Внедрение инструментов производственной системы стало крайне популярным явлением. Большинство эффективно развивающихся компаний рассматривают эту возможность как реальный инструмент повышения производительности, роста эффективности и снижения издержек. Среди специалистов, которые давно занимаются развитием производственных систем, существует мнение, что необходима критичная трансформация стандартной модели автомобильного конвейера к конкретному виду деятельности. Эта трансформация должна быть настолько глубокой, насколько конкретный процесс отличается от базовой модели.

В статье приведен пример внедрения принципов и ряда инструментов производственной системы в работу научно-исследовательской лаборатории АО «ВНИИнефть». Рассмотрены основные элементы и стандартные инструменты, дан критический анализ их применимости. Предложены видоизмененные инструменты, более соответствующие, по мнению автора, научно-исследовательской деятельности. Представлены примеры конкретных реализованных мероприятий, доказавших на практике свою состоятельность. Форма некоторых из них заимствована из практик смежных подразделений, некоторые реализованы в рамках процесса постоянных улучшений. Отдельно отмечен ряд реализованных проектов, которые позволили существенно повысить ценность для заказчика, т.е. были реализованы новые цепочки создания ценности, при этом они оказались новыми и для исполнителя, что является инновацией, не совсем типичной для практики бережливого производства. Тем не менее, по мнению автора, кардинальное изменение процесса для создания дополнительной или новой ценности должно являться обязательной частью процесса бережливого производства, особенно в области научно-исследовательских работ.

Список литературы

1. Тайити О. Производственная система «Тойоты». Уходя от массового производства. – М.: Ин-т комплексных стратегических исследований, 2008. – 194 c.

2. Вумек Дж. П., Джонс Д. Бережливое производство. Как избавиться от потерь и добиться процветания вашей компании. – М.: ООО «Альпина Паблишер», 2013. – 472 c.

3. Ротер М. , Шук Дж. Учитесь видеть бизнес-процессы: Практика построения карт потоков создания ценности. – М.: ООО «Альпина Паблишер», 2016. – 136 c.

В статье на примере отложений бассейна Кыулонг, расположенного на южном шельфе Социалистической Республики Вьетнам, рассмотрен опыт комплексирования результатов седиментационного моделирования с уже устоявшимися методами интерпретации данных сейсморазведки (инверсия, сейсмофациальный анализ), а также реализации решений, принятых по итогам этого комплексирования. Вкратце рассмотрены особенности седиментации бассейна, повлиявшие на расположение источников сноса обломочного материала и пути его транзита. Отмечено, что полученные результаты моделирования седиментационных процессов уверенно подтверждают основные концепции формирования осадочного чехла бассейна и ключевых трендов фациальной зональности в целевом интервале – от нижнего олигоцена до нижнего миоцена включительно. Дано описание наиболее интересных деталей и закономерностей, выявленных в результате моделирования процесса седиментации. Выполненная несколько позже полноволновая инверсия сейсмических данных в свою очередь позволила заметно детализировать фациальный прогноз в районе работ: удалось оконтурить геологическое тело, вытягивающееся вдоль палеосклона бассейна, которое ранее картировалось по результатам седиментационной модели. Таким образом, продемонстрирован успешный пример прогнозирования трендов путей переноса обломочного материала, который подтвердился независимыми результатами сейсмофациального анализа. По результатам прогноза пробурена разведочная скважина, которая подтвердила прогнозные модели распространения фильтрационно-емкостных свойств. Сделан вывод, что совместное использованию данных сейсморазведки и динамического седиментационного моделирования обеспечивают высокую достоверность геологического прогноза. Это свидетельствет о большом потенциале к увеличению достоверности оценок развития фильтрационно-емкостных свойств за счет совмещения таких независимых методов исследования, как сейсморазведка и седиментационное моделирование, вплоть до выявления новых поисковых объектов.

Список литературы

1. Einsele G. Sedimentary Basins. Evolution, facies and sediment budget: - Berlin Heidelberg: Springer-Verlag, 1992. - 628 р.

2. Шахов П.А., Десятникова А.Э., Березовская Е.А. Возможности седиментационного моделирования различного масштаба на примере участков южного шельфа Вьетнама // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 1. – С. 36–39. - DOI: 10.24887/0028-2448-2022-1-36-39

3. Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых месторождений СП «Вьетсовпетро» / Ле Вьет Хай, Ты Тхань Нгиа, М.М. Велиев. - СПб: Недра, 2016. – 524 с.

4. Месторождение Белый Тигр: от истории освоения до перспектив разработки / С.И. Кудряшов, Ле Вьет Хай, Фам Суан Шон [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021 .– № 6. – С. 6–14

5. Nguyen Du Hung, Hung Van Le, Hoan Vu JOC. Hydrocarbon Geology of Cuu Long Basin - Offshore Vietnam // Proceedings of AAPG International Conference. – Barcelona. - 2003. - September 21-24. - Article no. 90017.

6. Tectono-stratigraphic Framework and Tertiary Paleogeography of Southeast Asia: Gulf of Thailand to South Vietnam Shelf / R.C. Shoup, R.J. Morley, T. Swiecicki, S. Clark // AAPG International Conference and Exhibition. – 2012. Singapore, September 16–19, AAPG©2012

7. John Jong, Kessler F.-L. The south China Sea: Sub-basins, regional unconformites and uplift of the peripheral mountain ranges since the Eocene // Berita Sedimentologi. Indonesian journal of sedimentary geology. – 2016. – № 35. – P. 5–54.

8. Structure stratigraphyand petroleum geology of SE Nam Con Son Basin, offshore Vietnam / S.J. Matthews, A.J. Fraser, S. Lowe [et al] // Petroleum Geology of SoutheastAsia. Geological Society. – 1997 – Vol. 126, – P. 89–106. - DOI:10.1144/GSL.SP.1997.126.01.07

Поиск, разведка и обеспечение прироста запасов нефти и газа являются одними из самых главных задач, стоящих перед нефтегазовой отраслью. Прирост запасов может быть обеспечен как за счет открытия новых месторождений, так и за счет доразведки существующих. Уникальное месторождение Белый Тигр открыто и введено в эксплуатацию в 1975-1986 гг. и в настоящее время находится на четвертой стадии разработки. Основным объектом с начала разработки и по сей день является фундамент. В сложившейся ситуации актуальная задача заключается в доразведке месторождения и поиске зон для бурения новых скважин и боковых стволов.

В статье предложена концепция локальных поднятий для локализации остаточных запасов нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр. Особое внимание уделено структурным элементам, прослеживаемым по сейсмическим данным. Это позволило построить детализированную структурную карту по кровле фундамента и выявить локальные поднятия (положительные структуры небольших размеров, которые являются частями одной крупной структуры) выступа фундамента, к которому приурочено месторождение Белый Тигр. Отмечена важность детальной сейсмической интерпретации как на этапе ввода месторождения в эксплуатацию, так и на завершающих стадиях разработки месторождения. На выявленные локальные поднятия успешно пробурены скважины, которые подтвердили концепцию локальных поднятий. Всего выявлено 21 локальное поднятие, проведено ранжирование по величине начальных геологических запасов. На 5 наиболее перспективных из этих поднятий предложено пробурить скважины в ближайшее время. Ввод новых скважин на эти локальные поднятия позволит поддерживать текущие уровни добычи на месторождения Белый Тигр.

Список литературы

1. Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.01.2017 г. – Вунгтау: СП «Вьетсовпетро», 2017.

2. Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых месторождений СП «Вьетсовпетро» / Ле Вьет Хай, Ты Тхань Нгиа, М.М. Велиев [и др.]. – С.-Пб: Недра, 2016. – 524 с.

Наличие каверн в карбонатном коллекторе существенно влияет на процессы фильтрации. Пористость такого коллектора может быть невелика (менее 5 %), при этом проницаемость может достигать десятков миллидарси, что не учитывается «традиционными» петрофизическими зависимостями проницаемости от общей пористости. Рассмотрены две петрофизические модели для двух месторождений. Для одного месторождения использовалась модель Wyllie-Rose, в которой проницаемость зависит от общей пористости и остаточной водонасыщенности. В модели Wyllie-Rose коэффициенты в уравнении подбирались опытным путем, чтобы максимально соответствовать результатам исследования керна. По сравнению с ранее использованной «традиционной» зависимостью, модель Wyllie-Rose не только учитывает проницаемость в зоне низкой пористости, но и лучше описывает фактические значения во всем интервале ее изменения. Данная модель затем использовалась для построения куба проницаемости непосредственно в фильтрационной модели. Для второго месторождения применялась модель с непосредственным выделением каверновой составляющей пористости (по данным геофизических исследований скважин (ГИС)), проницаемость зависит от общей и каверновой пористости. Каверновая составляющая пористости, полученная из данных ГИС, при построении геологической модели распространялась по тем же принципам, что и общая пористость. Проницаемость рассчитывалась на основе зависимости от двух переменных и передавалась в виде исходных данных для фильтрационной модели.

Показано, что использование «традиционной» зависимости в качестве исходных данных приводит к необходимости существенной модификации фильтрационной модели. Такая фильтрационная модель не обладает достаточной прогнозной способностью, так как поле проницаемостей модифицировалось локально, что обусловливало и существовал степень необпределенности. Использованиемодели, в частности, зависимости Wyllie-Rose сократить число применяемых локальных модификаторов проницаемости и на порядок сократить медианное значение используемых множителей вертикальной проводимости. Таким образом, куб проницаемости по модели Wyllie-Rose позволяет более достоверно воспроизводить фактические показатели эксплуатации скважин. На основе полученной модели проведен рестроспективный анализ результатов ввода семи новых скважин и двух боковых стволов в 2021-2022 гг. Модель показала хорошую качественную и количественную сходимость и была принята для дальнейшего прогнозирования уровней добычи по месторождению. Фильтрационную и геологическую модели, полученные на основании петрофизической модели, учитывающей каверновую пористость напрямую, еще предстоит подтвердить фактическими результатами. Построенная фильтрационная модель адаптирована к историческим данным. Определены перспективные точки для бурения скважин в 2023 г.

Список литературы

1. Kolodzie Jr.S. Analysis of Pore Throat Size And Use of the Waxman-Smits Equation To Determine OOIP in Spindle Field, Colorado // SPE-9382–MS. – 1980. – http://dx.doi.org/10.2118/9382-MS

2. Pittman E.D. Relationship of Porosity and Permeability to Various parameters Derived From Mercury Injection—Capillary Pressure Curves for Sandstone // American Association of Petroleum Geologists Bull. – 1992. – V. 76 (2). – P. 191–198.

3. Swanson B.F. A Simple Correlation Between Permeabilities and Mercury Capillary Pressures // J. Pet Technol. – 1981. – V. 33(12). – P. 2498-2504. SPE-8234-PA. http://dx.doi.org/10.2118/8234-PA

4. Lucia F.J., Kerans C., Jennings, J.W. Carbonate reservoir characterization // Journal of Petroleum Technology. – 2003. – V. 55(06). – P.70–72. – https://doi.org/10.2118/82071-JPT

5. Watfa M., Youssef F.Z. An improved technique for estimating permeability in carbonates // SPE-15732-MS. - 1987, https://doi.org/10.2118/15732-MS

6. Wylle M.R.J, Rose W.D. Some Theoretical Considerations Related to the Quantitative Evaluation of the Physical Characteristics of Reservoir Rocks from Electrical Log Data // J. Pet. Technol. – 1950. – April. – P. 105–118. - https://doi.org/10.2118/950105-G

Рассмотрены подходы к проведению ремонтно-изоляционных работ для снижения обводненности продукции добывающих скважин на Западно-Хоседаюском месторождении Центрально-Хорейверского поднятия. Месторождение характеризуется повышенной вязкостью нефти (12-13 мПа∙с) и средней пластовой температурой 70 °С. Основным продуктивным объектом является карбонатный пласт D₃fmIII, со смешанной смачиваемостью и высокой минерализацией воды (до 210 кг/м³). Результаты анализа разработки и промысловых исследований показали, что для многих скважин наблюдается рост обводненности вследствие подтягивания конуса подошвенной воды, в том числе по высокопроницаемым кавернозным участкам пласта. Для решения проблемы конусообразования рассмотрены композиции на основе полимеров и неорганических компонентов. Для проведения работ выбраны термотропные гелеобразующие составы на основе неорганических солей алюминия, гелеобразование которых протекает в результате разложения вспомогательного компонента - карбамида в пластовых условиях с образованием прочного гелевого экрана. Проведен анализ физико-химических свойств выбранных составов. Фактор остаточного сопротивления по воде (относительное снижение подвижности после образования геля) составил от нескольких единиц (для неоднородной среды, насыщенной нефтью) до 3-4 тыс. (для высокопроницаемых каналов фильтрации). Определены основные параметры для моделирования устойчивости гелевых экранов и их проницаемости для воды и нефти. Полученные лабораторные данные использованы для расчетов предельного перепада давления и режима работы с использованием аналитических методик, а также линейных и радиальных односкважинных гидродинамических моделей.

В 2019 - 2021 г. на Западно-Хоседаюском месторождении выполнено 17 операций для изоляции притока подошвенной воды из пласта D₃fmIII. Выбор скважин-кандидатов проводился на основании анализа неоднородности геологических данных по скважинам, а также с использованием диагностических графиков. Работы проводились через специальные отверстия в подошвенной части пласта. Объем закачки составлял от 350 до 500 м³. В большинстве скважин после проведения изоляционных работ наблюдалось снижение обводненности, накопленная дополнительная добыча нефти составила 106 тыс. т., средний удельный прирост дебита нефти – 18,1 т/сут. Полученные результаты свидетельствуют о перспективности применения предложенной схемы работ на других месторождениях с подобными свойствами.

Список литературы

1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1981. – 232 с.

2. Земцов Ю.В. Развитие и совершенствование ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. – СПб.: Недра, 2014. – 319 c.

3. Kabir H. Chemical Water & Gas Shutoff Technology – An Overview // SPE-72119-MS. – 2001. - DOI: 10.2118/72119-MS

4. Байкова Е.Н., Муслимов Р.Х. Опыт применения технологий ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ в трещиноватых карбонатных коллекторах // Георесурсы. – 2016. – Т. 8. - №3 Ч.1 – С. 175-185. - DOI: 10.18599/grs.18.3.6

5. Development of Approach to Modelling Complex Structure Carbonate Reservoirs using Example of the Central Khoreyver Uplift Fields / E V. Yudin, R.D. Bagmanov, M.M. Khairullin [et al.] // SPE-187811-MS. – 2017. - DOI: 10.2118/187811-MS

6. Федоров К.М., Печерин Т.Н. Сравнительная эффективность методик диагностики причин обводнения продукции // Известия вузов. Нефть и газ. – 2009. - №4. – С. 49–58.

7. Yortsos Y.C., Choi Y., Shah P.C. Analysis and Interpretation of the Water-Oil Ratio in Waterfloods // SPE-38869-MS. – 1997. - DOI: 10.2118/38869-MS

8. Vasquez J., Curtice R. A Shallow-Penetration Polymer Sealant for Water and Gas Control: Case Histories and Lessons Learned After More Than 250 Well Interventions // SPE-174276-MS. – 2015. - DOI: 10.2118/174276-MS

9. Mitigation of Formation Damage Caused by Chemical Overdosing in Water Shut-Off Treatments / I. Lakatos, G. Szentes, M. Toro [et al.] // SPE-199292-MS. – 2020. - DOI: 10.2118/199292-MS

10. Portwood J.T. The Kansas Arbuckle Formation: Performance Evaluation and Lessons Learned From More Than 200 Polymer-Gel Water-Shutoff Treatments // SPE-94096-MS. – 2005. - DOI: 10.2118/94096-MS

11. Water Shutoff and Zonal Isolation for High Permeability Depleted Reservoir Using Organically Crosslinked Polymer Sealant System / N. Al-Azmi, S. Al-Sabea, A.-E. Abdullah [et al.] // SPE-201577-MS. – 2020. - DOI: 10.2118/201577-MS

12. Application of Specially Designed Polymers in High Water Cut Wells- A Holistic Well-Intervention Technology Applied in Umm Gudair Field, Kuwait / A. A. Al-Azmi, T.A. Al-Yaqout, D.Y. Al-Jutaili [et al.] //– SPE-200957-MS. – 2021. – DOI: 10.2118/200957-MS

13. Алтунина Л.К. Физико-химические технологии с применением золей, гелей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов // Георесурсы. – 2014. – № 4(59). – С. 20–27.

14. Макаршин С.В. Оценка возможностей применения гелей на основе солей алюминия для регулирования фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах / С.В. Макаршин, Т.С. Рогова, Ю.А. Егоров [и др.] // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2016. – Вып. 155. – С. 22–36.

15. Подходы к решению задач по повышению эффективности ремонтно-изоляционных работ / И.З. Муллагалин, В.А. Стрижнев, А.Т. Хамитов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 12. – С. 31–37.

Рассмотрен процесс оценки применимости и планирования закачки воды со сниженной минерализацией для увеличения нефтеотдачи на месторождениях Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП). Нефть рассматриваемых объектов характеризуются повышенной вязкостью (6-7 мПа∙с). Применение химических реагентов для вытеснения нефти в указанных условиях осложняется высокими минерализацией пластовой воды (до 210 кг/м³)и пластовой температурой (70 °С).

В мировой практике имеется ряд примеров применения воды со сниженной или модифицированной минерализацией для увеличения нефтеотдачи из карбонатных пластов, однако отсутствует общепринятый единый механизм для описания процесса мобилизации нефти. По результатам фильтрационных экспериментов на пластовых кернах ЦХП показано, что прирост коэффициента довытеснения нефти на керне от закачки низкоминерализованной воды составляет от 1 до 10 % по сравнению с пластовой водой. Проведена адаптация линейных гидродинамических моделей. Построены секторные модели для прогнозирования технологического эффекта. Выполнена оценка совместного применения низкоминерализованной воды и полимерных реагентов. Проведены эксперименты с целью определения коэффициента довытеснения нефти растворами полимера в воде различной минерализации. Показано, что сочетание полимеров и воды со сниженной минерализацией может при благоприятных условиях обеспечить прирост коэффициента вытеснения до 15 % в зонах, полностью промытых закачиваемым агентом.

В декабре 2020 г. на нагнетательной скважине Висового месторождения начата опытная закачка воды из юрского горизонта со сниженной минерализацией (8-9 кг/м³) вместо подтоварной (180-210 кг/м³). При продолжительной закачке отмечено снижение минерализации добываемой воды на 20-40 % в некоторых скважинах, что позволило оценить объем зоны пласта, охваченной заводнением и повысить прогностическую способность гидродинамической модели. Ожидаемая технологическая эффективность закачки низкоминерализованной воды на Висовом месторождении – прирост коэффициента извлениения нефти около 1 % к 2033 г. Потенциальный эффект от совместного применения агента для контроля подвижности (полимера) и низкоминерализованной воды предполагает возможность получения дополнительной добычи от 22 до 44 т нефти/ т полимера.

Список литературы

1. Selection of Effective Surfactant Composition to Improve Oil Displacement Efficiency in Carbonate Reservoirs with High Salinity Formation Water / A. Kornilov, A. Zhirov, A. Petrakov [et al.] // SPE-196772-MS. – 2019. - DOI: 10.2118/196772-MS

2. Проектирование опытно-промышленных работ по оценке эффективности ПАВ-полимерного заводнения при помощи односкважинных трассерных исследований / Д.С. Круглов, А.Е. Смирнов, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. - №12. – С. 102-106. - DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-102-106

3. Fathi S.J., Austad T., Strand S. Water-Based Enhanced Oil recovery (EOR) by “Smart Water” in Carbonate Reservoirs // SPE-154570-MS. – 2012. – DOI:10.2118/154570-MS

4. Fathi S.J., Austad T., Strand S. Water-Based Enhanced Oil Recovery (EOR) by "Smart Water": Optimal Ionic Composition for EOR in Carbonates // Energy & Fuels. – 2011. - V. 25(11). – P. 5173-5179. - DOI: 10.1021/ef201019k

5. Zhang P., Austad T. Wettability and oil recovery from carbonates: Effects of temperature and potential determining ions // Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects. – 2006. – V. 279. – P. 179-187. - DOI: 10.1016/j.colsurfa.2006.01.009

6. Shariatpanahi S.F., Strand S., Austad T. Evaluation of water-based enhanced oil recovery (EOR) by wettability alteration in a low-permeable fractured limestone oil reservoir // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 5997–6008. - DOI: 10.1021/ef100837v

7. Smart Waterflooding: Industry’s First Field Test in Carbonate Reservoirs / A.A. Yousef, J.S. Liu, G.W. Blanchard [et al.] // SPE 159526. – 2012. - DOI: 10.2118/159526-MS

8. Применение технологии SWCTT для оценки эффективности заводнения низкоминерализованной водой карбонатного пласта Харьягинского месторождения / Ю.А. Келлер, А.А. Усков, А.Н. Кривогуз [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. - №7. – С. 109-113. - DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-109-113

9. Practical Application of Flow Diversion Techniques for Development of Fractured Carbonate Reservoirs / A. Chorniy, I. Khodakov, D. Popov [et al.] // – SPE-196855-MS. – 2019. - DOI: 10.2118/196855-MS

10. Injection of Low-Salinity Water as an Integral Part of Enhanced Oil Recovery Programmes for Carbonate Formations of the Central-Khoreiver Uplift Oilfields / A.V. Kornilov, I.V. Tkachev, A.V. Fomkin [et al.] // SPE-206433-MS. – 2021. - DOI: 10.2118/206433-MS

11. Shakeel M., Pourafshary P., Hashmet M.R. Hybrid Engineered Water-Polymer Flooding in Carbonates: A Review of Mechanisms and Case Studies // App. Sci. – 2020. – № 10 (6087). - DOI: 10.3390/app10176087

Коэффициент вытеснения и динамика вытеснения нефти являются важными параметрами, определяющими эффективность добычи нефти. В соответствии с отраслевым стандартом данные параметры определяются путем проведения фильтрационных экспериментов по вытеснению нефти водой, либо другими рабочими агентами (растворами ПАВ, полимеров, микроэмульсиями и др.) из модели пористой среды. В течение эксперимента с заданной периодичностью проводится отбор проб фильтрационной продукции и визуально измеряется объем нефти в пробах. По окончании фильтрационного эксперимента на приборе Закса определяется водонасыщенность модели породы, что позволяет рассчитать конечный коэффициент вытеснения. Практический опыт показывает, что в случае вытеснения легких нефтей обеспечивается высокая сходимость результатов визуального (объемного) и расчетныого (по прибору Закса) методов. Однако при исследовании тяжелых вязких нефтей, способных образовывать устойчивые эмульсии с водой, визуальное определение коэффициента может сопровождаться погрешностями, превышающими измеряемую величину. Столь значительные ошибки определения количества нефти в пробах приводят к невозможности точного установления относительной динамики выхода нефти в течение эксперимента, особенно в случае последовательного вытеснения нефти различными рабочими агентами. Для устранения данной проблемы предложен простой и точный метод определения количества нефти в фильтрационной продукции. Метод основан на выполнении правила объемной аддитивности для плотности растворов нефти в хлороформе. Представленная методика не требует использования дорогостоящего оборудования и может применяться в обычной нефтяной лаборатории, оборудованной аналитическими весами и электронным денсиметром (плотномером). В статье подробно изложены экспериментальные особенности методики и ее основные метрологические характеристики, соответствующие критериям линейности, правильности и внутрилабораторной прецизионности при определении как тяжелой, так и легкой нефти в присутствии пластовых вод широкого диапазона минерализации. Представленная методика успешно апробирована для определения динамики выхода нефти в шести фильтрационных экспериментах. Показана высокая сходимость результатов с расчетными значениями коэффициента вытеснения по данным прибора Закса.

Список литературы

1. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях // Стандарт предприятия АО «ВНИИнефть». – М.: АО «ВНИИнефть», 2017. – 26 с.

2. Comparative analysis of experimental methods for quantification of small amounts of oil in water / K. Katika, M. Ahkami, P.L. Fosbol, [et al.] // J. Petrol. Sci. – 2016. – V. 147. – P. 459–467. - DOI: 10.1016/j.petrol.2016.09.009

3. An innovative method for the quantification of small amounts of crude oil in water using a multi-wavelength separation analyzer / P.M. Rendel, S. Mohammadkhani, A.E. Jensen, K.L. Feilberg // J. Petrol. Sci. Eng. – 2021. – V. 200. - DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108388

4. Метрологические основы аналитической химии / Под ред. Т.Н. Шеховцовой, А.В. Гармаш, Н.М. Сорокина - 4-е изд. - М.: Изд-во МГУ, 2017. - 51 с.

Эффективность газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) подтверждена многочисленными лабораторными и промысловыми экспериментами. Однако широкий спектр пластовых условий, характеристик и свойств добываемых и закачиваемых флюидов, технологий закачки наряду с большим разнообразием исследовательских методик приводит к трудностям при попытке сопоставить между собой результаты, полученные разными авторами для различных месторождений.

В статье рассмотрен актуальный вопрос совершенствования методики фильтрационных экспериментов по вытеснению нефти газом на моделях пласта – слим-трубках. В исследованиях, выполненных разными авторами, варьируются геометрические параметры моделей, скорости фильтрации флюидов и другие характеристики экспериментов, влияющие на конечный результат. Проведен сравнительный анализ ряда методик с целью определения возможности и корректности сравнения их результатов. Выявлены ключевые особенности экспериментальных исследований по определению минимального давления смесимости нефти с газом (ММР) и подбору оптимального состав газа при заданных термобарических условиях (ММЕ), оптимизирован порядок их выполнения. В случае тяжелых нефтей особое внимание следует уделять процессам отбора проб нефти и их стабильности при смешивании с газом закачки. Важным условием проведения фильтрационных экспериментов на больших скоростях фильтрации является достижение стабильности процесса вытеснения нефти, т.е. нивелирования гравитационных и вязкостных сил, что выражается в использовании слим-трубки длиной более 12 м. Кроме того, увеличение длины слим-трубки снижает погрешность эксперимента за счет увеличения объема флюидов. Рассмотрены два подхода: с соблюдением пластовых скоростей фильтрации при использовании короткой модели слим-трубки (длиной 6 м) и вытеснение с повышенными скоростями на модели увеличенной длины (18 м). Показана воспроизводимость конечных результатов вытеснения, которая свидетельствует о достижении стабильности процесса вытеснения нефти в обоих случаях.

Список литературы

1. Perkins T.K., Johnston O.C. A review of diffusion and dispersion in porous media // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1963. – V. 3(01). – P. 70-84. - DOI:10.2118/480-PA

2. The relationship between SARA fractions and crude oil stability / S. Ashoori, M. Sharifi, M. Masoumi, M.M. Salehi // Egypt. J. Pet. – 2017. – V. 26. – P. 209−213. – DOI:10.1016/j.ejpe.2016.04.002

3. Ekundayo J.M., Ghedan S.G. Minimum miscibility pressure measurement with Slim tube apparatus – how unique is the value? // SPE-165966-MS. – 2013. – DOI:10.2118/165966-MS

4. Flock D.L., Nouar A. Parametric analysis on the determination of the minimum miscibility pressure in slim tube displacements // Journal of Canadian petroleum technology. – 1984. – V. 23. – Р. 80–88. - DOI:10.2118/84-05-12

5. Пат. №209988 РФ. Система для определения свойств переходной зоны при смешивающемся вытеснении нефти газом / Ю.А. Егоров, А.М. Петраков; заявитель и патентообладатель АО "ВНИИнефть". - № 2020143731; заявл. 29.12.2020; опубл. 24.03.2022.

Перспективность химических методов увеличения нефтеотдачи в настоящее время обусловлено как ухудшением структуры запасов зрелых нефтяных месторождений, так и развитием химической промышленности, которая способна предоставить решение актуальных проблем нефтегазового сектора. Первоначальный выбор композиций для повышения нефтеотдачи включает эксперименты по оценке физико-химических свойств: вязкости, межфазного натяжения на границе с нефтью и др. Эти параметры определяют в условиях, приближенных к пластовым. На следующем этапе лабораторного подбора химической композиции проводятся фильтрационные эксперименты с целью оценки эффективности вытеснения нефти выбранной химической композицией. Данные эксперименты могут проводиться на насыпных моделях пласта, модельных кернах-аналогах, а также на одиночных кернах или составных керновых колонках из образцов, отобранных из целевого пласта месторождения. В результате уточняется характер взаимодействия выбранной композиции с нефтью и породой в условиях, приближенных к пластовым. Результаты фильтрационных экспериментов (прирост коэффициента вытеснения, характерные градиенты давления при фильтрации) являются основой для принятия решений о дальнейшем внедрении конкретного МУН на месторождении. Однако необходимо учитывать, что данные эксперименты имеют высокую степень неопределенности из-за сложных процессов, происходящих в поровой среде при фильтрации растворов химических агентов и нефти, а также из-за наличия ряда параметров, которые невозможно измерить напрямую в ходе выполнения эксперимента.

В статье рассмотрены особенности создания и адаптации линейных моделей фильтрационных экспериментов, выполняемых для оценки технологической эффективности ПАВ-полимерных композиций. Целью построения линейной модели фильтрационного эксперимента является повышение точности прогнозирования эффективности выбранной технологии путем снижения степени неопределенности при интерпретации результатов фильтрационного эксперимента. Снижение степени неопределенности достигается путем воспроизведения основных параметров эксперимента в линейной гидродинамической модели. Параметры линейной модели настраиваются путем адаптации расчетных параметров к фактическим данным эксперимента. Свойства химических реагентов, оцененные на адаптированной линейной модели, используются при дальнейших расчетах для прогнозирования эффективности исследуемой технологии.

Список литературы

1. Planning of Pilot Injection of Surfactant-Polymer Composition to Improve Oil Recovery from Carbonate Reservoir of Kharyaga Oilfield and Evaluation of the Results / Y.M. Trushin, A.S. Aleshchenko, O.N. Zoshchenko [et al.] // SPE-206420-MS. – 2021. – DOI: https://doi.org/10.2118/206420-MS.

2. Проектирование опытно-промышленных работ по оценке эффективности ПАВ-полимерного заводнения при помощи односкважинных трассерных исследований / Д.С. Круглов, А.Е. Смирнов, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. - № 12. – С. 102-106. - DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-102-106

3. Hu Guo, Ma Dou, Wang Hanqing. Review of Capillary Number in Chemical Enhanced Oil Recovery // SPE-175172-MS. - 2015. – DOI: https://doi.org/10.2118/175172-MS.

4. Подбор технологии увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов Центрально-Хорейверского поднятия с использованием ПАВ-полимерных композиций/ А.М. Петраков, Т.С. Рогова, С.В. Макаршин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 66-70. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-1-66-70

5. Selection of Effective Surfactant Composition to Improve Oil Displacement Efficiency in Carbonate Reservoirs with High Salinity Formation Water / A. Kornilov, A. Zhirov, A. Petrakov [et al.] // SPE-196772-MS. – 2019. – DOI: https://doi.org/10.2118/196772-MS.

6. Sorption isotherms: a review on physical bases, modeling and measurement / G. Limousin, J.P. Gaudet, L. Charlet [et al.] // Applied Geochemistry. – 2006. – № 22(2). – P. 249–275. – DOI: https://doi.org/10.1016/j.apgeochem.2006.09.010

Программная роботизация в Группе компаний «Зарубежнефть» активно внедряется с 2020 г. в рамках направления цифровой трансформации. Для решения задач повышения оперативной эффективности в периметре АО «Зарубежнефть» сформировано два центра компетенций по программной роботизации: в АО «ВНИИнефть» (для роботизации производственных процессов) и ООО «Нестро» (для роботизации учетных процессов). На первом этапе, в 2020-2021 гг., выбрана платформа для создания программных роботов – Robin (проект внесен в реестр отечественного программного обеспечения). Проведена успешная апробация возможностей программной роботизации на пилотных производственных процессах корпоративного центра с привлечением центра компетенции АО «ВНИИнефть». На втором этапе, в 2021-2022 гг., выполнена роботизация 10 процессов для корпоративного центра с общей экономией трудозатрат 235 человко-ч/мес. Кроме этого, роботизировано 8 учетных процессов в периметре АО «ВНИИнефть», с общей экономией трудозатрат 104 человеко-ч/мес. Ожидается, что высвободившееся время сотрудники смогут использовать для решения творчесих, а не рутинных задач. Срок окупаемости разработки одного робота составляет до 6 мес. В настоящее время выполняется переход на третий этап с тиражированием опыта программной роботизации в дочерних обществах АО «Зарубежнефть». В рамках выполнения третьего этапа в АО «ВНИИнефть» разрабатывается программная инфраструктура, позволяющая создавать и контролировать работу программных роботов с использованием Open Source технологий. Данных подход позволит уйти от использования лицензионной платформы и обеспечит более гибкую функциональность разрабатываемых роботов, не ограниченную фиксированным набором инструментов существующей платформы. Данная инфраструктура в том числе позволит интегрировать ранее разработанных программных роботов на Robin. Таким образом, реализация системы программной роботизации в Группе Компаний «Зарубежнефть» позволяет значительно снизить затраты на обработку информации, повысить продуктивность и качество роботизируемых процессов.

В Группе Компаний «Зарубежнефть» с 2019 г. активно развивается направление цифровой трансформации. Задачами цифровой трансформации решаются за счет применения инновационных технологий и решений в направлениях деятельности, в том числе посредством реализации концепции «Цифровое месторождение». В рамках данной концепции формируется цифровая экосистема с реализацией принципов унификации используемого программного обеспечения (ПО), их централизации и создания линеек по сегментам деятельности. Одним из первых программных продуктов, разрабатываемых на программной инфраструктуре АО «ВНИИнефть» с применением методов машинного обучения и анализа больших данных, является виртуальный расходомер для СП «Вьетсовпетро». В рамках проекта разработан алгоритм работы с Big Data, который позволяет повысить оперативность реагирования на изменение дебитов жидкости и уменьшить их потери за счет оперативного мониторинга данных «с устья». В качестве основы алгоритма рассмотрены модели машинного обучения. Выполнены сбор и анализ данных с месторождения СП «Вьетсовпетро», обзор подходов и методик машинного обучения, обработка больших данных и формирование моделей с помощью библиотек языка программирования Python. Проработан механизм автоматизации сбора и фильтрации исходных данных. Протестированы различные типы моделей машинного обучения для решения задачи регрессии. Выполнена доработка программной инфраструктуры для автоматического дообучения моделей виртуального расходомера при получении новых данных. Уникальность предлагаемого подхода заключается в том, что кроме устьевых параметров учитываются плстовые, которые оперативно не замеряются. Погрешность прогнозирования дебита жидкости с помощью прототипа виртуального расходомера не превышает 10 м³/сут, что является достаточным для оперативного реагирования на изменения дебитов скважин СП «Вьетсовпетро». Таким образом, реализация концепции «Цифровое месторождение» в Группе Компаний «Зарубежнефть» позволяет повысить скорость обработки информации, улучшить качество планирования и повысить экономическую эффективность разработки месторождений.

Список литературы

1. Heddle R., Foot J., Rees H. ISIS Rate&Phase: Delivering Virtual Flow Metering for 300 Wells in 20 Fields // SPE-150153-MS. - 2012. - DOI:10.2118/150153-MS

2. Gobel D., Briers J., Yee Men Chin. Architecture and Implementation of an Optimization Decision Support System // Proceedings of International Petroleum Technology Conference, Beijing, China, March 2013. - DOI:10.2523/IPTC-17009-MS

В статье рассмотрены возможности и результаты опытно-промысловых испытаний передового отечественного прибора импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа – АИНК-ПЛ, созданного в рамках соглашения о сотрудничестве ПАО «НК «Роснефть» и ГК «Росатом» (ФГУП «ВНИИА»). Данная разработка является прорывом в области высокотехнологичных геофизических исследований скважин, так как созданный прибор серии АИНК-ПЛ не только сопоставим с новейшими зарубежными разработками последних лет, но и превосходит по конструкционным решениям ведущие аналоги. Благодаря двухзондовому исполнению и передовому детектору гамма-излучения на основе бромида лантана (LaBr₃) прибор обеспечивает существенные преимущества в качестве, детализации и скорости записи данных, а также получение дополнительных регистрируемых параметров, таких как водородсодержание, сечение захвата тепловых нейтронов, количество органического углерода, показания спектрального гамма-каротажа. В случае обсаженной скважины, АИНК-ПЛ позволяет практически полностью заменить стандартный комплекс геофизических исследований. В настоящее время результаты опытно-промысловых испытаний, подтверждающие работоспособность технологии, получены практически во всех основных нефтегазоносных провинциях Российской Федерации: Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Восточно-Сибирской. Испытания проведены в условиях как терригенных, так и карбонатных отложений со сложным минералогическим составом пород. Успешность опытно-промысловых испытаний прибора обеспечивает технологическую безопасность не только ПАО «НК «Роснефть», но и в целом нефтегазового сервиса Российской Федерации благодаря практически полной локализации производства приборов внутри страны. Планируемое широкомасштабное внедрение прибора в компании позволяет значительно снизить операционные затраты на геофизические исследования скважин, а также существенно повысить рентабельность добычи нефти и газа.

Список литературы

1. Развитие рынка отечественных высокотехнологичных геофизических приборов / И.М. Ракаев, Э.В. Гадельшин, И.А. Ханафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 78-82. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-78-82

2. Нефтесрвисный рынок России: фокус на диверсификацию. – https://vygon.consulting/upload/iblock/b7d/l6ufuw6fwcjkavfffecnconjbbmn1t03/vygon_consulting_OFS_.pd...

3. Развитие методики получения массовых долей химических элементов по результатам проведения геофизических исследований прибором АИНК-ПЛ / М.А. Басыров, Д.А. Митрофанов, И.Р. Махмутов [и др.] // Каротажник. – 2021. – Вып. 8(314). – С. 121–130.

4. Зверев В.И., Хомяков А.С. Новый прибор импульсного нейтронного гамма-спектрометрического каротажа для определения элементного состава горных пород // В сб. Углеводородный потенциал Дальнего Востока. Материалы 6-го научно-практического семинара. – М., 2021. – С. 5.

5. Опыт альтернативного моделирования измерений скважинного прибора импульсного нейтронного гамма-спектрометрического каротажа ИНГК-89С-2 / С.И. Копылов, М.В. Косов, С.Е. Куратов [и др.] // Каротажник. – 2022. – Вып. 3(317). – С. 59–69.

В статье рассматривается актуальная проблема при бурении горизонтальны скважин - наличие зоны непромера у скважинных каротажных приборов. В связи с чем высока вероятность выхода из целевого интервала, и как следствие уменьшение продуктивности скважины. В этих случаях возрастает важность газового каротажа, проводимого станцией геолого-технологических исследований (далее по тексту ГТИ). Метод основан на определении объема и состава газов, содержащихся в промывочной жидкости, поступающей на поверхность из скважины и является прямым методом, в отличие от других видов каротажа, решающих задачу выделения в разрезе скважины продуктивных коллекторов и их насыщения. Результаты газового каротажа в процессе бурения представляют собой информацию о насыщении пластов.

Основное внимание уделено современному опыту применения газового каротажа, как дополнительного источника информации при геонавигации, в сложных геолого-технологических условиях бурения. Рассмотрены примеры оперативного определения вскрытия пласта и нахождения ГНК по данным газового каротажа.

Таким образом показано, что газовый каротаж – актуальный метод исследования скважин, способный снизить неопределённость при проводке горизонтальных скважин.

Список литературы

1. Геофизические исследования скважин / Мартынов В.Г. [и др.]. – М.: Инфра-инженерия, 2009. – 960 с.

2. Лукьянов Э.Е. Исследования скважин в процессе бурения. – М.: Недра, 1977. – 248 с.

3. Померанц Л.И. Газовый каротаж. – М.: Недра, 1982. – 240 с.

4. Тарасова Е.В. Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу // Каротажник. – 2011. – № 10 (208). – С. 10–22.

5. Лукьянов Э.Е. Интерпретация данных ГТИ. – Новосибирск.: Издательский дом «Историческое наследие Сибири», 2011. – 944 с.

6. Haworth J.H., Sellens M., Whittaker A. Interpretation of Hydrocarbon Shows Using Light (C1–C5) Hydrocarbon Gases from Mud-Log Data // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. – V. 69. – 1985. – No. 8. – Р. 1305–1310. – DOI:10.1306/AD462BDC-16F7-11D7-8645000102C1865D

7. Pixler B.O. Formation Evolution by Analysis of Hydrocarbon Ratios // SPE-AIME, Baroid Div. National Lead Co. Journal of petroleum technology. – 1969. – June. – Р. 665–670. – DOI:10.2118/2254-PA

8. Старосельский В.И. Этан, пропан, бутан в природных газах нефтегазоносных бассейнов. – М.: Недра, 1990. – 186 с.

В статье рассмотрены создание и тестирование ансамблевого вероятностного вычислительного инструмента для оперативного прогнозирования дебита скважин на краткосрочный период. В состав ансамбля входят модели, в основе которых лежат такие физико-математические аппараты, как уравнение нестационарной фильтрации, материальный баланс, закон Дарси и модели машинного обучения. После проведения расчетов на каждой модели, их прогнозы объединяются в единый ансамблевый прогноз. Причем каждая из моделей делает прогноз на основе ретроспективной информации о режимах добычи добывающих и нагнетательных скважин. Подход к объединению основан на методе Монте-Карло на Марковских цепях в виде отдельной вероятностной модели с использованием формулы Байеса. При этом статистические веса каждой модели (степень доверия к каждой модели) определяются в виде вероятностного распределения на основе достоверности ретроспективной составляющей прогнозов. Представленные результаты тестирования получены на основе промысловых данных месторождения. Проведено сравнение прогнозов, полученных помощью отдельных моделей и ансамбля, с фактическими данными. Несмотря на наличие недостатков в подходе ансамбля, анализ использования инструмента на фактических данных показал, что предложенный подход имеет меньшую среднюю ошибку при прогнозе и в разы меньшую дисперсию, чем каждая модель ансамбля в отдельности. Прогнозы выполнялись на краткосрочный период (от 30 до 90 сут). Дискретизация расчетов во времени составила 1 сут. Среднее значение относительной ошибки по отдельным скважинам для ансамбля по модулю для жидкости составило 2,8 %, для нефти – 5,1 %, в то время как классическая методика прогноза по темпам падения дала ошибку соответственно 24,5 и 24,3 %.

Список литературы

1. Petroleum engineering handbook Volume I / W. Lake [et al.] // Society of Petroleum Engineers. – 2014.

2. Regularization Paths for Generalized Linear Models via Coordinate Descent / J. Friedman [et al.] // Journal of Statistical Software. – 2010. - V. 33. – DOI: 10.1163/ej.9789004178922.i-328.7

3. An Interior-Point Method for Large-Scale L1-Regularized Least Squares / Kim Seung-Jean [et al.] // IEEE Journal of selected topics in signal processing. – 2007. – V. 1. – № 4. - DOI: 10.1109/JSTSP.2007.910971

4. Chen T., Guestrin C. XGBoost: A Scalable Tree Boosting System // Proceedings of the 22nd ACM SIGKDD International Conference on Knowledge Discovery and Data Mining. – 2016. – Р. 785–794. - DOI:10.1145/2939672.2939785

5. Методика прогнозирования темпов падения нефти проектных скважин на основе алгоритма машинного обучения / С.И. Габитова, Л.А. Давлетбакова, В.Ю. Климов [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 4. – С. 69–74. https://doi.org/10.7868/S2587739920040102

6. Ranganathan A. The Levenberg-Marquardt Algorithm. – 2004.

7. A Capacitance Model To Infer Interwell Connectivity From Production and Injection Rate Fluctuations / A.A. Yousef, P.H. Gentil, J.L. Jensen, L.W. Lake // SPE-95322-MS. – 2006. – DOI:10.2118/95322-PA

8. A State-of-the-Art literature review on capacitance resistance models for reservoir characterization and performance forecasting / R. Holanda [et al.] // Energies. – 2018. – Т. 11. – No 12. – doi: 10.3390/en11123368

9. Osvaldo M. Bayesian Analysis with Python. – Packt Publishing, 2018. – 282 p.

В настоящее время нефтяные компании уделяют все больше внимания разработке низкопроницаемых пластов, отчасти это обусловлено истощением запасов нефти в традиционных коллекторах. В статье рассмотрено месторождение N, расположенное в Западной Сибири, на котором ведется разработка низкопроницаемых (менее 10^-3 мкм²) пласов. Эффективность разработки связана с эффективностью поддержания пластового давления, которое обеспечивается закачкой воды. Вода для закачки отбирается из различных источников, вследствие чего ее свойства и качество могут изменяться в широких пределах. Известно, что наличие твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в закачиваемой воде, особенности взаимодействия воды с породой пласта и закачиваемой воды с пластовой могут являться негативными факторами, снижающими эффективность закачки. В статье рассмотрены результаты фильтрационных тестов, в которых использовалась вода с различным содержанием ТВЧ. Анализ результатов экспериментов показал неоднозначность процессов, происходящих в поровой среде, что, возможно, связано с прочностью каркаса и структурой порового пространства, минеральным составом породы и процессами ассоциации частиц. Установлено, что пористая среда кольматируется не только привнесенными ТВЧ, но и частицами породы, которые образуются в результате взаимодействия воды и породы. В связи с этим для эффективной разработки низкопроницаемых пластов предлагается контролировать содержание и размер ТВЧ. Размер должен обеспечивать их свободное прохождение в пористой среде. Кроме того, показано, что мероприятия по восстановлению приемистости нагнетательных скважин с использованием кислотных составов должны учитывать свойства и состав минералов пород призабойной зоны скважин и ТВЧ.

Список литературы

1. Civan F. Near-wellbore formation damage by inorganic and organic precipitates deposition // In: Reservoir Formation Damage. – 2016. – P. 819-842. – https://doi.org/10.1016/b978-0-12-801898-9.00024-2

2. Чепкасова Е.В., Иванов М.Г. Оценка технологической эффективности применения воды в качестве агента вытеснения в условиях низкопроницаемого коллектора // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 2. – С. 82–86.

3. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. – Казань: ФЭН, 2001. – 557 c.

4. Modelling of injection well capacity with account for permeability damage in the near wellbore zone for oilfelds in Western Siberia / S. Boronin, K. Tolmacheva, A. Osiptsov [et al.] // SPE-187806-MS. - https://doi.org/10.2118/187806-MS

5. Физическое моделирование процессов кольматации призабойной зоны скважин среднеботуобинского месторождения. Часть 1. Моделирование отложений кальцита и гипса в пористой среде и способы их удаления / Г.К. Борисов, Э.Р. Ишмияров, М.Е. Политов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 11. – С. 73–80. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2018-11-73-80

6. Kim C., Lee J. Experimental study on the variation of relative permeability due to clay minerals in low salinity water-flooding // J. Pet. Sci. Eng. – 2017. – V. 151. – P. 292–304. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.01.014

7. Волошина А.А., Котенев Ю.А. Физическое моделирование кольматации порового пространства пористой среды низкопроницаемого коллектора //Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 9 (250). – С. 54–58.

8. Wang L. Clay stabilization in sandstone reservoirs and the perspectives for shale reservoirs // Advances in Colloid and Interface Science. – 2020. – V. 276. –  102087. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.01.014

9. Effect of particle content on relative permeabilities in water flooding / X. Yu, Y. Wang, Y. Yang [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 205. – 108856. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108856

10. Impact of fines and rock wettability on reservoir formation damage / A. Al-Yaseri, H. Al Mukainah, M. Lebedev [et al.] // Geophysical Prospecting. – 2016. – V. 64. – P. 860–874. – https://doi.org/10.1111/1365-2478.12379

11. Адаптация технологии обработки призабойной зон скважин Соровского месторождения в условиях солеотложения / А.Е. Фоломеев, И.С. Давиденко, С.А. Вахрушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 124–129. –  https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-124-129

12. Адаптация технологии обработки призабойной зоны скважин для условий низкопроницаемых терригенных коллекторов / А.Е. Фоломеев, А.Р. Хатмуллин, А.А. Имамутдинова [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 8. – С. 77–82.

13. Мониторинг и выбор технологий обработки призабойной зоны на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / В.Н. Гусаков, А.Г. Телин, А.Г. Пасынков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 57–61.

14. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. 3rd ed. – New York: John Willey & Sons LTD Publ., 2000. – 856 p.

В настоящее время при проектировании операций гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах с продольными трещинами используются упрощенные способы моделирования, не учитывающие изменение напряженно-деформированного состояния пласта под влиянием трещин ГРП, созданных на предыдущих стадиях. Важнейшей задачей является совершенствование методологии моделирования дизайна ГРП. В статье приведено сопоставление результатов промысловых исследований геометрии трещины ГРП с результатами моделирования многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, стволы которых пробурены в направлении максимального горизонтального напряжения пласта, с учетом изменения напряженно-деформированного состояния пласта при наличии ранее созданных трещин ГРП. Информация о развитии трещин ГРП в породах, полученная по результатам скважинного микросейсмического мониторинга, представляет в настоящее время определенный интерес ввиду безальтернативности среди методов мониторинга геометрии трещин ГРП в горизонтальных скважинах. Приведены результаты микросейсмического исследования горизонтальной скважины с многостадийным ГРП, полученные на одном из крупных месторождений Западной Сибири. Данные микросейсмического мониторинга использовались для сравнения с результатами математического моделирования в симуляторе гидроразрыва РН-ГРИД. В расчетах геометрии трещин учитывались изменения напряженного состояния пласта, вызванные предыдущими стадиями ГРП. Показано, что распределение проппанта на последующих стадиях ГРП относительно положения фрак-портов практически всегда несимметрично по латерали. Кроме того, существует риск прорыва трещины ГРП в вышележащие интервалы, что не прогнозируется симуляторами, не учитывающими локальное изменение напряженно-деформированного состояния пласта. Показано, что результаты микросейсмического мониторинга могут быть использованы для совершенствования дизайнов ГРП и проектирования разработки месторождений.

Список литературы

1. Исследование технологической эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений / А.В. Мирошниченко, В.А. Коротовских, Т.Р. Мусабиров [и др.] // SPE-206412. – 2021. – https://doi.org/10.2118/206412-MS

2. Опыт проведения микросейсмического мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / А. Митин, К.В. Торопов, А.В. Сергейчев, Р.Р. Муртазин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 23–26.

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

4. Елисеев П.И. Сопоставление результатов моделирования в симуляторе «РН-ГРИД» с промысловыми исследованиями гравитационной дифференциации проппанта в процессе смыкания трещины гидроразрыва в низкопроницаемом коллекторе // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 117–121. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-117-121

5. Корпоративныя симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению / А.А. Ахтямов, ГА. Макеев, К.Н. Байдюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 94–97. – https://doi.org/10 24887/0028-2448-2018-S-94-97

6. Валидация модели трещины гидроразрыва Planar3D, реализованной в корпоративном симуляторе «РН-ГРИД» /А.В. Пестриков, АБ. Пещеренко, М.С. Гребельник, И.М. Ямилев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 46. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-ll-46-50

Повышение энергоэффективности магистрального насоса для перекачки нефти и нефтепродуктов при его эксплуатации является важной научно-технической задачей в связи с большим потреблением электроэнергии гидравлической машиной. Одним из способов повышения коэффициента полезного действия центробежного насоса является совершенствование гидродинамических качеств поверхностей его проточной части. Данный способ относится к перспективным вариантам повышения энергоэффективности насосного оборудования в связи со снижением гидравлических потерь при передаче механической энергии перекачиваемому потоку нефти. Основным преимуществом такого подхода является сохранение конструкции магистрального насоса (не требуется вносить те или иные изменения в конфигурацию проточной части и геометрические параметры рабочих элементов).

В статье рассмотрены результаты исследований свойств различных композитных покрытий, позволяющих повышать эффективность работы насосов при нанесении покрытий на проточные части. Исследования проводились в лабораторных условиях по разработанным методикам ускоренных испытаний. Приведены основные положения методики проведения ускоренных испытаний композитных покрытий для применения на магистральных насосах для перекачки нефти и нефтепродуктов. Методика позволила определить эксплуатационные характеристики композитных покрытий, а также определить расчетным методом прогнозный ресурс покрытий при их нанесении на проточные части магистральных насосов. В результате исследований подтверждено улучшение гидродинамических свойств поверхностей проточных частей магистральных насосов для перекачки нефти и нефтепродуктов. На основании проведенных испытаний дано обоснование целесообразности применения покрытий на проточных частях магистральных насосов для перекачки нефти и нефтепродуктов: при нанесении покрытий на проточные части коэффициент полезного действия магистральных насосов возрастает от 0,27 до 3,7 % в зависимости от типоразмера насоса

Список литературы

1. Деговцов А.В., Соколов Н.Н., Ивановский А.В. О возможности замены литых ступеней ЭЦН при осложненных условиях эксплуатации. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – № 6. – С. 16-20.

2. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Г. Михайлов, В.А. Волгин, Р.А. Ягудин [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2010. – № 12. – С. 20–25.

3. Гребенюк А.Н. Применение новых материалов и деталей в УЭЦН в скважинах с осложненными условиями эксплуатации. // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 10. – С. 36-37.

4. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири. // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 9. – С. 33-39.

5. Лыкова Н.А. Устройства для защиты УЭЦН от осложняющих факторов. // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 5 (44). – С. 19-23.

6. Якимов С.Б. Сепараторы песка для защиты погружных насосов. Текущая ситуация и перспективы применения технологии. // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2014. – № 2. – С. 44–59.

7. Композитные материалы для магистральных насосов системы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / И.А. Флегентов, Д.М. Старшинов, А.Г. Иванов [и др.] // Энергетическая политика. – 2022. – № 11. – С. 30-41. – DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-304-309

8. ISO 12944-1-1998. Защита от коррозии стальных конструкций системами защитных покрытий. Часть 1. Общие положения.

9. ISO 12944-6-1998. Защита от коррозии стальных конструкций системами защитных покрытий. Часть 6. Лабораторные методы тестирования.

10. Рябцев Е.А. Методика критериальной оценки энергоэффективности магистральных насосов. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – № 3. – 2021. – C. 304–309. – DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-304-309

Значительная доля трудозатрат при проведении текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС) приходится на спускоподъемные операции (СПО). Проведение СПО при ТКРС не автоматизировано, и в настоящее время не представляется возможным освободить человека от непосредственного участия в операциях.

В статье рассмотрены способы возможного предотвращения происшествий, связанных с выпадением НКТ из элеватора типа ЭТА при проведении СПО в процессе ТКРС. Выпадение НКТ из элеватора типа ЭТА становится причиной аварий (например, полет колонны НКТ) или несчастных случаев с персоналом. При расследовании часто повторяющихся происшествий при СПО одной из коренных причин выпадения НКТ из элеватора типа ЭТА является принятие ошибочных решений непосредственными участниками СПО, или «человеческий фактор». Применение риск-ориентированного подхода и метода «Диаграмма галстук-бабочка» для отображения причинно-следственных связей в часто повторяющихся происшествиях, связанных с выпадением НКТ из элеватора типа ЭТА при СПО, позволяет выявлять негативные действия, связанные с человеческим фактором, и способствует созданию предупреждающих механизмов для контроля предупреждающих и реагирующих барьеров безопасности. Представлены результаты анализа причин и методов предотвращения выпадения НКТ из элеватора, показан вариант эффективного мероприятия по предотвращению аналогичных происшествий. Для улучшения работы предупреждающих и реагирующих барьеров безопасности, направленных на снижение рисков травмирования и тяжести последствий при выпадении НКТ из элеватора, предложен новый подход к воздействию на персонал нефтесервисных организаций, оказывающих услуги по ТКРС. Подход заключается в проведении практико-ориентированных тренингов, базирующихся на применении тематических шок-тренажеров.

Список литературы

1. Нугаев Р.Я., Шакиров А.Х. Безопасная эксплуатация нефтепромысловых объектов. – М.: Недра, 1990. – С. 125–126.

2. Bow ties risk management: a concept book for process safety/ CCPS. – Hoboken, NJ: John Wiley & Sons, 2018. – 224 p.

3. Сивоконь И.С., Кулагин В.А., Анфимов М.В. Методология формирования целевых программ по предотвращению крупных происшествий на производстве // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 102–105. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-2-102-105

4. Развитие риск-ориентированного подхода к управлению системой охраны труда и промышленной безопасности // М.В. Анфимов, В.А. Маркеев, И.С. Сивоконь, С.В. Толсторожих // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 118-122. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-3-118-122 

5. Анфимов М.В., Сивоконь И.С. Применение риск-ориентированного подхода в расследовании происшествий //Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 146–151. – DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-146-151 

6. Степанова Л. П., Рождественская Б.И. Особенности работоспособности в условиях монотонной деятельности // Вопросы психологии. – 1986. – № 3. – С. 121–127.

7. Деревянко Е.А. Психофизиологические основы работоспособности // Научно-технический прогресс и безопасность труда. – М.: Машиностроение, 1979. - C. 73–76.