.  Также основным недостатком метода является человеческий фактор, который приводит к некорректным результатам анализа – разным навескам проб. Отличающиеся методы экстракции приводят к различным результатам ЛБА при одинаковом насыщении образцов, индивидуальное восприятие цвета свечения человеком виляет на оценку битуминозности. Отсутствие абсолютных значений делает данный метод относительным и не позволяет количественно определить содержание битумоидов в полевых условиях.

                В работе показаны возможности применения новой методики по количественному и качественному определению битумоидов в нефтяных вытяжках методом люминесцентной спектроскопии. Показана возможность автоматизации классификации битумоидов на основе соотнесения группового химического состава с параметрами цветности, вычисленными по спектрам люминесценции.

         Также в работе описана методика повышения информативности шлама с помощью технологии секвенирования ДНК микробиоты. В процессе бурения, вместе с буровым шламом или керном, на поверхность выносятся микроорганизмы населяющие пласт. С появлением новых, и относительно недорогих, инструментов количественного описания (ДНК-секвенирование) стала возможной детальная идентификация пластовых микроорганизмов и определения условий, в которых они проживают и их питания (нефть или газ). Таким образом, стало возможным использование микроорганизмов в качестве природных ДНК-маркеров для определения зоны и типа насыщения коллектора. В докладе описываются потенциальные направления применения технологий как в процессе бурения скважины, так и при последующей ее эксплуатации. 

Адреса для связи: Shevko.NA@gazpromneft-badra.com

Ключевые слова: дискретная сеть трещин, проводящие разломы, длинные трещины, многосредные модели коллекторов

Прогнозирование поведения сложнопостроенных карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью, высокой неоднородностью и естественной трещиноватостью, находящихся в тектонически активных районах, представляет собой ряд методических и вычислительных проблем.

Целью исследования являются разработка и внедрение эффективных методов и подходов фильтрационного моделирования сложных карбонатных залежей для улучшения точности согласования моделей с историческими данными эксплуатации скважин и увеличения надежности долгосрочных прогнозов показателей разработки.

Новейшие исследования в области моделирования данных залежей фокусируются на применении так называемых гибридных моделей. Эти модели дополняют традиционные модели двойной пористости двойной проницаемости (DPDP) вложенными (embedded) средами, характеризующими особенности структуры порового пространства коллектора (например, несвязанную кавернозность) или высокопроводящие, длинные трещины, которые оказывают существенное влияющие на фильтрацию флюидов пласта. Гибридные модели с двумя и тремя средами показали высокую численную эффективность при решении полномасштабных задач.

Учитывая разнообразие поведения и свойств системы разломов, естественных и техногенных трещин, использование их полного набора в виде дискретных объектов в рамках одной дополнительной или нескольких сред является крайне сложной вычислительной задачей. Для решения данной проблемы предлагается различать несколько типов высокопроводящих фильтрационных объектов, для каждого из которых имеются индивидуальные алгоритмы представления объекта, способы дискретизации и методы решения системы уравнений. При этом предлагается выделять в отдельную дискретную систему разломов и трещин только ключевые динамические объекты, которые влияют на макро и мезо уровень фильтрации пласта.

На основе изучения карбонатных залежей Ближнего востока выявлены некоторые особенности поведения скважин и фильтрации флюидов, которые не могут быть воспроизведены традиционными программами гидродинамического моделирования. Основным инновационным элементом в работе является адресное использование высокопроводящих трещин и разломов, как дополнительных фильтрационных объектов гидродинамической модели, для чего реализован ряд приемов и численных алгоритмов, обеспечивающих выполнение быстрых и точных расчетов в условиях более интенсивной трещиноватости коллектора.

Адрес для связи: FarkhutdinovIZ@tatneft.ru, AndaevaEA@tatneft.ru, AsfandiyarovDD@tatneft.tatar, BabochkinaDV@tatneft.tatar, danila.gulyaev@sofoil.com, linar.zinurov@sofoil.com, ramil.mingaraev@sofoil.com

Ключевые слова: цифровой двойник месторождения, гидродинамическое моделирование, планирование разработки, цифровой помощник

В работе представлен практический пример планирования разработки месторождений с широким использованием цифровых двойников нефтяных активов. Приведены примеры расчетов на цифровом двойнике и показано удобство его использования для многовариантных расчетов и создания оптимального сценария разработки.

Построение вариантов разработки осуществлялся посредством серии интерактивных расчетов на цифровом двойнике нефтяного актива, который включает в себя три основные группы функций:

- преобразование мероприятий по ремонтам (бурение, капитальный ремонт, оптимизация добычи и наземное оборудование) в показатели эффективности производства и основные инвестиционные показатели, включая NPV, PI, IRR, MIRR, ROI.

- предоставление технических характеристик (таких как пластовое давление, обводненность и реакция восстановления, потенциальный случай нарушения целостности, заколонные перетоки, самопроизвольный гидроразрыв пласта, потери давления в наземном трубопроводе), которые могут помочь понять результаты мультисценарного расчета.

Ключевая идея данного подхода заключается в комплексировании работы специалиста по гидродинамической модели, специалиста по разработке месторождений и экономиста. Используя такой подход, можно выработать оптимальный с экономической и технологической точки зрения план разработки с привлечением меньшего количества специалистов.

dmaykov@integra.ru, svisupov@integra.ru, ssmak15@mail.ru

 Ключевые слова: принцип суперпозиции, история добычи, переменные дебиты, ускорение расчетов, уменьшение сложности вычислений принципа суперпозиции, аппроксимация аналитической функции перепада давления, применение алгоритма ускорения расчета давления

 Как известно, разработка нефтяных и газовых месторождений нуждается в проведении гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Благодаря средствам ГДИС определяют фильтрационно-емкостные свойства коллектора, энергетическое состояние пласта и т.д.

При интерпретации результатов ГДИС на неустановившихся притоках флюида используются модели, основанные на численном, либо аналитическом методе решения дифференциального уравнения пьезопроводности. Традиционно, для аналитического метода решения вводится допущение о постоянном дебите. На практике дебит скважины изменяется по времени, в частности из-за сложности поддержания его постоянного значения. Отсутствие учета изменяющегося дебита приводит к неточным расчетам и ошибкам при анализе результатов ГДИС. Расчет давления при изменяющихся дебитах по модели, использующей аналитический метод решения уравнения пьезопроводности, полученном при постоянном дебите, осуществляется при помощи принципа суперпозиции.

Согласно принципу суперпозиции, сложность расчета давления для каждого последующего шага растет линейно, а расчет всей функции целиком имеет квадратичную сложность. Исходя из этого, на расчет давления сложной модели «скважина-пласт-граница» с десятками и сотнями изменяющимися дебитами может потребоваться большое количество времени. Такие затраты времени на вычисления будут не пригодны для инженерной практики, особенно при решении обратной коэффициентной задачи.

В докладе представлены результаты, полученные при применении алгоритма ускорения расчета давления, основанного на применении аппроксимации. Проведена оценка количества вызовов функции аналитической модели, времени расчета давления, погрешности относительно результатов расчета по базовому алгоритму без использования алгоритма ускорения расчета давления.

Показано, что использование предлагаемого алгоритма позволяет кратно уменьшить сложность вычислений и ускорить расчет давления при изменяющихся дебитах. Для модели горизонтальной скважины с 57 изменяющимися дебитами, количество вызовов расчетной функции аналитической модели пьезопроводности уменьшилось в 763.5 раза с 64901 до 85, благодаря чему расчетное время сократилось в 136 раз. При этом максимальное отклонение расчетного давления с использованием алгоритма ускорения в сопоставлении с базовым решением составило 0.0032%.

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, карбонатный коллектор, гидродинамические исследования скважин, высокие темпы падения дебитов, доля запасов во вторичной среде.

Существующая отечественная классификация трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) не предусматривает отнесение к ним карбонатных коллекторов, что обусловлено высокой проницаемостью трещиноватой части. Это обеспечивает для вновь вводимых в работу скважин высокие значения начальных дебитов, которые с высоким темпом снижаются до значений, обеспечиваемых низкопроницаемой (ниже 0,002 мкм2) матрицей. Этот факт обуславливает необходимость отнесения таких коллекторов к ТРИЗ. Однако отнесение разрабатываемых на начальной стадии трещиноватых карбонатных коллекторов к категории ТРИЗ требуют разработки методических подходов обоснования.

В настоящей работе рассмотрено обоснование ТРИЗ разрабатываемого месторождения «А» с карбонатным коллектором доюрского комплекса с развитой естественной трещиноватостью и кавернозностью, низкопроницаемой матрицей (0,3 мД), отнесенным по данным специальных гидродинамических исследований скважин (ГДИ) к типу двойной пористости. Месторождение находится в начале третьей стадии разработки (пик добычи достигнут в 2022-2023 гг) и характеризуется наличием уже разработанных (с 1999 г) и разбуриваемых участков.

Среднее значение интегральной проницаемости коллектора по данным ГДИ (1,9 мД) удовлетворяет критерию ТРИЗ, однако для 5% скважин (из разбуриваемых участков или скважин, дренирующих запасы из вторичной среды) отмечаются повышенные значения проницаемости (десятки и сотни мД) наряду с высокими начальными дебитами нефти. Прогноз дебита таких скважин по экспоненциальной модели показывает его снижение в течение года от сотен тонн до единиц тонн, делая нерентабельными разработку запасов, приходящиеся на эти скважины.

Для 60% скважин из разбуренных участков текущий дебит составляет менее 8 т/сут (для 80% - менее 16 т/сут), что характеризует выработку низкопроницаемых матричных запасов, хотя начальные дебиты этих скважин составляли десятки тонн, но быстро снижались со средним темпом падения дебита до 30% в год.

Таким образом, высокие начальные дебиты нефти скважин в карбонатных коллекторах характеризуют только трещинную проницаемость, а быстрое их падение обусловлено ограниченностью запасов, приходящихся на вторичную среду. Так, по данным специального комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) для месторождения «А» доля запасов вторичной среды оценивается в диапазоне от 2 до 10% от общих запасов залежи, а по данным специальных ГДИ – 17%.

Механизм обоснования ТРИЗ на рассматриваемой стадии разработки заключается в анализе по каждой скважине трендов падения начальных дебитов нефти, по которым оценивается объем вторичной пористости продуктивного пласта, прогнозный установившийся дебит нефти и время достижения установившегося режима фильтрации, характерного для матричной пористости. Это позволяет оценить окупаемость проекта разработки с учетом налоговой льготы и без льготы.

E-mail: w.golubev@mail.ru, golubev.vi@mipt.ru, petrov@mipt.ru

Ключевые слова: слоистые среды, трещиноватые среды, сейсмическая разведка, математическое моделирование

На сегодняшний день сейсмическая разведка является одним из наиболее широко применяемых методов поиска и разведки месторождений углеводородов. Открытие в последние годы нетрадиционных месторождений нефти и газа поставило перед промышленностью задачу по совершенствованию существующих и разработке новых технологий обработки сейсмических данных. Известно, что расположение трещиноватых геологических объектов часто приурочено к местоположению нефтеносных горизонтов. В связи с этим важной является задача идентификации откликов от них на полевых сейсмограммах.

Целью настоящей работы являлась разработка вычислительного подхода, позволяющего с высокой точностью рассчитывать синтетические сейсмограммы, содержащие сигналы-отклики от трещиноватых пластов с заданными механико-математическими свойствами. Используемые на практике приближённые полуаналитические методы не позволяют рассчитывать полный спектр объёмных и поверхностных волн, а осреднённые модели могут скрывать различные практически важные физические эффекты, происходящие на контактных границах геологических трещин. В данной работе рассматривается процесс динамического механического нагружения деформируемой упругой среды, имеющей периодическое слоистое строение. При этом на контактных границах возможна постановка различных локальных физических условий, описывающих эффекты трения и вязкости. Данный подход позволил сформулировать замкнутую систему дифференциальных уравнений в частных производных гиперболического типа. В виду её жесткости отдельной задачей является получение её численного решения для достаточно больших временных интервалов. В работе была построена новая явно-неявная конечно-разностная аппроксимация, позволившая в явном виде сформулировать вычислительный алгоритм. Его преимуществами являются: возможность использования различных численных методов для получения упругой части решения, простота параллелизации на современные высокопроизводительные вычислительные системы, достаточно широкая область устойчивости и повышенный порядок сходимости итоговой многомерной схемы.

Построенный вычислительный алгоритм получил практическое применение в области расчёта процесса сейсмической разведки Баженовской свиты. По данным сейсмических и скважинных исследований была построена адекватная геологическая модель. Для описания динамического поведения слоя аргиллитов использовалась континуальная модель слоистой среды с учетом межслоевого проскальзывания. В результате проведённой серии вычислительных экспериментов были получены волновые картины и синтетические сейсмограммы на дневной поверхности.

gilmutdinov_br@irkutskoil.ru

 Ключевые слова: предупреждение гидратообразования, метанол, хлорид кальция, пластовая минерализованная вода

Вводимые в разработку нефтегазовые месторождения Восточной Сибири отличаются рядом специфических особенностей: низкие пластовые температуры, аномально-низкий геотермический градиент, пластовые воды с высокой минерализацией и др. Пластовые воды месторождений Восточной Сибири по химическому составу относят к хлор-кальциевому (реже хлор-натриевому) типу и представляют собой крепкие рассолы (минерализация до 350-450 г/л). На этих месторождениях термодинамические режимы гидратообразования характерны как для газонефтяных и газодобывающих скважин, так и для систем подготовки нефти и газа. Предупреждение гидратообразования традиционно проводится с использованием реагентов на основе спиртов или гликолей (обычно, метанол или МЭГ).

В ООО «ИНК» для ингибирования газодобывающих и газонефтяных скважин в основном применяется концентрированный метанол. Технологическая особенность добычи газа при наличии водопроявлений скважин - риски выпадения солей в НКТ скважин (преимущественно, галита), в особенности, при контакте с концентрированными растворами метанола, что негативно отражается на работе промыслового оборудования.

В тоже время попутно добываемая на нефтяных месторождениях ООО «ИНК» пластовая вода относится к хлор-кальциевому типу и содержит в своем составе в основном хлорид кальция, с небольшими примесями хлоридов натрия, калия и магния. Её температура замерзания находится в диапазоне минус 45-55 ^оС. Такая попутно добываемая вода является не только естественным ингибитором гидратообразования при добыче нефти, но может использоваться как для ингибирования гидратообразования на газонефтяных скважинах с высоким газовым фактором, так и на газодобывающих скважинах. Как показали лабораторные испытания и технологические расчеты пластовую воду такого состава можно смешивать с концентрированным метанолом практически в любых пропорциях без выпадения осадка (что связано с низким содержанием в ней хлоридов калия и натрия). Определены пределы растворимости хлористых солей в водометанольных растворах. Построена номограмма осаждения солей при смешении водо-метанольных растворов и пластовой воды, с использованием которой можно подбирать пластовые воды определенного состава, пригодные для использования в качестве ингибиторов. Проведены технологические расчеты антигидратной активности пластовой воды и пластовой воды с добавками метанола для характерных компонентных составов природного и попутного нефтяного газов. Показано, что добавление метанола не только усиливает ингибирующие свойства пластовой минерализованной воды хлор-кальциевого типа, но и уменьшает её температуру замерзания, тем самым появляются возможности управления процессом предупреждения гидратообразования в достаточно широких пределах.

Основываясь на проведенных результатах лабораторных и расчетно-методических исследований общей минерализации, ионного состава и других физико-химических свойств пластовых вод, ООО «ИНК» с декабря 2020 года приступило к планомерному замещению растворов метанола в газо- и нефтедобывающих скважинах на попутно добываемые с нефтью пластовые воды. Применение пластовых вод в качестве ингибитора гидратообразования в технологическом цикле площадочных объектов подготовки и переработки газа, потребовало специально разработанного методического подхода (подготовка вод, их очистка, регулирование минерализации, плотности и пр.). Важно отметить, что замена метанола на растворы попутных пластовых вод снижает технологические риски галитообразования в стволах газодобывающих скважин и обеспечивает сокращение операционных затрат на предупреждение гидратообразования.

Адрес для связи: inzhizhimontov@tnnc.rosneft.ru

Ключевые слова: ачимовские отложения, низкопроницаемые коллектора, специальные исследования керна, поровая вода из керна, фильтрационная модель.

В докладе рассмотрен комплекс подходов к изучению низкопроницаемых ачимовских отложений с целью повышения достоверности определения подсчетных параметров по данным петрофизического моделирования для малоизученных месторождений на севере Западной Сибири.

Объект исследования представлен песчано-глинистыми отложениями подводных конусов выноса. Залежи имеют типичное клиноформное строение и характеризуются высокой неоднородностью и крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами, аномально высокими пластовыми давлениями, что в свою очередь, накладывает значительные ограничения на информативность стандартных комплексов исследований и достоверность определения подсчетных параметров в целом. Ключевой проблемой является отсутствие единых методологических подходов к изучению низкопроницаемых ачимовских отложений.

В рамках представленной работы рассмотрен комплекс подходов, направленных на снижение неопределенностей при расчете коэффициента нефтеводонасыщенности по электрическим моделям. Показаны практические примеры планирования программы работ по отбору проб пластовой воды. А именно комплекс мероприятий для определения минерализации пластовой воды (за исключением стандартного подхода с отбором проб при испытаниях скважин) по данным опробований пластов на кабеле и поровой воды из керна с сохраненной насыщенностью.

В работе показан реализованный в ЦИК «ТННЦ» комплекс подготовительных, полевых и лабораторных исследований направленных на получение данных о сохраненной нефтеводонасыщенности с оценкой наличия проникновения фильтрата бурового раствора по керну, отобранному по изолирующей технологии.

Апробированы результаты определения емкости катионного обмена по результатам лабораторных исследований методом множественной минерализации.

Для верификации результатов петрофизического моделирования выполнено сопоставление фракционной доли потока по данным ГИС с обводненностью при испытаниях скважин.

Представленный в докладе комплексный подход позволяет адаптировать петрофизическую модель с учетом расширенного комплекса ГИС и специальных лабораторных исследований керна. Полученные результаты уверенно согласуются с фактическим данными, что свидетельствует о повышении достоверности определения подсчетных параметров рассматриваемых низкопроницаемых ачимовских отложений. 

Ключевые слова: проектирование разработки нефтяных месторождений; карта проектного фонда скважин; оценка рентабельности бурения;      трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ); тюменская свита.

Целью работы является разработка методики и программных средств для поиска экономически наиболее рентабельного варианта разработки в рамках технико-экономической оценки освоения месторождения Западно-Сибирского региона. Основные запасы нефти исследуемого месторождения приурочены к низкопроницаемым терригенным отложениям тюменской и шеркалинской свиты (пласты ЮК2-10). Месторождение многопластовое со значительным этажом нефтеносности, залежи нефти различных пластов часто совпадают в плане.

Проблемой при проектировании разработки является выбор оптимальных конструкций заканчивания скважин. Можно пробурить наклонно-направленную скважину, вскрыв все продуктивные пласты в разрезе объекта разработки. Можно пробурить горизонтальную скважину с различной длиной горизонтального ствола на отдельный пласт или группу пластов с последующим переводом на вышележащие пласты. Оптимальное решение зависит от капитальных вложений на бурение скважины, от начальных дебитов нефти и ожидаемой накопленной добычи и от режима налогообложения. Пробурить скважину с меньшим дебитом и льготой по ТРИЗ может обеспечить более высокие экономические показатели, чем бурение скважины с большим дебитом, но без льготы по ТРИЗ. Также имеет место вопрос, когда делать перевод или приобщение вышележащих пластов.

Подход, предложенный в работе, предполагает разбиение объекта разработки на условно независимые ячейки в плоскости XY. В каждой ячейке будут выделены продуктивные пласты со своими эффективными нефтенасыщенными толщинами и режимом налогообложения. Для каждой ячейки делаются многовариантные расчёты технико-экономических показателей от бурения отдельных скважин (элемента симметрии системы разработки). Для наклонно-направленных скважин рассматриваются различные сочетания вскрытия пластов. Для горизонтальных скважин рассматриваются различные продуктивные пласты для проводки ствола, а также различная длина горизонтального участка.

Прогноз добычи осуществляется методом характеристик вытеснения и кривых падения. Делается допущение о малом взаимовлиянии между соседними расчётными ячейки (каждая ячейка рассчитывается независимо).

На основе проделанных расчётов в каждой точке пласта можно определить удельный показатель чистого дисконтированного дохода от бурения скважин различных конструкций и визуализировать их в виде карты рентабельности. Это позволяет выбрать наиболее оптимальную конструкцию проектных скважин адресно для каждой зоны пласта.

Ключевые слова: сеточно-хараметристический метод, сейсмическое моделирование, прямая задача сейсморазведки, явное выделение неоднородностей 

Основной задачей, стоящей перед сейсмической разведкой, является восстановление структуры и свойств подповерхностного пространства на основе регистрации колебаний земной поверхности. Для этого необходимо решить обратную задачу, что в свою очередь требует решения серии прямых задач с последовательно изменяющейся моделью геологического массива. При этом точность их решения является решающей для корректного восстановления структуры среды. В связи с этим за последнее время было разработано множество различных численных методов, позволяющих с высокой точностью рассчитывать волновое поле в заданной среде с распределёнными по пространству параметрами. Одним из ограничений данных методов является невозможность явного учёта неоднородных включений, характерных для нефтеносных пластов.

 В данной работе рассматриваются особенности реализации алгоритма расчета геологических неоднородностей сеточно-характеристическим методом. Рассматриваются алгоритмы явного выделения неоднородностей на структурированных сетках. Рассматриваются различные подходы, основанные на применении криволинейных и наложенных сеток, проводится их сравнение. Для обеспечения приемлемого времени расчета были разработаны параллельные версии численных методов. Параллельные алгоритмы разработаны для всех основных архитектур современных высокопроизводительных супер ЭВМ. В качестве возможностей применения разработанного метода была построена трёхмерная модель слоистого массива, содержащего пласт из трещин, позволяющая оценить сигнал-отклик при варьировании структуры неоднородного включения. В работе получены площадные трёхкомпонентные сейсмограммы с общим пунктом взрыва. На их основе проведена оценка влияния структуры трещиноватой среды на анизотропию сейсмического отклика, регистрируемого на дневной поверхности на различном удалении от источника. Установлено, что кинематические характеристики сигнала остаются постоянными, тогда как динамические характеристики для упорядоченных и неупорядоченных моделей могут различаться на десятки процентов.

Ключевые слова. Геологическое хранение CO₂, Carbon Capture and Storage (CCS), углеродная нейтральность, моделирование геологического хранения CO₂.

Адрес для связи: Sayaschenko@tnnc.rosneft.ru

В 2015 году в Париже подписано соглашение по климату, одной из основных целей которого является «обеспечение здорового образа жизни и содействие благополучию для всех в любом возрасте», достижение которой планируется за счет снижения выбросов парниковых газов до 70 % от уровня 1990 года. Данное соглашение так же было подписано Российской Федерацией, которая занимает третью строчку по объемам выбросов из 192 участников соглашения.

С учетом мировых тенденций и долгосрочных планов Российской Федерации ПАО «НК «Роснефть» ставит перед собой цель по достижению чистой углеродной нейтральности к 2050 году. Это планируется обеспечить за счет мероприятий по сокращению выбросов, использованию низкоуглеродной генерации, развитию энергосберегающих технологий, технологий по улавливанию и хранению углерода, а также ряда других мероприятий.

Перспективным направлением обращения с выбросами СО₂ нефтяные компании выделяют технологию Carbon Capture and Storage (CCS) – отделение диоксида углерода от других газов в промышленных выбросах (как правило на газотурбинных электростанциях или факелах по сжиганию попутного нефтяного газа), а затем сжатие и транспортировка в изолированное место для длительного хранения.

На пилотных участках недр компании ПАО «НК «Роснефть» запущен процесс технологической оценки возможности применения CCS. На сегодняшний день сформированы критерии позволяющие: организовать хранение СО₂ в природных резервуарах, осуществить поиск и ранжирование геологических объектов, перспективных для долгосрочного хранения. В качестве основных локаций проанализированы пористые водоносные горизонты, пригодные для длительного хранения диоксида углерода требующие только строительства скважин и технологической организации закачки.

Ключевые слова: пароциклическое воздействие, суспензия, оптимизация, продуктивный интервал, высоковязкая нефть

Для увеличения объемов добычи высоковязкой нефти на месторождениях и поддержания темпов добычи в настоящее время одной из применяемых технологий является пароциклическое воздействие. Существующий способ закачки пара в пласт при пароциклическом воздействий предполагает, что пар в большей степени проникает в интервалы, имеющие наибольшую проницаемость, но при этом слабо проходит в интервалы с меньшим её значением. 

В интервале, в который прошло существенно большее количество пара, прогреется большее количество нефти. На этапе, когда из пласта добывается прогретая нефть, большее количество нефти будет добыто именно из интервала с наибольшей проницаемостью. Распределение температуры по интервалам продуктивного пласта получаются с помощью кратковременных динамических температурных исследований (КДТИ). Метод КДТИ предполагает непосредственные замеры температуры вдоль всего ствола скважины, в том числе на интервалах перфорации, путем опускания в лифт скважины специального высокотемпературного оптоволоконного кабеля и замер распределенного температурного поля на режимах закачки и остановки закачки пара. 

Прямые замеры, проведенные на скважинах при КДТИ, подтверждают недостаточный прогрев интервалов с низкой проницаемостью на фоне более горячих интервалов с высокой проницаемостью. Для решения этой задачи неравномерной добычи нефти при ПЦО предлагается способ закачки суспензии в продуктивный пласт. Ранее закачка суспензии при разработке месторождения методом пароциклического воздействия не применялась. 

Целью работы является определение параметров такого воздействия для наиболее эффективного извлечения нефти. Наиболее промытые в результате разработки интервалы пласта будут принимать большее количество суспензии за счет большей проницаемости. После закачивания в пласт суспензии распределение принимаемого пара по интервалам станет более равномерным, что приводит к прогреву всех продуктивных интервалов. В процессе эксплуатации часть суспензии будет выноситься прогретой нефтью и водой. Для устранения этой проблемы рекомендуется регулярно проводить закачку суспензии небольшими порциями перед этапом закачки пара. Для мониторинга эффективности проведения суспензиальной обработки и определения этапа повторной закачки подходит метод периодического проведения на скважинах КДТИ, поскольку замеры КДТИ могут проводиться на этапе конденсации и не требовать дополнительного времени, в течение которого скважина будет простаивать. На основе теплового баланса определена оптимальная длительность стадий пароциклического воздействия, в рамках модели глубокого проникновения реагента в пористую среду рассчитан оптимальный объём его закачки. 

Предложенный способ имеет практическое значение и может применяться в нефтегазовой промышленности для оптимизации добычи высоковязкой нефти из пластов, разрабатываемых пароциклическим воздействием.

Исследования скважин - обычная задача, которая на сегодня выполняется без затруднения различными методами каротажа. Выбор метода и инструмента зависит от условий, наличия колонны, наличия перфорированных интервалов и так далее. В решении сложных задач ГТМ помогают ядерные методы каротажа (ЯМК) и, в частности, импульсная нейтронная спектрометрия (ИНГКС).  Компания НТЦ ГЕОТЕХНОКИН уже на протяжении 25 лет успешно выполняет сложную и наукоёмкую работу по исследованию скважин с помощью ИНГКС «Литосканерный» вариант. Одним из направлений исследований является изучение горизонтальных стволов скважин.

Накопленный опыт и технические возможности позволили создать автономный комплекс ядерных спектрометрических методов (МАКИС) .

Определение вещественного состава пород, массового содержания элементов, пористости, глинистости, проницаемости и нефтегазоводонасыщенности пластов в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах. В рамках решения задачи: оценка коэффициентов текущей нефтегазоводонасыщенности, определение интервалов обводнения, корреляция разрезов скважин и литологических изменений, детальное литологическое описание, оценка глинистости, стратиграфические исследования, определение/уточнение фильтрационно-емкостных свойств, определение/уточнение минерального состава пород.

Предметом исследования настоящего доклада являются меловые отложения горизонтального S образного участка скважины одного из месторождений Ямала (рис.1).  Средством доставки аппаратурного комплекса послужили бурильные трубы.

Ключевые слова: LoRaWAN, мобильная добыча, полевой Ethernet

Промышленные сети в ближайшие годы ожидают дальнейшие стремительные развитие и рост. Сети на базе технологий промышленного интернета вещей беспроводной передачи данных (LoRaWAN) и полевого Ethernet стали неотъемлемой частью «умных» предприятий будущего. Индустриальная революция 4.0 и дальнейшее повышение финансовой привлекательности таких решений станут одними из ключевых факторов в этом развитии. Составлявшие Постоянное развитие и интеграция сетей LoRaWAN и Ethernet в промышленные среды играют ключевую роль в повышении эффективности, сокращении затрат на построение сетей предприятий.

Автоматизация технологических процессов объектов добычи УВС и объектов мобильной подготовки ООО «Иркутская нефтяная компания (ООО «ИНК») осуществляется на базе данных систем. На основании положительных результатов, полученных при реализации пилотных проектов, было принято решение о тиражировании технологии на нескольких месторождениях ООО «ИНК». Внедрение данных систем обеспечит комплексную автоматизацию объектов, в том числе объектов без постоянного электроснабжения, сокращение трудозатрат, сокращение затрат и сроков на капитальное обустройство мобильных объектов, получение своевременной информации об отклонениях в работе оборудования, что даст возможность минимизировать внеплановые простои и потери продукции.

Ключевые слова: Календарно-сетевое планирование, концептуальное проектирование, стоимостной инжиниринг, интегрированные расчеты, Ingenix Cost Manager (ICM), отечественное ПО, надежность оценки, время расчета

На этапе концептуального проектирования, для оценки экономической эффективности необходимо корректно рассчитать сроки реализации нефтегазового проекта. Сроки запуска имеют существенное влияние на рентабельность проекта и являются одной из основных причин ухудшения экономических показателей проекта по сравнению с плановыми на этапе реализации.

Критически важно составить реалистичный календарно-сетевой график (КСГ) разработки месторождения уже на этапе концептуального проектирования, т.е. учесть сроки проведения ПИР, закупки материалов и ОДЦИ, заключении контрактов на СМР.

Основными проблемами создание реалистичного КСГ на ранней стадии является ограниченное количество информации о проекте, а также отсутствие единого инструмента для оперативного расчета сроков строительства нефтегазовых объектов.

Именного КСГ служит связующим звеном между капитальными затратами (сметные расчеты) и расчетом денежных потоков в финансово-экономических моделях. Распределение капитальных затрат во времени происходит как раз в соответствии с КСГ развития проекта.

При этом, КСГ на поздней стадии проекта представляет собой сложную динамическую модель процесса реализации проекта, отражающую последовательность выполнения комплекса работ и учитывающая ресурсную и стоимостную составляющие.

В процессе создания автоматизированного модуля КСГ был сделан акцент на возможность построения графика даже при наличии минимальных исходных данных, но сохраняя приемлемую точность оценки. Описываемый модуль КСГ будет частью программного комплекса Ingenix Cost Manager (ICM) и будет опираться на разработанную классификацию объектов, технологических блоков и базу данных стоимостей строительства объектов-аналогов.

Основные, необходимые для расчета данные будут приходить из баз данных и справочников ICM:

·         Регион проведения работ;

·         Основные технические характеристики объекта (мощность, диаметр, протяженность и т.д.);

·         Дата ввода объекта в эксплуатацию;

·         Стоимостные показатели объекта с разбивкой на СМР, ОДЦИ и Прочие.

Для расчета сроков строительства модуль КСГ использует два базовых источника: действующие в РФ НТД и данные по срокам строительства объектов-аналогов.

Работа над создания модуля КСГ включает в себя следующие основные этапы:

·         Уровень объекта: Создание КСГ-моделей для всех типов объектов с возможностью расчетов длительности и распределением денежных средств на весь жизненный цикл объектов и каждый этап работ в отдельности (ПИР, СМР, прочие и т.д);

·         Уровень проекта: Возможность автоматически увязывать сроки строительства объектов внутри одного проекта;

КСГ-модели будут интегрированы в ICM и позволят решить следующие задачи:

·         повысить надежность оценки расчета;

снизить время на расчет одного проекта.

Ключевые слова: Цифровизация, инженерные данные, модель данных, Информационный стандарт, классификация, стандартизация, автоматизация, эффективность.

Документ – информация, требующая прочтения и обдумывания читателем (человеком) для дальнейших действий на основе этой информации. Данные – информация в машиночитаемом формате, автоматизированные системы могут осуществлять действия на основании данных без вмешательства человека. Для цифрового взаимодействия необходимо перейти от обмена документами к обмену данными. Для того, чтобы все стороны такого взаимодействия понимали информацию, необходим единый «язык» – Информационный стандарт. Упования на искусственный интеллект и «что он сам всё поймёт» не срабатывают. Требуется кропотливая работа снизу-вверх по созданию в каждой из дисциплин исчерпывающей модели используемых данных в виде набора классов объектов, связанных как вертикальными связями в иерархии, так и различными горизонтальными связями (логическими, физическими, информационными...), а так же свойствами, присущими этим классам. Лишь после того как отдельные дисциплины опишут относящиеся к ним данные имеет смысл переходить к высокоуровневым моделям данных, призванных гармонизировать и увязать модели данных дисциплин. Компания  «Айдевор» заканчивает разработку модели данных оборудования (2300 классов, около 3000 свойств, более 5000 связей), применяемого в промышленных проектах в нефтегазовой сфере. Мы так же создали облачный сервис A-Core Information Standard Management (ISM), призванный обеспечить доступ к этой модели широкому кругу приложений – от САПР (CAD\CAE), ERP, PLM\PDM и пр. API A-Core открывает возможности для цифровой стандартизации и цифрового взаимодействия даже если используются недорогие, работающие только с графикой инструменты. В разработке находится решение на платформе A-Core - Plant Breakdown Structure (PBS). Это решение обеспечит структурирование объекта проектирования, кодирования (тэгирования) оборудования проекта, а также взаимодействие дисциплин и участников экосистемы проекта - владельца\оператора, генподрядчика, производителей оборудования и компонентов, подрядчиков и поставщиков. Мы так же планируем создать портал для производителей стандартного оборудования A-Core DP и портал для производителей оборудования, требующего технического согласования (цифровые опросные листы) A-Core SP, а так же сервис для связывания и визуализации документов проекта. Все эти модули будут работать на основе модели данных, доступ к котрой предоставляет A-Core ISM.

Ключевые слова:

Разработка месторождений, планирование, интегрированный план, сценарии разработки, добыча, закачка, пластовый флюид, водогазовое воздействие, характеристики вытеснения, категории запасов, базовая добыча, ГТМ, инфраструктурные ограничения, площадки подготовки, PVT, содержание примесей, осложненный фонд.

Тезисы:

Разработка собственного решения по автоматизации процесса интегрированного производственного планирования (ИС ИПР) вызвана необходимостью в оперативном формировании и комбинировании любых сценариев прогнозов разработки месторождений с учетом специфики процессов в Компании и принятии на их основе оперативных решений.

Актуальность решения разработки системы собственными силами - наличие собственных адаптированных алгоритмов, которых нет в других системах (оперативный учет эффекта от водогазового воздействия, работа с осложненным фондом скважин, балансы добычи/закачки/использования в общей схеме нефтяного и газового направления деятельности компании).

Система находится в промышленной эксплуатации. Ведется разработка дополнительного функционала и расширения существующего.

В основу системы заложены:

- понятные и интерпретируемые алгоритмы, результаты работы которых физичны;

- общее информационное пространство для работы с профилями добычи, рассчитанными как в    ИС ИПР, так и в сторонних продуктах;

                - интеграции с другими информационными системами Компании, посредством которых    происходит формирование входной информации и передача результатов расчетов для                дальнейшего использования;

- основа под программный комплекс, которая позволит масштабировать его на другие процессы компании.

Целевая схема разработки программного продукта ИС ИПР:

- разработка декомпозируется на составные части, настолько мелкие, насколько возможно описать;

- исследуется предметная область (исследовательская работа);

- параллельно формируем решение в Excel, проводится проверка на ГДМ - убеждаемся, что это физично.

Схема проведение расчетов показателей разработки:

- конфигурирование расчетов;

- расчет профилей добычи;

- сохранение профиля в каталог профилей с учетом иерархии профилей и назначения процесса (имеется также возможность сохранить профиль добычи, рассчитанный в стороннем программном продукте, например в T-Navigator);

- формирование сценариев прогноза на основе профилей из каталога;

- автоматический анализ готовности/загрузки инфраструктурных объектов под объемы сценария;

- учет ограничений, выявленных при анализе инфраструктуры;

- формирование выходных форм и дашбордов;

- утверждение расчетов. 

Принципы расчета показателей разработки:

- база и ГТМ рассчитывается послойно;

- единица расчета – скважина;

 - расчет через характеристики вытеснения – пользователь может задавать характеристику на каждую скважину. ХВ формируется в ГДМ;

- на нефть и ПНГ влияет группа характеристик и факторов, такие как газосодержание, ВГВ, возвратный газ, учет осложнений призабойной зоны, ГНО и устьевого оборудования на фонде скважин;

- прямой учет эффекта от ВГВ

- выбор категории запасов ВНС для расчета профилей добычи;

- задание запасов в разрезе кустовых площадок. Алгоритм распределения запасов по скважинам с учетом скважин ППД с отработкой на нефть и скважин уплотняющего бурения;

Рассматриваются основные направления работы и достижения образовательного проекта «Губкин цифра», стартовавшего в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в 2020 году. Проект направлен на разработку современных инструментов цифрового обучения – тренажёров виртуальной и дополненной, виртуальных экскурсий, мобильных учебных приложений. Мобильные учебные приложения предназначены для имитации учебных лабораторных работ и являются оригинальной разработкой для высшей школы. В статье раскрыт общий принцип построения учебных приложений, показана область их применения в учебном процессе.