C 2020 г. ПАО «НК «Роснефть» приступила к реализации уникальной программы стратиграфического бурения в морях российской Арктики – RoSDAr (Rosneft Stratighraphic Drilling in Arctic). Основная задача проекта заключается в получении прямых данных о геологическом строении малоизученных частей арктического шельфа, где ранее не проводилось параметрическое бурение. В рамках проекта разработаны ключевые технологические аспекты реализации программы стратиграфического бурения для всех морей российской Арктики. Проведение таких работ включает комплексирование буровых методов, геофизических исследований скважин и высокочастотных сейсмоакустических съемок на основе отечественных методологических подходов и инновационного оборудования, разработанного специально для решения задач проекта. Технологии, применяемые в рамках проекта, позволяют работать в труднодоступных арктических регионах. За время реализации проекта (2020-2023 гг.) выполнены масштабные работы на севере Карского моря, в морях Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском, отобран уникальный геологический материал. Получаемые данные позволяют снизить степень геологической неопределенности, связанной с породами осадочного чехла исследуемых регионов. Принципиально важной частью реализации проекта является комплексирование данных анализа керна, отобранного из стратиграфических скважин, с результатами предыдущих геолого-геофизических работ. Это позволяет получить максимально достоверные модели изучаемых регионов для обоснованного прогноза их нефтегазоносности и повышения эффективности геолого-разведочных работ. Реализуемая программа малоглубинного стратиграфического бурения является одной из ключевых вех геологических исследований арктического шельфа, имеет не только уникальное фундаментально-научное, но и первоочередное прикладное значение для дальнейшего освоения российской Арктики.

Список литературы

1. Stratigraphic Drilling in the Northern Kara Sea: First Case and Preliminary Results / N.A. Malyshev, V.E. Verzhbitskii, М.V. Skaryatin [et al.] // Russian Geology and Geophysics. – 2022 – V. 63. – P. 1–13. - http://doi.org/10.2113/RGG20224459

2. Первые результаты стратиграфического бурения в Восточно-Сибирском море с целью геологического изучения зоны сочленения окраинных структур континентального шельфа и глубоководных акваторий Северного Ледовитого океана / О.В. Петров, А.М. Никишин, Е.И. Петров [и др.] // Доклады РАН. Науки о Земле. – 2023. – Т. 512. – № 2. – C. 261–271. - http://doi.org/10.1134/S1028334X23601256

3. Применение комплекса геофизических методов для выявления опасных геологических процессов и явлений на шельфе моря Лаптевых / А.А. Колюбакин, С.Г. Миронюк, А.Г. Росляков [и др.] // Инженерные изыскания. – 2016. - № 10-11. – С. 38-47.

4. Перспективные сейсмические технологии для инженерно-геологических изысканий на мелководном шельфе / М.Ю. Токарев, А.Г. Росляков, Я.Е. Терехина [и др.] //Геофизика. – 2021. – Спецвыпуск. – С. 3-11.

5. Пат. 2592739 РФ. Способ сейсмических исследований на акваториях и устройство для его осуществления / М.Ю. Токарев, В.Г. Гайнанов, Л.М. Кульницкий, А.А. Колюбакин;  заявитель и патентообладатель ООО «Арктический Научный Центр». – № 2015114121/28; заявл. 17.04.2015; опубл. 27.07.2016.

Развитие нефтегазового комплекса Российской Федерации связано с поддержанием необходимого уровня добычи углеводородного сырья и обеспечением эффективных сценариев разработки месторождений. Основные проблемы нефтегазовой отрасли РФ в настоящее время связаны с вступлением большей части крупных месторождений в позднюю стадию разработки, когда основные запасы уже отобраны, а остаточные запасы являются трудноизвлекаемыми. Кроме того, характерной чертой является исчерпание фонда крупных и средних локальных поднятий в районах, представляющих наибольший интерес в отношении нефтегазоносности, а воспроизводство минерально-сырьевой базы возможно только при открытии новых залежей углеводородов, сконцентрированных в нетрадиционных геологических объектах и комплексах. Нефтегазовые компании решают следующие основные задачи: повышение коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях; ввод новых залежей в разработку; поиск перспективных литологических ловушек нефти и газа, в том числе в нетрадиционных объектах (породы фундамента, кора выветривания, березовская, абалакская и баженовская свиты и др.). Не менее важной задачей является выявление пропущенных объектов на ранее открытых месторождениях. Перспективные залежи могут быть пропущены вследствие сложного минералогического состава коллекторов, который влияет на показания геофизических методов исследований; фациальной изменчивости отложений; искажения показаний геофизических исследований скважин (ГИС) из-за глубоких зон проникновения промывочной жидкости; применения ограниченного комплекса ГИС. В случае трудноизвлекаемых запасов и сложнопостренных коллекторов обосновано применение специальных методов ГИС. В настоящее время одним из самых перспективных направлений являются ядерно-физические методы, в том числе ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) и импульсный нейтронный гамма-спектрометрический каротаж (ИНГКС), позволяющие оценивать с высокой точностью элементный состав пород и основные петрофизические параметры как в открытом, так и обсаженном стволе. Эффективное использование материалов ГИС предполагает их анализ в комплексе с керновыми данными. Повышение информативности и достоверности лабораторных исследований керна является важной задачей, решаемой ПАО «НК-«Роснефть». В статье расмотрено развитие технологий изучения керна в поддержку интерпретации специальных методов ГИС на примере разработок центра исследований керна ООО «Тюменский нефтяной научный центр».

Список литературы

1. Гороян В.И., Петерсилье В.И. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. – М.: ВНИГНИ, 1978. – 394 с.

2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.М. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко. – М. – Тверь, 2003 г. – 273 с.

3. API RP40. Recommended Practices for Core Analysis. – API, 1998. – 236 с.

4. Гильманов Я.И., Серкин М.Ф., Вахрушева И.А. Высокоинформативные профильные исследования – основа инновационных технологий исследований керна. – Спб.: EAGE, 2018. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.201800231

5. 20 лет ТННЦ: от группы единомышленников - в лидеры отрасли / А. В. Аржиловский, А. Н. Бабурин, И. А. Вахрушева [и др.] // Научный журнал Российского газового общества. – 2020. – № 4 (27). – С. 54–58.

6. Гильманов Я.И., Вахрушева И.А. Цифровизация исследований керна сегодня, завтра - взгляд ТННЦ // Недропользование XXI век. – 2019. – № 5 (81). – С. 124–131.

7. Цифровой керн – текущее состояние и перспективы развития технологии в ПАО «НК «Роснефть» / А.Н. Лазеев, Э.О. Тимашев, И.А. Вахрушева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 18–22. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-18-22

8. Гильманов Я.И., Глушков Д.В., Кузнецов Е.Г. Опыт ТННЦ в проведении межлабораторного контроля рентгеновской компьютерной томографии (РКТ) // Каротажник. – 2022. – № 6(320). – С. 132–140.

9. Гильманов Я.И., Шульга Р.С., Загидуллин М.И. Опыт ТННЦ в проведении межлабораторного контроля измерений пористости на образцах керна методом ядерно-магнитного резонанса // Каротажник. – 2022. – № 6(320). – С. 38–43.

10. Пат. 2748894 РФ. Способ определения эффективного водородного индекса флюидов полностью или частично насыщающих поровое пространство естественно-насыщенных образцов горных пород / А.Г. Потапов, М.И. Загидуллин; заявитель и патентообладатель ООО «Тюменский нефтяной научный центр». – № 202012483; заявл. 16.07.2020; опубл. 01.06.2021.

11. Пат. 2780988 РФ. Способ определения общей пористости естественно-насыщенных образцов горных пород с использованием метода ЯМР / Я.И. Гильманов, М.И. Загидуллин, М.С. Кукарских; заявитель и патентообладатель ООО «Тюменский нефтяной научный центр». – №  2021136997; заявл. 13.12.2021; опубл. 04.10.2022.

12. Опыт изучения емкостных свойств и насыщенности коллекторов, содержащих сверхвязкие нефти, методом ЯМР / М.И. Загидуллин, А.Г. Потапов, Э.С. Абдрахманов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 10(346). – С. 68–77. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2020-10(346)-68-77

13. Пат. 2627988 РФ. Способ определения общей пористости кавернозных образцов горных пород методом ядерного магнитного резонанса / Я.И. Гильманов, М.Ю. Николаев, Е.Н. Соломатин, А.С. Комисаренко; заявитель и патентообладатель ООО «Тюменский нефтяной научный центр». - № 2016144865; заявл. 16.11.2016; опубл. 14.08.2017.

14. 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. – № 8 (314). – С. 121-130.

15. Опыт применения инновационного аппаратурно-методического комплекса АИНК-ПЛ в петрофизическом моделировании в периметре ПАО «НК «Роснефть» / И.Р. Махмутов, И.М. Ракаев, Д.А. Митрофанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 66–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-66-71

16. Свидетельство № 2015614441 о государственной регистрации программы для ЭВМ «KernColor» / О.А. Ядрышникова, М.В. Семухин, А.Е. Алтунин; правообладатель ООО «Тюменский нефтяной научный центр». – № 2015611304; заявл. 27.02.2015; опубл. 20.05.2015.

17. Свидетельство № 2015613820 о государственной регистрации программы для ЭВМ «TextureRock» / А.В.Акиньшин. – № 2015610810; заявл. 16.02.2015; опубл. 20.04.2015.

В последние годы ПАО «НК «Роснефть» все активнее вовлекает в разработку и эксплуатацию коллекторы, характеризующиеся значительной неоднородностью пороупругих свойств и существенной степенью неопределенности механических свойств вследствие малой изученности. В лабораторном комплексе ПАО «НК «Роснефть» в достаточной мере стандартизированы подходы к геомеханическому исследованию горных пород с целью изучения их деформационно-прочностных свойств. Данные, полученные с помощью применяемых методик, способствуют повышению эффективности научного обеспечения разработки нефтяных и газовых месторождений на всех стадиях их жизненного цикла. Наиболее общий и информативной в отечественной практике является комплексная методика построения паспортов прочности пород, основанная на определении пределов прочности пород в различных условиях и дающая необходимый минимум информации о прочностных и деформационных свойствах пород, пригодных для дальнейшего использования в целях геомеханического и гидродинамического моделирования. Однако один из важнейших параметров, используемых как в моделировании, так и в расчете исходных данных для геомеханических лабораторных исследований, – коэффициент пороупругости (Био) – требует проведения серии длительных обособленных исследований. Для получения необходимых расчетных данных необходимо определение деформационных характеристик кернового материала в различных условиях распределения нагрузок, что связано с усложнением аппаратной части эксперимента, а также субъективностью исследователя, осуществляющего обработку экспериментальных данных. В статье представлен обзор коэффициентов пороупругости, полученных в результате лабораторных исследований определения прочностных свойств керна.

Список литературы

1. Методика расчета коэффициента пороупругости применительно к объектам Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / А.В. Чурков, А.А. Рогозин, В.М. Яценко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 10. – С. 10-13. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-10-13

2. Coussy O. Poromechanics. - John Wiley & Sons Ltd, 2004. – 298 р.

3. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. – Elsevier B.V., 2008. – 491 р.

4. Franquet J.A., Abass H.H. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter Three different methods, Rock Mechanics for Industry / Amadei Kranz, Scott Smeallie (eds). - Balkema, Rotterdam, 1999.

Важнейшей частью геолого-разведочных работ является обеспечение достоверной оценки запасов углеводородного сырья. В основу этой оценки закладываются результаты петрофизических исследований керна. В случае нетрадиционных коллекторов и коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами определение пористости является базовым условием для их успешного изучения. Пористость таких коллекторов значительно ниже пористости традиционных объектов, и достоверное определение данного параметра критически влияет на оценку ресурсной базы (эффект малых чисел). Кроме того, корректные измерения коэффициента пористости позволяют снизить неопределенность оценки остаточной (сохраненной) водонасыщенности, определяемой прямыми и косвенными методами, петрофизических параметров в термобарических условиях, приближенных к пластовым, а также коэффициентов остаточной нефтегазонасыщенности и вытеснения нефти или газа, необходимых для формирования оптимального проекта разработки месторождений углеводородов. В отечественной практике наиболее массово оценка пористости образцов керна в лабораторных условиях проводится с использованием метода жидкостенасыщения (ГОСТ 26450.1-85) при насыщении образцов керна пластовой водой (моделью) или керосином, а также газоволюметрическим методом (по гелию) и методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР). Данные методы хорошо зарекомендовали себя для традиционных коллекторов. Однако их применение в случае низкопроницаемых коллекторов не столь однозначно. Слабая методическая основа выполнения измерений пористости при ее низких значениях, отсутствие унификации условий проведения измерений и используемых методов, недостаточная квалификация специалистов, литолого-минералогические и петрофизические особенности объектов изучения приводят к существенному расхождению результатов измерений пористости как различными методами, так и различными лабораториями. Для корректной оценки полученных результатов и причин их расхождения требуется знание как особенностей изучаемого объекта, так и методик измерений и особенностей используемого оборудования. В статье рассмотрено развитие в ПАО «НК «Роснефть» технологии оценки пустотного пространства петрофизическими методами на образцах керна для различных коллекторов, в том числе нетрадиционных и содержащих трудноизвлекаемые запасы, а также со сложной структурой пустотного пространства.

Список литературы

1. Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / В.А. Волков [и др.] – М.: ФБУ «ГКЗ», 2018. – С. 432–482.

2. McPhee C., Reed Ju., Zubizarreta I. Core analysis: a best practice guide. – Elseiver, 2015, - 840 p.

3. Гильманов Я.И. Опыт ООО «ТННЦ» в определении пористости образцов керна // Нефтепромысловое дело. – 2020. – №9(621). – С. 35–41. - https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-9(621)-35-41

4. Гильманов Я.И., Саломатин Е.Н., Абдрахманов Э.С. Опыт лабораторных исследований керна для определения емкостного пространства нетрадиционных коллекторов верхнемеловых надсеноманских отложений // Нефтяная провинция. – 2019. – № 4 (20). - С. 86-104. - https://doi.org/10.25689/NP.2019.4.86-104

5. Гильманов Я.И. Оценка емкостного пространства березовской свиты современными лабораторными методами // Вести Газовой Науки. – 2021. – № 1 (46). – С. 170-175.

6. Опыт изучения емкостных свойств и насыщенности коллекторов, содержащих сверхвязкие нефти, методом ЯМР / М.И. Загидуллин, А.Г. Потапов, Э.С. Абдрахманов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 10(346). – С. 68–77. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2020-10(346)-68-77

7. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты / Р.А. Хамидуллин, Г.А. Калмыков, Д.В. Корост [и др.] // Вестник Московского университета Серия 4. Геология. – 2013. – № 5. – C. 57-64. - http://doi.org/10.3103/S0145875213050050

8. Гильманов Я.И., Фадеев А.М., Вахрушева И.А. Петрофизические исследования керна бажено-абалакского комплекса на стандартных образцах и образцах дробленой породы, опыт ТННЦ // Сборник научных трудов ООО «ТННЦ». – 2017. – Вып. 3. – С. 53–64.

9. Development of Laboratory and Petrophysical Techniques for Evaluating Shale Reservoirs (GRI-95/0496). – Институт изучения газа, США, Апрель 1996. – 286 c.

0. Пат. 2748894 РФ. Способ определения эффективного водородного индекса флюидов, полностью или частично насыщающих поровое пространство естественно-насыщенных образцов горных пород. / А.Г. Потапов, М.И. Загидуллин; заявитель и патентообладатель ООО «ТННЦ». - № 2020124831; заявл. 16.07.2020; опубл. 01.06.2021.

11. Пат. 2780988 РФ. Способ определения общей пористости естественно-насыщенных образцов горных пород с использованием метода ЯМР / М.И. Загидуллин, Я.И. Гильманов, М.С. Кукарский; заявитель и патентообладатель ООО «ТННЦ». - № 2021136997; заявл. 13.12.2021; опубл. 14.10.2022.

В настоящее время увеличение объемов бурения горизонтальных скважин как наиболее технологически эффективных в определенных условиях обусловливает необходимость максимального снижения затрат на их строительство. Снижение затрат на строительство скважин в свою очередь позволяет повысить экономическую эффективность разработки месторождений. Процесс геонавигации скважин направлен на повышение эффективности бурения горизонтальных скважин за счет максимизации проходки ствола скважины по коллектору, в то же время за счет снижения затрат времени, которые влияют на сроки строительства горизонтальных скважин, геонавигация позволяет сделать процесс бурения еще более эффективным. На сегодня для каждой горизонтальной скважине ПАО «НК «Роснефть» проводится не менее одной процедуры по привязке. Поскольку важность и необходимость данной процедуры многократно доказана результатам ее выполнения, появляется потребность в оптимизации временных затрат на ее осуществление. В нефтегазовой отрасли активно применяются технологии передачи данных между участниками процесса в режиме реального времени. Широкое применение получила передача геофизических данных в процессе бурения с использованием протокола WITSML напрямую с буровой к инженеру по геонавигации. В статье рассмотрена технология проведения привязочных работ в процессе бурения горизонтальных скважин с передачей данных в режиме реального времени по каналу WITSML, а также основные преимущества данного подхода по сравнению с проведением традиционной перезаписи. Преимущества обеспечиваются за счет сокращения производительного времени на привязочные работы. Если в процессе бурения горизонтальной скважины данная операция проводится регулярно (при всех спускоподъемных операциях на устье), актуальность данной процедуры многократно увеличивается.

На Куюмбинском месторождении в Восточной Сибири интенсификация притока нефти является важной задачей ввиду специфики геологического строения: карбонатный, преимущественно доломитовый, минералогический состав пород матрицы; сложная структура пустотного пространства каверново-трещинного коллектора; блоковое строение залежей, практически непроницаемая матрица; низкие абсолютные значения пористости (1-2 %); высокий контраст проницаемости макротрещин и блоков породы с развитой системой микротрещиноватости; низкая температура пласта; начальное пластовое давление, близкое к гидростатическому или ниже него и др. Указанные особенности коллектора накладывают множество технических ограничений на применение различных технологий, в частности, гидравлического разрыва пласта (ГРП). Отмечено, что на объектах с подобным сочетанием геологических условий ГРП ранее не применялся, в связи с чем апробация данной технологии потребовала проведения не только теоретического обоснования, но и практических исследований. В 2017 и 2022 гг. на Куюмбинском месторождении проведены опытно-промысловые испытания различных видов ГРП с применением двух технологий изоляции интервалов. Получены положительные результаты при проведении проппантного гидроразрыва с применением двухпакерных компоновок и компоновки МГРП. Кислотный и кислотно-пропантный ГРП, а также пропантный ГРП, проведенный без изоляции интервалов закачки, оказались неэффективными. В 2022 г. на одной из скважин в ходе работ проведены исследования по микросейсмическому мониторингу, позволившие осуществить детальную оценку сейсмических событий, происходивших при ГРП в пласте. Обнаружены признаки развития двух систем трещин, что может объяснить полученное при проведении ГРП осложнение. Полученный опыт проведенных работ позволил выстроить эффективную систему планирования программ проведения ГРП и свести к минимуму вероятность возникновения технологических отказов.

Список литературы

1. Кулаков Д.П., Хадимуллин Р.Р. Особенности проведения геолого-технических мероприятий в условиях карбонатного коллектора с непроницаемой матрицей // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 31–35. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-31-35

2. Меликбеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта – М.: Недра, 1986. – 141 с.

3. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 565 с.

4. Jennings A.R. OGCI/PetroSkills Hydraulic Fracturing Applications // PE Enhanced Well Stimulation, Inc. – 2010. – 340 p.

5. Особенности применения пропантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан / В.А. Грищенко, И.Р. Баширов, М.Р. Мухаметшин, В.Ф. Бильданов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 120–122. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-120-122

6. Акопян Э.А., Степанец Л.Ю. Анализ технологий проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах // Инновационная наука. – 2018. – № 7–8. – С. 17–19.

7. Пономарев А.А., Нестеренко М.Ю. Микросейсмический мониторинг и процесс гидроразрыва пласта при эксплуатации месторождений углеводородов // Вестник современных исследований. – 2018. – № 12.1(27). – С. 650–651.

В статье проанализированы известные методы численно-аналитического решения задачи о нестационарном притоке жидкости к наклонно направленной скважине (ННС). Первый из рассмотренных методов основан на разбиении перфорированного интервала скважины на множество дискретных линейных элементов с равномерным притоком жидкости. Такой подход позволяет достаточно точно рассчитать динамику забойного давления, однако длительность расчета неприемлема для инженерной практики. Второй метод описывает перфорированный участок одним линейным источником с равномерным притоком. В этом случае результат достигается благодаря соответствующему выбору эквивалентной точки, в которой вычисляется отклик давления в стволе ННС. Такой подход обладает высокой вычислительной эффективностью, но его точность уступает первому методу. Предложена модификация второго метода, которая позволяет выполнить быстрые и точные расчеты. Получено выражение для определения координаты точки эквивалентного давления, которая зависит от положения центра перфорированной части скважины и угла ее отклонения от вертикали. При установлении этой зависимости использован метод наилучшего совмещения кривой забойного давления, вычисленной с помощью аппроксимирующего односегментного решения, с соответствующей кривой забойного давления, полученной методом сегментации. Искомые зависимости получены для всех типов границ на кровле и подошве. Установлено, что применение модифицированной методики значительно сокращает время расчетов. При этом точность уменьшается незначительно и находится в пределах, достаточных для практических расчетов. С помощью полученной модификации модели также выполнены расчеты давления для предельных значений угла наклона, соответствующих вертикальному и горизонтальному расположению скважины. Результаты хорошо согласуются с данными, опубликованными в литературе и вычисленных с использованием сторонних коммерческих приложений. Показано, что предложенная модель ННС полностью решает проблему эффективного и высокоскоростного вычисления неустановившегося давления. Модель реализована сотрудниками ООО «РН-БашНИПИнефть» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») в корпоративном программном комплексе РН-ВЕГА, предназначенном для анализа и интерпретации данных гидродинамических исследований скважин.

Список литературы

1. Cinco H.L., Samaniego F.V., Dominguez N.A. Transient Pressure Behavior for a Well with Finite-Conductivity Vertical Fracture // SPE-6014-PA - 1978. – http://doi.org/10.2118/6014-PA

2. Ozkan E., Raghavan R. A Computationally Efficient, Transient-Pressure Solution for Slanted Wells // SPE-66206-PA – 2000. - http://doi.org/10.2118/66206-PA

3. Ozkan E. Performance of horizontal wells: PhD dissertation. – Tulsa University, USA. – 1988. – 290 p.

4. An efficient algorithm to compute transient pressure responses of slanted wells with arbitrary inclination in reservoirs / H. Wang, L. Zhang, J. Guo [et al.] // Petroleum Science. - 2012. - V. 9. – P. 212–222. - http://doi.org/10.1007/s12182-012-0201-1

5. Cinco H. Unsteady-state pressure distributions created by a slanted well or a well with an slanted fracture. – USA: Stanford University, 1974. – 188 р.

6. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984. - 269 с.

7. Свидетельство № 2023612604 о государственной регистрации программы для ЭВМ «Программный комплекс «РН-ВЕГА» / Р.Р. Уразов [и др.]; правообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2023612604; заявл. 25.01.2023; опубл. 06.02.2023.

8. Результаты апробации моделей многофазного потока для пересчета давления в ПК «РН-ВЕГА» / А.С. Чиглинцева, И.А. Сорокин, Р.Р. Уразов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 106-110. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-106-110

9. Stehfest H. Algorithm 368: Numerical inversion of Laplace transforms [D5] // Communications of the ACM. – 1970. – V. 13 (1). - P. 47-49. - https://doi.org/10.1145/361953.361969

Информатизация, автоматизация (роботизация) и методы с использованием искусственного интеллекта (ИИ) играют особую роль в современной промышленности. Они позволяют расширить функциональность традиционных методов, технологий и программных средств, развивать новые методы, в основе которых лежат интеллектуальные вычислительные технологии, и создавать новые модели данных, предназначенные для многомерного анализа, моделирования и прогнозирования. Активное использование этих инструментов наблюдается в процессах контроля, оценки и принятия проектных и управленческих решений, выполнения трудоемких и многофункциональных задач и анализов. Внедрение методов ИИ в нефтегазовой отрасли повышает эффективность процессов проектирования и производительность применяемых технологий.

В статье рассмотрены возможности применения методов ИИ в планировании, проектировании разработки, прогнозировании и при решении других в области нефтегазодобычи. Такие методы позволяют значительно снизить издержки в процессе проектирования, строительства и эксплуатации нефтегазовых месторождений за счет повышения производительности и скорости проведения проектных работ, качества выполняемых работ, а также значительного снижения количества ошибок при проектировании и их своевременного исправления. Инструменты ИИ позволяют повысить эффективность использования трудовых, финансовых ресурсов, сократить временные затраты, оптимизировать производственные процессы при добыче углеводородов. Эти инструменты применяются для интерпретации результатов 3D проектирования и лазерного сканирования, при решении задач инженерной геологии и геодезии, экологических изысканиях, проектировании автодорог и линейных объектов и решении организационно-управленческих задач при проектировании и строительстве нефтегазовых объектов. Систематизированы возможности, методы и инструментарий ИИ в сфере нефтегазодобычи. Показана возможность повышения эффективности проектно-изыскательских работ за счет использования ИИ. Рассмотрены пути дальнейшего инновационного развития инструментов ИИ как ключевого направления цифровой трансформации нефтегазового сектора.

Список литературы

1. Зоидов К.Х., Пономарева С.В., Серебрянский Д.И. Стратегическое планирование и перспективы применения искусственных нейронных сетей в нефтегазовой отечественной промышленности // Региональные проблемы преобразования экономики. – 2018. – № 9. – С. 15-24. – https://doi.org/10.26726/1812-7096-2018-9-15-24

2. Казак А.Н., Николенко М.Б. Использование нейронных сетей в нефтегазовой индустрии // Материалы всероссийской научно-практической конференции «Информационные системы и технологии в моделировании и управлении». – Симферополь: ООО «Издательство Типография «Ариал», 2017. – С. 434-437.

3. Кравченко П.Д., Косогова Ю.П., Ольховская Р.А. Возможности использования искусственного интеллекта при проектировании новых объектов // Инженерный вестник Дона – 2022. – № 5 (89). – С. 268-273.

4. Королев В.А. О задачах цифровизации и искусственного интеллекта в инженерной геологии // Инженерная геология. – 2021. – Т. 16. - № 1. – С. 10-23. - https://doi.org/10.25296/1993-5056-2021-16-1-10-23

5. Черемисин Д.Г., Мкртчан В.Р. Актуальность применения искусственного интеллекта при решении геодезических задач // Символ науки. – 2022. - № 12. – С. 39-40.

6. Овчинникова Н.Г., Медведков Д.А. Применение беспилотных летательных аппаратов для ведения землеустройства, кадастра и градостроительства // Экономика и экология территориальных образований. – 2019. – Т.3. – № 1. – C. 98-108. - http://doi.org/10.23947/2413-1474-2019-3-1-98-108

7. Автоматизированная система предотвращения аварий при строительстве скважин / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, А.Д. Черников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 72-76. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-1-72-76

8. Дмитриевский А.Н., Столяров В.Е., Еремин Н.А. Роль информации в применении технологий искусственного интеллекта при строительстве скважин для нефтегазовых месторождений // Научный журнал Российского Газового Общества. – 2020. – №3 (26). – С. 6-21.

9. Хамидулин Т.Г. Применение искусственных нейронных сетей в транспортной отрасли // Экономика и социум – 2019. – № 4 (59). – С. 851-858.

10. Бабушкина Н.Е., Ляпин А.А. Решение задачи определения механических свойств материалов дорожных конструкций с использованием нейросетевых технологий // Advanced Engineering Research. – 2022. – Т. 22. – № 3. – С. 285-292. - https://doi.org/10.23947/2687-1653-2022-22-3-285-292

11. Технологические аспекты построения моделей объектов нефтегазовой инфраструктуры / А.П. Костюкова, Т.П. Костюкова, В.С. Саубанов, О.Ф. Шаяхов // Международный научно-исследовательский журнал. – 2018. – № 8 (74). – С. 40-44. - https://doi.org/10.23670/IRJ.2018.74.8.006

12. Газаров А.Р. Преимущества использования искусственного интеллекта в сфере строительства // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. – 2020. – № 4. – С. 136-139.

13. Дмитриевский А.Н., Столяров В.Е., Еремин Н.А. Актуальные вопросы и индикаторы цифровой трансформации на заключительной стадии нефтегазодобычи промыслов // SOCAR Proceedings. – 2021. – Special Issue No. 2. – http://dx.doi.org/10.5510/OGP2021SI200543

14. Костюкова А.П., Костюкова Т.П., Саубанов В.С. К вопросу развития современных компетенций в профессиональной деятельности специалиста // Фундаментальные исследования – 2016. – № 7-2. – С. 241-246.

15. Сарычев Д.С. Информационное моделирование при разработке проектной и рабочей документации // САПР и ГИС автомобильных дорог. – 2015. – № 2 (5). – С. 20-24. - http://doi.org/10.17273/CADGIS.2015.2.3

16. О разработке нового инструмента оптимизации размещения добывающих скважин нерегулярным способом / Д.С. Чебкасов, К.С. Строканев, Т.Р. Шарипов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №3. – С. 71-73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-3-71-73

В статье рассмотрена структура выбросов парниковых газов нефтегазодобывающих компаний. Определен вклад объектов стационарного сжигания топлива для обеспечения собственной генерации электроэнергии в совокупные выбросы парниковых газов предприятия. Приведен анализ доступных технологий сокращения выбросов парниковых газов для перспективных электростанций. Выполнена оценка влияния применения альтернативных способов генерации энергии на интенсивность выбросов парниковых газов от объектов генерации. В качестве возобновляемых источников энергии рассмотрены ветровые электростанции. Оценена эффективность применения газотурбинных установок с парогазовым циклом. Дополнена ранее разработанная технико-экономическая модель объектов улавливания и хранения углекислого газа с целью оценки способов снижения выбросов углекислого газа от объектов генерации. Рассчитан потенциал снижения выбросов с применением технологии «классического» улавливания углекислого газа из дымовых газов электростанций, с заменой схемы генерации энергии открытого цикла на парогазовый цикл, с использованием возобновляемых источников энергии и комбинаций перечисленных способов. Отмечено повышение эффективности сокращения выбросов и снижение затрат на реализацию проекта декарбонизации за счет комбинирования технологии улавливания с альтернативными способами снижения интенсивности выбросов углекислого газа. По результатам выполненного анализа составлен рейтинг предложенных способов по потенциалу снижения выбросов парниковых газов и по затратам на достижение целевого уровня выбросов. На основании проведенного ранжирования технологий разработан индивидуальный подход к выбору способа снижения выбросов углекислого газа от перспективных газотурбинных электростанций, предполагающий учет местоположения электростанции, а также требуемой доли сокращения выбросов для достижения целевого показателя.

Список литературы

1. https://www.novatek.ru/common/upload/doc/2023/NOVATEK_SR_2022_RUS.pdf

2. Декарбонизация нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России / Е. Грушевенко, С. Капитонов, Ю. Мельников [и др.] / под ред. Т. Митровой, И. Гайда. – М.: Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, 2021. – 158 с. – https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_Decarbonization_of_oil_a...

3. Применение факельных оголовков бессажевого горения для сокращения объемов выбросов метана на объектах нефтегазодобычи / П.В. Рощин, А.А. Зулпикаров, И.В. Кощеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 102-105. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-102-105

4. Применение комплексного подхода к выбору наиболее эффективного варианта снижения интенсивности выбросов углекислого газа / В.А. Колмогорова, Л.А. Сметанина, А.А. Булатов, А.В. Яковлев // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 132–136. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-132-136

5. Технологический обзор «Улавливание, использование и хранение углерода (CCUS)». – https://unece.org/sites/default/files/2021-02/CCUS%20brochure_RU_final.pdf.

6. Технология производства жидкой двуокиси углерода (СО2) из дымовых газов котельной. - https://plamya-co2.ru/tech2.html.

7. Голубев С.В. Технические и экономические аспекты выбора энергоустановок на безе ВЭИ // Интеллектуальная электротехника. – 2018. –№3. – С. 102–113.

8. https://www.novawind.ru/production/our-projects

В конце 2021 г. Советом директоров ПАО «НК «Роснефть» утверждена стратегия «Роснефть-2030: надежная энергия и глобальный энергетический переход». «Роснефть» является лидером нефтегазовой отрасли Российской Федерации и одной из крупнейших компаний мирового топливно-энергетического комплекса, ведет свою деятельность в строгом соответствии с требованиями законодательства страны в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды. Обеспечивая безопасные условия труда, ПАО «НК «Роснефть» стремится к безаварийной работе оборудования, поддержанию его работоспособности и надежности, минимизации воздействия на окружающую среду при осуществлении деятельности и соблюдение требований законодательства. Одним из видов воздействия на окружающую среду являются стационарные источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, к которым относятся факельные установки для сжигания нефтяного газа на объектах нефтегазодобывающих предприятий. В статье представлены результаты оценки эффективности применения факельных оголовков бессажевого горения с целью минимизации воздействия на окружающую среду. На основе расчетов установлено, что путем монтажа оголовков бессажевого горения различных конструкционных вариантов может быть достигнуто сокращение выбросов загрязняющих веществ на объектах нефтегазодобычи. Отмечено, что при установке оголовка факельной установки бессажевого горения выбросы сажи (дыма) прекращаются полностью, выбросы сероводорода сокращаются на 97 %, оксида углерода – на 92 %, смесей предельных углеводородов С₁-С₅ и С₆-С₁₀ – на 98 %, , бенз(а)пирена – на 73 %. Общая масса сокращения выбросов загрязняющих веществ после оснащения факельной установки оголовком бессажевого горения может составить до 80 % в зависимости от состава сжигаемого газа. Показана возможность сокращения финансовой нагрузки для юридического лица в части платы за негативное воздействие на окружающую среду (по метану до 98 %).

Список литературы

1. Сечин И.И. Новый мировой энергорынок: крестовый поход против российской нефти и где «Ноев ковчег»? - https://www.rosneft.ru/upload/site1/attach/spief_2022/REPORT_THE_NEW_WORLD_ENERGY_MARKET.pdf

2. Oil 2023. Analysis and forecast to 2028 / IEA. – https://iea.blob.core.windows.net/assets/6ff5beb7-a9f9-489f-9d71-fd221b88c66e/Oil2023.pdf

3. Декарбонизация нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России / Е. Грушевенко, С. Капитонов, Ю. Мельников [и др.] / под ред. Т. Митровой, И. Гайда. – М.: Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, 2021. – 158 с. – https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_Decarbonization_of_oil_a...

4. 2022 Global Gas Flaring Tracker Report 2022 / GGFR, World Bank Group. – https://thedocs.worldbank.org/en/doc/1692f2ba2bd6408db82db9eb3894a789-0400072022/original/2022-Globa...

5. Метан и углекислый газ в российском законодательстве / Ю.А. Рашевская, П.В. Рощин, А.С. Губа [и др.] // Вестник евразийской науки. – 2023. – Т. 15. – № 2. – https://esj.today/PDF/15NZVN223.pdf

6. Zero Routine Flaring by 2030 / The World Bank. – https://www.worldbank.org/en/programs/zero-routine-flaring-by-2030

7. Стратегия «Роснефть-2030». – https://www.rosneft.ru/about/strategy

8. Применение факельных оголовков бессажевого горения для сокращения объемов выбросов метана на объектах нефтегазодобычи / П.В. Рощин, А.А. Зулпикаров, И.В. Кощеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 102-105. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-102-105 

9. Agerton M., Gilbert B., Upton G. The economics of natural gas venting, flaring and leaking in US Shale: an agenda for research and policy // USAEE. – 2020. – Working Paper No. 20-460. – http://dx.doi.org/10.2139/ssrn.3655624

10. Quantifying the carbon conversion efficiency and emission indices of a lab-scale natural gas flare with internal coflows of air or steam / A. Ahsan, H. Ahsan, J.S. Olfert, L.W. Kostiuk // Experimental Thermal and Fluid Science. – 2019. – V. 103. – P. 133-142. – https://doi.org/10.1016/j.expthermflusci.2019.01.013

11. Torres V.M., Herndon S., Allen D.T. Industrial Flare Performance at Low Flow Conditions. 2. Steam- and Air-Assisted Flares // Ind. Eng. Chem. Res. – 2012. – V. 51. – No. 39. – P. 12569–12576. – https://doi.org/10.1021/ie202675f

12. Zamani M. Effects of Co-flow on Jet Diffusion Flames: Flow Field and Emissions: PhD thesis. – Alberta, 2023. – 158 p. – https://doi.org/10.7939/r3-xgn1-xp46

13. Co-flow jet diffusion flames in a multi-slot burner: Flow field and emissions / M. Zamani, E. Abbasi-Atibeh, J.S. Olfert , L.W. Kostiuk //Process Safety and Environmental Protection. – 2022. – V. 167. – P. 686-694. – https://doi.org/10.1016/j.psep.2022.08.069

В статье приведены краткие сведения о перспективах и особенностях уточнения геологического строения викуловских отложений на одной из площадей Красноленинского свода Западной Сибири. На основе комплексной интерпретации материалов 3D сейсморазведки, бурения совместно с анализом материалов геофизических исследований скважин, формы каротажных кривых и данных исследований керна выделены особенности фациального строения горизонта ВК₁. Для картирования фациальных особенностей викуловских отложений прослежены отражения, приуроченные к кровле и подошве целевого интервала, получены карты изохрон и структурные поверхности. На основании анализа карт изохор и изопахит по результатам 3D сейсморазведки выявлено плановое положение аномалий типа «врез» и «русло», связанных палеоречными системами. Наиболее представительной является карта изохор, которая не вносит «скоростных» искажений, связанных с неравномерностью пробуренного фонда скважин. Самыми информативными сейсмическими атрибутами по результатам выполненных исследований являются среднеквадратичная амплитуда и максимальная магнитуда. Оконтуренные области максимальных значений использовались в качестве трендов при построении геологической модели. Для установления корреляционных связей между динамическими атрибутами и свойствами коллектора в интервале продуктивных объектов выбраны эффективная толщина и коэффициент пористости. Для локализации отдельных групп скважин по форме кривых ПС и эффективным толщинам, геометризации форм русловых тел и баровых отложений привлечены результаты сопоставления карт амплитудных атрибутов и седиментационных срезов в интервале викуловских отложений. Участки улучшенных фильтрационно-емкостных свойств верхней части викуловской свиты представляют собой разветвленную сеть остатков разрушенных тел русловых и баровых отложений, прогноз и картирование которых учитывается при создании и уточнении геологических моделей, что показано на примере использования материалов 3D сейсморазведки с опорой на результаты бурения. Результаты работ с учетом накопленного опыта разведки и разработки месторождений нефти и газа свидетельствуют о необходимости расширения геолого-геофизического комплекса исследований не только на поисково-разведочных этапах работ, но и для повышения эффективности разработки месторождений, многие из которых уже длительное время находится в эксплуатации.

Список литературы

1. Бембель С.Р. Геология и картирование особенностей строения месторождений нефти и газа Западной Сибири. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 216 с.

2. Бембель С.Р. Современные технологии нефтяной сейсморазведки при поиске и прогнозе продуктивности залежей нефти и газа в Западной Сибири // Современные технологии нефтегазовой геофизики: материалы международной научно-практической конференции. 17-18.05.2018. – Тюмень: ТИУ, 2019. – С. 6–9.

3. Бембель С.Р. Геологические модели и перспективы нефтегазоносности восточной части Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 74-78. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-74-78

4. Медведев А.Л., Лопатин А.Ю., Зверев К.В. Фациальная модель пластов

ВК1-3 викуловской свиты Каменного месторождения (Западная Сибирь) // Тезисы докладов VIII-ой научно-практической конференции. – М.: изд-во «ООО Геомодель Консалтинг», 2006. – С. 150-152. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.201403985

5. Гольдин С.В. Интерпретация данных сейсмического метода отраженных волн. – М.: Недра, 1979. – 344 c.

В статье рассмотрены перспективы нефтегазоносности радиоактивных интервалов разреза слабоизученных карбонатных отложений артинского яруса пермской системы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с целью увеличения ресурсной базы региона. Для получения максимально достоверных результатов определения обстановок осадконакопления пласта P₁ar, оценки коллекторских свойств потенциально продуктивных интервалов с повышенной радиоактивностью и анализа их площадного распространения применен комплексный подход. Выполнены анализ степени изученности продуктивного объекта Р₁аr, сбор петрофизической, геолого-геофизической и промысловой информации. Проведены детальная корреляция, расчленение разреза и выделение в нем интервалов с повышенной радиоактивностью на основе комплексирования данных интегрального и спектрометрического гамма-каротажа. Выделенные интервалы сопоставлены с данными керна и исследований скважин на приток. Оценены седиментологические характеристики отложений пласта P₁ar путем совместного анализа данных промысловой геофизики, макро- и микроописания керна. Изучены условия формирования пласта P₁ar, выявлены причин присутствия урана в этих горных породах. Приведено описание концептуальной геологической модели пласта Р₁аr, учитывающей уточненную петрофизическую основу, полученную при комплексировании анализа лабораторных исследований керна и спектрометрического гамма-каротажа, промыслово-геофизических данных и межскважинной корреляции. По итогам работы подтверждены коллекторские свойства интервалов повышенной радиоактивности, рекомендованы дальнейшие исследования. Составлены рекомендации для дальнейшего изучения пермских отложений.

Список литературы

1. Петерсилье В.И. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. –М.-Тверь: НПЦ «Тверьгеофизика», ВНИГНИ, 2003. – 258 с.

2. Урманов Э.Г., Фролов А.М. Использование данных спектрометрического гамма-каротажа при изучении разрезов нефтегазоразведочных скважин // Геология нефти и газа. - 1993. - № 8.

3. Фертл В.Х. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1983. - № 3. – С. 3-11.

4. Изотова Т.С., Денисов С.Б., Вендельштейн Б.Ю. Седиментологический анализ данных промысловой геофизики. – М.: Недра, 1993. – 177 с.

5. Falk R.L. Petrology of sedimentary rocks. - Texas, Austin: Hemphill Publishing Company, 1974. – 176 с.

6. Dunsmore H.E. Origin of lead-zinc ores in carbonate rocks: a sedimentary-diagenetic model: Thesis submitted for the degree of Doctor of Philosophy of the University of London and for the Diploma of Imperial College. - London, 1975.

7. Directly dating geologic events: U-Pb dating of carbonates / M.C. Raddadi, A.A. Vanneau, G. Poupeau [et al.] // Reviews of Geophysics. – 2009. - V. 47. -No. 3. – P. 9–21. - https://doi.org/10.1029/2007RG0002462009

8. Interpretation of gamma-ray logs: The distribution of uranium in carbonate platform / M.C. Raddadi [et al.] // Comptes Rendus Geoscience. – 2005. - V. 337(16). - Р. 1457-1461. - http://doi.org/10.1016/j.crte.2005.08.009

9. Dean W.E., Davies G.R., Anderson R.Y. Sedimentological significance of nodular and laminated anhydrite // Geology. – 1975. - No. 3(7). – P. 367–372.- https://doi.org/10.1130/0091-7613(1975)3<367:SSONAL>2.0.CO;2

Интерес к вовлечению в разработку ачимовских отложений ставит новые задачи в части геологического моделирования. Опыт разведочного и эксплуатационного бурения на ачимовские отложения показал, что один из ключевых рисков связан со сложным распределением флюидов в разрезе продуктивных пластов, которое указывает на наличие гидродинамически изолированных линз, масштаб которых зачастую меньше разрешающей способности сейсморазведки. Использование наиболее распространенных алгоритмов моделирования при высокой песчанистости разреза приводит к получению моделей с очень высокой связанностью коллекторов, которая в силу особенностей формирования, как правило, не характерна для турбидитовых отложений. В статье проанализированы наиболее распространенные алгоритмы 3D моделирования в контексте применимости для вероятностной оценки ачимовских отложений на примере продуктивных пластов Ач₀-Ач₄ Западно-Песцового месторождения. Для каждого из рассмотренных методов приведены преимущества и ограничения по использованию. Сделан вывод, что для решения поставленной задачи на текущем этапе проекта для рассматриваемого объекта оптимальным является объектный метод. Применение этого метода позволило рассмотреть множество альтернативных вариантов в части размеров изолированных тел, их насыщения нефтью, газом и водой. В результате оценки выявлено, что отношение Р10/Р90 по геологическим запасам в каждой линзе, вскрытой скважинами, составляет от 6 до 8, при этом скважинами вскрыто только около 20 % потенциально продуктивных тел, что свидетельствует об очень низкой изученности запасов и высоких рисках эксплуатационного бурения. Применение аналогичного подхода для вероятностной геологической оценки в условиях невысокой изученности возможно и для пластов, представленных отложениями иного генезиса, характеризующихся низкой связанностью и рисками, обусловленными осбенностями насыщения изолированных тел.

Список литератур

1. Ключевые проблемы освоения ачимовских отложений на разных масштабах исследования / М.В. Букатов, Д.Н. Пескова, М.Г. Ненашева [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018. – №2. – С. 16–21.

2. Комплексный анализ факторов, влияющих на прогноз зон подвижной воды в ачимовских пластах на лицензионных участках компании «Газпром нефть» / Н.Н. Плешанов, Д.Н. Пескова, А.А. Забоева [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – №3. – С. 16–25.

3. Compression-Based Modelling Honouring Facies Connectivity in Diverse Geological Systems / T. Manzocchi, D.A. Walsh, J. López-Cabrera [et al.] // Springer Proceedings in Earth and Environmental Sciences: Geostatistics Toronto 2021 – Quantitative Geology and Geostatistics. – 2023. – P. 111–117. – http://doi.org/10.1007/978-3-031-19845-8_8

4. Методология и практика анализа неопределенности геологических моделей ачимовских отложений на примере Уренгойского месторождения / Н.Ю. Натчук, В.О. Монахова, С.И. Пахомов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – №11(611). – С. 15–25.

5. Intrinsic controls on the range of volumes, morphologies, and dimensions of submarine lobes / A. Prélat, J.A. Covault, D.M. Hodgson [et al.] // Sedimentary Geology. – 2010. – №1–2(232). – P. 66–76. – https://doi.org/10.1016/J.SEDGEO.2010.09.010

6. Deutsch C. Geostatistical reservoir modeling. – Oxford: Oxford University Press, 2002. – 392 p.

7. Ковалевский Е.В. Геологическое моделирование на основе геостатистики. - М.: EAGE, 2011. – 117 с.

8. Zhang L., Pan M., Li Z. 3D modeling of deepwater turbidite lobes: a review of the research status and progress // Petroleum Science. – 2020. – No. 17. – P. 317–333. – http://doi.org/10.1007/s12182-019-00415-y

9. Stratigraphic rule-based reservoir modeling / M.J. Pyrcz, R.P. Sech, J.A Covault [et al.] // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 2015. – No. 4 (63). – P. 287–303. – http://doi.org/10.2113/gscpgbull.63.4.287

10. Walsh D.A., Manzocchi T. A method for generating geomodels conditioned to well data with high net:gross ratios but low connectivity // Marine and Petroleum Geology. – 2021. – No. 129. – https://doi.org/10.1016/J.MARPETGEO.2021.105104

11. Rose P.R. Risk analysis and management of petroleum exploration ventures. - Tulsa, Okla.: American Association of Petroleum Geologists, 2001. – 164 p.

12. Попова О.А. Влияние корреляций на результаты вероятностного геологического моделирования // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2020. – № 3. – https://doi.org/10.17353/2070-5379/27_2020

В статье представлены результаты апробации типа заканчивания скважины, ранее не применявшегося на башкирском объекте Чутырско-Киенгопском месторождении. Объект разработки представлен известняками и доломитизированными известняками, характеризуется высокой расчлененностью и наличием газовой шапки азотного состава как в вышележащем верейском горизонте, так и непосредственно в целевом объекте. До настоящего времени объект фактически разрабатывается наклонно направленными и единичными горизонтальными скважинами. С учетом особенностей геологического разреза, а также близости к водонефтяного контакта в краевой части месторождения сформированы критерии выбора зоны бурения. Проведен анализ эксплуатации многозабойных скважин, раннее пробуренных на месторождениях ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова. На основании полученного опыта сформулированы критерии выбора оптимальной зоны бурения скважин по технологии Fishbone на месторождениях ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова. Представлен подход к определению оптимального профиля числа стволов многозабойной скважины с использованием секторной геолого-гидродинамической и экономических моделей. Скважина по технологии Fishbone пробурена на два пласта башкирского объекта (основной ствол – по пласту А₄² с выходом на пласт А₄⁰). Показано, что строительство многозабойных скважин по технологии Fishbone в высокорасчлененном карбонатном разрезе позволяет получить прирост дебита в сравнении с показателями наклонно направленных и горизонтальных скважин. Это обусловлено существенным увеличением эффективной проходки по продуктивному пласту. На основании полученных положительных результатов запланировано дальнейшее тираживарование данной технологии. Кроме того, запланирована апробация строительства многозабойных скважин по технологии «Ласточкин хвост» на верейской оторочке Чутырско-Киенгопского месторождения.

Список литературы

1. Рекомендации по подбору конструкций многозабойных скважин в разных геологических условиях с учетом накопленного опыта / А.А. Зернин, Е.С. Зюзев, А.С. Сергеев [и др.]. // Сб. Бурение скважин и разработка месторождений. – Известия вузов. Нефть и газ. – 2021. – № 5. – С. 159–167. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-5-159-167

2. Успешное применение опыта строительства 15-ствольной скважины / И.В. Леванов, Д.Н. Сиротин, И.А. Левин [и др.] // SPE - 2020

3. Эффективность бурения и заканчивания наклонно-направленных нефтедобывающих скважин в Восточной Сибири через эволюцию горизонтального участка – от одиночных стволов к конструкции «березовый лист» в связи с детализацией геологического строения залежей УВ / В.А. Гринченко, Д.З. Махмутов, В.Ю. Близнюков [и др.]. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2020. – № 5 (329). – С. 8–15. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2020-5(329)-8-15

4. Соколянская Е.В., Федорова А.А. Опыт бурения многозабойных скважин на карбонатных отложениях Осинского горизонта // Экспозиция Нефть газ. – 2023. – № 2. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-2-38-42

5. Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть» / И.П. Заикин, К.В. Кемпф, О.Л. Готлиб [и др.] // ROGTEC. - 2014. - https://www.rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/09/04_Rosneft_EOR_Udmumeft.pdf

6. Fishbone. Технологии будущего на Мессояхе // Neftegaz. - 2017. - № 3. - https://magazine.neftegaz.ru/archive/500614/

Проведено исследование состояния остаточной нефти и подвижной воды в процессе вытеснения нефти водой из образцов керна. Изучена структура остаточной нефти на микроуровне. Анализ имеющихся экспериментальных подходов к изучению остаточной нефти в образцах керна показал, что существующие способы не дают информации о структуре остаточной нефтенасыщенности. Не существует надежных способов изучения структуры остаточной нефти и взаимосвязей остаточной нефти с микроструктурой порового пространства. Для решения задач структуризации остаточной нефти предлагается использовать инновационную технологию диффузионно-релаксационной спектроскопии ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Диффузионно-релаксационная двумерная спектроскопия использует различия коэффициентов диффузии нефти и воды. Для разделения свойств нефти и воды использованы релаксационные спектры. Двумерная спектроскопия ЯМР позволяет исследовать микроскопическое состояние остаточной нефти в ненарушенном керне, что может служить основой для создания эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Дано описание принципов измерения и интерпретации двумерных спектров ЯМР. С помощью предлагаемой методики проведено исследование керна месторождения Шэнли (Китай). Нефть этого месторождения обладает высокой вязкостью, и стандартные ЯМР-технологии не позволяют получать качественные результаты. С использованием предложенной инновационной технологии получены двумерные спектры для разных стадий заводнения и определено состояние остаточной нефти на разных стадиях. Результаты исследований показали стойкую взаимосвязь ЯМР-параметров остаточной нефти со структурой порового пространства и смачиваемостью. Проведена дифференциация механизмов образования остаточной нефти и ее структуры при доминировании гидродинамических и межфазных сил. Исследована роль подвижности закачиваемой и остаточной воды в формировании остаточной нефти.

Список литературы

1. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – 272 с.

2. Михайлов Н.Н. Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей // Каротажник. – 2011. – № 7(205). – С. 126–137.

3. Закономерности формирования состава остаточных нефтей / Л.М. Петрова, Т.Р. Фосс, Н.А. Аббакумова, Г.В. Романов // Георесурсы. – 2007. – № 3 (22). – С. 43–45.

4. Цифровой анализ керна в задачах проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений / О.Ю. Динариев, В.В. Абашкин, Н.В. Евсеев [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2021. – № 5(113). – С. 50–58.

5. Савицкий Я.В. Современные возможности метода рентгеновской томографии при исследовании керна нефтяных и газовых месторождений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 15. – С. 28–37. - http://doi.org/10.15593/2224-9923/2015.15.4

6. Прусов Е.С. Компьютерная томография для задач трехмерного материаловедения // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 5–2. – С. 318–323.

7. Емельянычева Е.А., Абдуллин А.И. Исследование нефтяных модифицированных битумов методом атомной силовой микроскопии // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15. – № 12. – С. 172–174.

8. Руденко М.Ф., Сурков М.И., Надиров Н.К. Исследования по флуоресцентному анализу нефтепродуктов // Вестник Астраханского государственного технического университета. – 2008. – № 6(47). – С. 153–157.

9. Опыт применения конфокальной флуоресцентной микроскопии для изучения осадочных пород нефтегазоносных комплексов / М.А. Тугарова, Е.Л. Балмасов, А.Р. Нестеров, В.И. Петрова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – № 1. – С. 1–20.

10. Restricted Diffusion Effects in Saturation Estimates From 2D Diffusion-Relaxation NMR Maps / L. Zielinski, R. Ramamoorthy, C. C. Minh [et al.] // SPE-134841-MS. – 2010. – http://doi.org/10.2118/134841-MS

11. Скворцов Б.В., Скворцов Д.Б., Малышева-Стройкова А.Н. Теоретические основы комплексных измерений показателей качества нефтепродуктов методом ядерного магнитного резонанса // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. – 2011. – Т. 13. – № 6. – С. 252–258.

12. Limits of 2D NMR Interpretation Techniques to Quantify Pore Size, Wettability, and Fluid Type: A Numerical Sensitivity Study / Е. Toumelin, С. Torres-Verdín, В. Sun, D. Keh-Jim // SPE J. – 2006. – No. 11. – P. 354–363. - http://doi.org/10.2118/90539-PA

13. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2016. – № 3(51). – С. 80–90.

В статье рассмотрена возможность использования газоволюметрического порозиметра для определения коэффициента сжимаемости порового объема низкопроницаемых горных пород. Предложенный метод является альтернативой существующим лабораторным способам исследования, которые характеризуются большими затратами времени на подготовку образцов и проведение экспериментов. В экспериментах использовался керновый материал одного из месторождений Западной Сибири. Доля образцов, выбуренных параллельно напластованию, составила 80 %. При отборе образцов обеспечивался максимальный охват литотипов (от средне-мелкозернистого песчаника до мелкозернистого алевролита с различным содержанием карбонатного и глинистого материала). Экспериментальные исследования проводились как при постепенном повышении обжимного давления (нагрузка), так и при постепенном снижении (разгрузка). При аппроксимации экспериментальных данных для пористости использовалась экспоненциальная и линейная зависимости, для порового объема – степенная. Показано, что разница между выбранными моделями практически отсутствует. Поведение части образцов не описывалось предложенными зависимостями. В области пористости более 10 % коэффициент сжимаемости можно принять равным 10·10^-4 МПа^-1. Его максимальная величина составила 286·10^-4 МПа^-1. Полученные значения согласуются с результатами других исследователей. В результате проведенных исследований сделан вывод, что определение коэффициента сжимаемости порового объема низкопроницаемых горных пород газоволюметрическим методом является приемлемой альтернативой традиционным методам. Однако следует учитывать, что результаты, полученные при проведении подобных исследований, стоит рассматривать лишь как экспресс-оценку сверху, так как в случае низкопроницаемых пород сжимаемость, определенная другими методами, будет ниже из-за взаимодействия жидкости с породой.

Список литературы

1. Unalmiser S., Swalwell T.J. Routine determination of pore compressibility at any pressure based on two point measurements // SCA Conference. - 1993. - Paper No. 9317.

2. Pore volume compressibilities of sandstones and carbonates from Helium porosimetry measurements / G.L.P. de Oliveira [et al.] //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – V. 137. – P. 185–201. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.11.022

3. Strength Properties, Elastic Modules and Compressibility Factors of Rocks from Oil Fields OOO LUKOIL–Western Siberia / V. Vavilin [et al.] // SPE-182028-MS. - 2016. - https://doi.org/10.2118/182028-MS

4. Исследование зависимости проницаемости горной породы от ее напряженно-деформированного состояния / А.Л. Хашпер [и др.] //Геологический вестник. – 2019. – №. 1. – С. 133–140. – http://doi.org/10.31084/2619-0087/2019-1-10

5. Макфи К., Рид Д., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. Сер. Нефтегазовый инжиниринг. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 912 c.

6. Jalalh A.A. Compressibility of porous rocks: Part II. New relationships //Acta Geophysica. – 2006. – V. 54. – P. 399–412. – http://doi.org/10.2478/s11600-006-0029-4

7. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1970. – 239 с.

8. Zimmerman R.W. Compressibility of sandstones. – Elsevier, 1990. – 172 p.

9. Филиппов А.И., Михайлов П.Н. Особенности вытеснения жидкости при фильтрации в среде с малой пористостью // Инженерно-физический журнал. – 2022. – Т. 95. – №. 3. – С. 734. – http://doi.org/10.1007/s10891-022-02529-4

10. An analytical model for pore volume compressibility of reservoir rock / Zhu S. [et al.] // Fuel. – 2018. – V. 232. – P. 543–549. – http://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.05.165

В статье представлены результаты лабораторных исследований, направленных на активный акустический и деформационный мониторинг раскрытия трещины гидроразрыва в модельном пористом материале на основе гипса. Для сравнения представлены результаты численного моделирования затухания упругих волн при прохождении через модельный образец, основанного на полученных экспериментальных данных. Выполнено непосредственное измерение раскрытия трещины в сопоставлении с изменением амплитуды ультразвукового импульса, проходящего через трещину в процессе ее образования и раскрытия. Модельный образец имел цилиндрическую форму, внутри которого до середины его высоты расположена трубка с затравками для создания трещины гидроразрыва. Образец помещался между двумя алюминиевыми дисками, в поверхности которых были вмонтированы пьезоэлектрические преобразователи, работающие в режиме приемника и передатчика. С помощью насосной системы в образец через трубку нагнеталась жидкость гидроразрыва – силиконовое масло, что приводило к образованию круговой трещины, перпендикулярной оси образца. По мере увеличения расхода жидкости с помощью индукционных измерителей перемещения измерялась величина раскрытия трещины. По результатам исследования построены зависимости, связывающие давление закачки жидкости ГРП и раскрытие трещины ГРП с амплитудой сигнала ультразвуковых импульсов, прошедших через трещину. Проведенное численное моделирование показало, что нормированные амплитуды ультразвукового импульса, рассчитанные в зависимости от раскрытия трещины, отличаются от экспериментальных значений не более чем на 7 %. Полученные результаты исследования позволяют оценивать величину раскрытия трещины гидроразрыва с применением активного акустического мониторинга.

Список литературы

1. Numerical Simulation of Fracking in Shale Rocks: Current State and Future Approaches // G. Hattori, J. Trevelyan, C.E. Augarde [et al.] // Arch Computat Methods Eng. – 2017. – V. 24. – P. 281–317. – https://doi.org/10.1007/s11831-016-9169-0

2. Савенков Е.Б., Борисов В.Е. Математическая модель развития трещины гидроразрыва пласта в трехмерной пороупругой среде // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Механика. – 2018. – № 1. – С. 5–17. - https://doi.org/10.15593/perm.mech/2018.1.01

3. Furong Wu, Yuanyuan Yan, Chen Yin. Real-time microseismic monitoring technology for hydraulic fracturing in shale gas reservoirs: A case study from the Southern Sichuan Basin // Natural Gas Industry B. – 2017. – V. 4. – Issue 1. – P. 68-71. – https://doi.org/10.1016/j.ngib.2017.07.010

4. Experimental Verification of Dimensional Analysis for Hydraulic Fracturing / C.J. de Pater, M.P. Cleary, T.S. Quinn [et al.] // SPE-24994-PA. – 1994. – https://doi.org/10.2118/24994-PA

5. Groenenboom J., Fokkema J.T. Monitoring the width of hydraulic fractures with acoustic waves // Geophysics. – 1998. – V. 63. – No. 1. – P. 139–140.

6. Groenenboom J., van Dam D.B, de Pater C.J. Time-Lapse Ultrasonic Measurements of Laboratory Hydraulic-Fracture Growth: Tip Behavior and Width Profile // SPE-68882-PA. – 2001. – https://doi.org/10.2118/68882-PA

7. Medlin W.L., Massé L. Laboratory Experiments in Fracture Propagation // SPE-10377-PA. – 1984. – https://doi.org/10.2118/10377-PA

8. Acoustic Emission and Ultrasonic Transmission Monitoring of Hydraulic Fracture Initiation and Growth in Rock Samples / S. Stanchits, A. Surdi, E. Edelman, R. Suarez-Rivera // 30th European Conference on Acoustic Emission Testing & 7th International Conference on Acoustic Emission, University of Granada, 12-15 September, 2012. – https://www.ndt.net/article/ewgae2012/content/papers/52_Stanchits.pdf

9. Onset of Hydraulic Fracture Initiation Monitored by Acoustic Emission and Volumetric Deformation Measurements // S. Stanchits, A. Surdi, P. Gathogo [et al.] Rock Mech Rock Eng. – 2014. – V. 47. – P. 1521–1532. – https://doi.org/10.1007/s00603-014-0584-y

10. Stanchits S., Burghard J., Surdi A. Hydraulic Fracturing of Heterogeneous Rock Monitored by Acoustic Emission // Rock Mech Rock Eng. – 2015. – V. 48. – P. 2513–2527. – https://doi.org/10.1007/s00603-015-0848-1

11. Laboratory Hydraulic Fracturing Experiments in Intact and Pre-fractured Rock / M.D. Zoback, F. Rummel, R. Jung, C.B. Raleigh // Int. J. Rock Mech. Min. Sci. & Geomech. Abstr. – 1977. – V. 14. – P. 49–58. – https://doi.org/10.1016/0148-9062%2877%2990196-6

12. Динамика роста трещины гидроразрыва по данным ультразвукового просвечивания в лабораторных экспериментах / С.Б. Турунтаев, Е.В. Зенченко, П.Е. Зенченко [и др.] // Физика Земли. – 2021. – № 5. – С. 104–119. – http://doi.org/10.31857/S0002333721050215

13. Исследование динамики распространения и раскрытия трещин гидроразрыва в лабораторном эксперименте акустическими методами / Е.В. Зенченко, П.Е. Зенченко, А.А. Лукина, С.Б. Турунтаев // Динамические процессы в геосферах. – 2019. – № 11. – С. 26–34. – http://doi.org/10.26006/IDG.2019.11.38613

14. Совместный акустический и деформационный мониторинг трещины гидроразрыва в лабораторном эксперименте / Е.В. Зенченко, П.Е. Зенченко, В.А. Начев [и др.] // Физика Земли. – 2023. – № 3. – С. 148–157. – https://doi.org/10.31857/S0002333723030134

Доля неработающего фонда на старых месторождениях Краснодарского края требует реализации эффективных мероприятий по выводу скважин из бездействия. С этой точки зрения наиболее успешными геолого-техническими мероприятиями (ГТМ) признаны обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин с целью удаления глинисто-песчанных пробок, очистки от кольматанта, а также для интенсификации добычи при непосредственном воздействии на продуктивный горизонт. Очистку ствола скважин необходимо проводить также перед всеми другими видами ГТМ, запланированными недропользователем на бездействующем и эксплуатационном фонде (смена насоса, ловильные работы, ремонтно-изоляционные работы). Проходимость эксплуатационных колонн необходимо обеспечивать на начальном этапе работ по ликвидации скважин. Предложены скважинная компоновка и усовершенствованная технология ОПЗ с использованием струйных кавитационных эффектов. Разработанное устройство спускают на колонне насосно-компрессорных или бурильных труб в скважину на 2-2,5 м выше пробки. Включают насосный агрегат и обеспечивают промывку скважины. Возможно использование прямой и обратной промывки. Рабочая жидкость при этом истекает в ствол скважины через центральное профилированное отверстие, а также через насадки верхнего и нижнего ярусов. Если в скважине имеется уплотненная пробка, которая не разрушается струей промывочной жидкости, что контролируется снижением веса колонны труб при спуске, т.е. разгрузкой на текущий забой, то промывку прекращают, в колонну бросают штуцер (с кавитационным или гидродинамическим профилем), штуциируют поток для разрушения пробки и очистки интервалов перфорации в скважине. Данная технология прошла опытно-промысловые испытания на скважинах газонефтяных Восточно-Северском и Ключевом месторождениях Краснодарского края.

Список литературы

1. Пат. 2796409 РФ, E21B 37/00 (2006.01). Способ промывки скважины от глинисто-песчаной или проппантовой пробки / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВО «КубГТУ». - № 2022124026; заявл. 09.09.2022; опубл. 23.05.2023.

2. Ибрагимов Л.Х. Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 414 с.

3. Омельянюк М.В., Уколов А.И., Пахлян И.А. Численное моделирование турбулентных затопленных струй, бьющих в тупик перфорационных каналов, при обработках скважин // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 72-76. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-72-76

1. Многовариантная оптимизация системы разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Ачимовской свиты / А.Э. Федоров, И.Р. Дильмухаметов, А.А. Поваляев [и др.] // SPE-201811-RU. – 2020. – http://doi.org/10.2118/201811-RU

2. Система поддержки принятия решений при разбуривании новых участков низкопроницаемых коллекторов Ачимовских отложений и их аналогов с использованием алгоритмов машинного обучения / А.Э. Федоров, Б.И. Сулейманов, А.А. Поваляев [и др.] // SPE-201921. – 2020. – http://doi.org/10.2118/201921-MS

3. Саяхутдинов А.И., Амбарцумян Р.А., Калимуллин Ф.М. Классификация карбонатных коллекторов для повышения эффективности разработки карбонатных объектов // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 6. – С. 58–63. – http://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-6-58-63

4. Nelson R. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. - Gulf Professional Publishing, 2001. – 352 p.

5. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

6. Aguilera R. Naturally Fractured Reservoirs. – Tulsa, Oklahoma: PennWell Books, 1995. – 521 p.

7. Автоматизированный интеллектуальный помощник в выборе систем разработки в ТРИЗ / А.В. Сергейчев, К.В. Торопов, М.С. Антонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – №10. – С. 76–81. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-76-81

8. Розова А.Р., Сафьянников И.М. Мировой опыт применения различных систем разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 1. – C.24-28

9. Лутфуллин А.А. Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России // Бурение и нефть. – 2009. – № 1. – С. 6–9.

10. Нургалиев А.А., Хабибуллин Л.Т. Анализ влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение и развитие систем заводнения в карбонатных коллекторах мелких месторождений Республики Татарстан // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2016. – Т. 2. – № 3. – С. 234–238

11. Эффективность удлинения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах на примере месторождений ОАО «Удмуртнефть» / А.Ю. Топал, Т.С. Усманов, А.М. Зорин [и др.] // Бурение и нефть. – 2018. – № 10. – С. 60–64.

На шельфовых месторождениях Южного Вьетнама (Белый Тигр, Дракон, Белый Медведь, Белуга, Белый Заяц) СП «Вьетсовпетро» c 1997 г. успешно применяется газлифтный способ эксплуатации скважин. Данный способ эксплуатации имеет ряд преимуществ, в частности, обеспечивает возможность эксплуатации скважин в осложненных условиях, таких как высокое давление насыщения нефти газом, высокий газовый фактор, наличие асфальтосмолистых отложений и солеобразования, повышенное содержание и залповый вынос механических примесей в процессе эксплуатации, значительные углы наклона скважин. Через газлифтное внутрискважинное оборудование можно спускать приборы для проведения гидродинамических исследований, выполнять обработки призабойной зоны пласта, реперфорацию, применять физические методы увлечения нефтеотдачи. Перевод скважин в систему поддержания пластового давления осуществляется без замены газлифтного оборудования и, соответственно, без высоких затрат на привлечение буровой установки. Большой межремонтный период газлифтных скважин в условиях шельфовых месторождения является одним из значимых преимуществ по сравнению с другими механизированными способами добычи нефти. Однако газлифтный способ добычи имеет ряд недостатков. Во-первых, при эксплуатации малодебитных скважин непрерывным газлифтом увеличиваются удельные расходы газа, наблюдается нестабильная работа подъемника, снижается температура потока на устье и, как следствие, усиливается парафиноброзование на НКТ. Во-вторых, при применении газлифтного способа необходимо обеспечивать герметичности скважинного оборудования и пусковых клапанов. В-третьих, с увеличением обводненности добываемой продукции эффективность работы газлифтного подъемника снижается. Потенциал работы скважин зависит от многих факторов, которые с течением времени подвержены изменениям (обводненность, пластовое давление, газовый фактор, давления в системе сбора и подачи газлифта). Опыт эксплуатации газлифтных комплексов на месторождениях Вьетнама показал, что за счет устранения многоточечного ввода газа и негерметичности лифта удельный расход газа можно сократить на 20 %, обеспечив при этом потенциал работы скважин. За счет оптимального распределения компримированного газа можно сократить удельные расходы на 10 %. В связи с отмеченным одной из важнейших задач мониторинга газлифтного фонда является проведение исследований герметичности внутрискважинного оборудования и пусковых клапанов. По результатам исследований разрабатываются мероприятия, направленные на восстановление работоспособности оборудования и повышение эффективности его эксплуатации.

В статье рассмотрена актуальная проблема, возникающая при бурении горизонтальных скважин, – наличие зоны непромера при использовании скважинных каротажных приборов. Наличие этой зоны повышает вероятность выхода из целевого интервала при проводке горизонтального ствола и, как следствие, снижения дебита. В подобных случаях возрастает ценность геолого-геохимических исследований, проводимых станцией геолого-технологических исследований (ГТИ). В настоящее время в рамках ГТИ применяется несколько методов изучения шлама: описание литологических особенностей вскрываемого интервала, определение плотности и карбонатности пород, а также типа насыщения пород с помощью люминесцентно-битуминологического анализа. Все эти методы разработаны более 50 лет назад, не совершенствовались до наших дней и не отвечают современным задачам. Поиски способов повышения информативности исследований шлама привели к созданию технологии секвенирования ДНК микробиоты, содержащейся в нем. В процессе бурения вместе с буровым шламом или керном на поверхность выносятся микроорганизмы, населяющие пласт. С появлением новых и относительно недорогих инструментов количественного описания (высокопроизводительное ДНК-секвенирование) появилась возможность оперативной и детальной идентификации пластовых микроорганизмов и определения условий, в которых они обитают, и их пищевого рациона (нефть или газ). Таким образом, стало возможным использование микроорганизмов в качестве природных ДНК-маркеров для определения зоны и типа насыщения коллектора. В статье рассмотрены потенциальные направления применения технологии как в процессе бурения скважины, так и при последующей ее эксплуатации. Приведен пример испытания технологии на месторождении в Российской Федерации.

Список литературы

1. NGS: Высокопроизводительное секвенирование, 4-е издание / Д.В. Ребриков [и др.]. – М.: Лаборатория знаний, 2021. – 232 с.

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

3. Применение газового каротажа для геонавигации и оперативного определения межфлюидных контактов при проводке горизонтальных скважин / Р.Р. Ильязов, С.А. Никифоров, Е.Ю. Черников, Т.Р. Рахимов // Нефтяное Хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 72–77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-72-77

4. Using DNA-Logging to Determine Inflow Profile in Horizontal Wells / A.S. Posdyshev, P.V. Shelyakin, N.M. Shaikhutdinov [et al.] // SPE-206515-MS. - 2021. - https://doi.org/10.2118/206515-MS

5. Comparative metagenomics of hydrocarbon and methane seeps of the Gulf of Mexico / A. Vigneron [et al.] // Sci Rep 7: 16015. 2017. - https://doi.org/10.1038/s41598-017-16375-5

6. О включении высокообводненных запасов недонасыщенных нефтью коллекторов в категорию трудноизвлекаемых / А.Х. Шахвердиев, С.В. Арефьев, А.С. Поздышев, Р.Р. Ильязов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 34–39. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-34-39

7. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В., Давыдов А.В. Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 4. – С. 38–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-38-43

8. Shestopalov Y.V., Shakhverdiev A.Kh. Qualitative Theory of Two-Dimensional Polynomial Dynamical Systems., MDPI, SYMMETRY. – 2021. – № 13. – V. 1884. – Р. 01–19. – https://doi.org/10.3390/sym13101884

9. Microbial Community Cohesion Mediates Community Turnover in Unperturbed Aquifers / R.E. Danczak [et al.] // mSystems. – 2018. – V. 3. – № 4. - https://doi.org/10.1128/msystems.00066-18

10. Effect of surfactant on volume and pressure of generated CO2 gas / S.I. Bakhtiyarov, A.K. Shakhverdiyev, G.M. Panakhov, E.M. Abbasov // SPE-106902-MS. - 2007. - https://doi.org/10.2118/106902-MS

11. Фаткуллина А.С., Садчиков А.В. Использование продуктов БГУ для повышения нефтеотдачи // Современные проблемы науки и образования. – 2014. – № 3.

12. Микробиологические методы увеличения добычи нефти: обзор / Д.В. Баранов, А.Н. Петрова, Р.К. Ибрагимов [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. 2016. № 24. – С. 35-39.

13. Editorial: Petroleum Microbial Biotechnology: Challenges and Prospects / W.A. Ismail, J.D. Van Hamme, J.J. Kilbane, Ji-Dong Gu // Frontiers in Microbiology. – 2017. - No. 8. - https://doi.org/10.3389/fmicb.2017.00833

14. Rhamnolipids Produced by Indigenous Acinetobacter junii from Petroleum Reservoir and its Potential in Enhanced Oil Recovery / Hao Dong, Wenjie Xia, Honghong Dong [et al.] // Frontiers in Microbiology. – 2016. - No. 7. - https://doi.org/10.3389/fmicb.2016.01710

15. Подготовка к внедрению водогазового воздействия на опытном участке ПАО «ТАТНЕФТЬ» / Н.А. Князева, А.Н. Береговой, М.Р. Хисаметдинов [et al.] // SOCAR Proceedings. – 2022. – № 2. – С. 19–27. – http://dx.doi.org/10.55.10./OGP2022SI2007371

Адрес для связи: KA_Boyko@bnipi.rosneft.ru

Ключевые слова: роботизация, имитационное моделирование, система массового обслуживания, производственный процесс, ремонт

насосно-компрессорных труб (НКТ)

В статье представлен общий подход к имитационному моделированию роботизированного цеха, занимающегося ремонтом и восстановлением насосно-компрессорных труб. Основная цель моделирования заключается в оценке эффективности управления ремонтными работами с использованием современного высокопроизводительного оборудования. Для достижения этой цели проведен обзор различных языков и инструментальных средств имитационного моделирования. Выбран и применен алгоритм моделирования на основе систем массового обслуживания, позволяющий учесть особенности производственного процесса и эффективно моделировать управление ремонтными работами. Алгоритм основан на идее обслуживания клиентов в очереди, где каждый клиент представляет заявку на ремонт. Система массового обслуживания учитывает время обработки заявки, время ожидания в очереди и время обслуживания каждого клиента. Для проведения имитационного моделирования производственного процесса выбрана среда SimEvents, входящая в состав пакета Matlab/Simulink. Данная среда предоставляет широкие возможности для создания и анализа компьютерных моделей, а также позволяет организовать динамическую информационную базу данных и визуализировать результаты моделирования. По результатам имитационного моделирования оценена эффективность управления ремонтными работами в роботизированном цехе. На основе результатов оценки предложен вариант оптимизации производственного процесса. Данный вариант обеспечивает оптимальное распределение ресурсов, улучшение планирования работ, оптимизацию работы роботизированных систем, а также предполагает меры, направленные на повышение эффективности работы цеха и сокращение времени выполнения ремонтных работ. Таким образом, использование имитационного моделирования в данном исследовании позволило оценить эффективность управления ремонтными работами в роботизированном цехе и предложить меры по оптимизации производственного процесса. Это важный шаг в развитии современных методов управления и планирования производственных процессов в области ремонта и восстановления насосно-компрессорных труб.

Список литературы

1. Ланская Д.В., Кузнецова К.А. Инструментарий решения проблем повышения конкурентоспособности на предприятии в условиях внедрения бережливого производства и цифровых трансформаций // Вестник Академии знаний. – 2021. – №2 (43). – С. 119–124. -

https://doi.org/10.24412/2309-6139-2021-11051

2. Поникарова И.Н. Применение инструментов и технологий бережливого производства в управлении наукоемкими компаниями в условиях инноваций // Инновационная экономика: перспективы развития и совершенствования. – 2021. – № 8 (58). – С. 97–104. -

https://doi.org/10.47581/2021/PS-94/IE.8.58.13

3. Ильин К.О., Гаврилова О.А., Краевский Н.Н. Разработка концепции роботизированного технологического комплекса для текущего и капитального ремонта скважин // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 1. – С. 82–85. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-82-85

4. Плескунов М.А. Теория массового обслуживания. - Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2022. – 264 с.

5. Ослин Б.Г. Моделирование. Имитационное моделирование СМО. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 128 с. – http://simulation.su/uploads/files/default/2010-uch-posob-oslin.pdf

6. Зазулина Д.С. Имитационное моделирование и искусственный интеллект. // Научные высказывания. – 2023. – №10 (34). – С. 15–17. https://nvjournal.ru/article/Imitatsionnoe_modelirovanie_i_iskusstvennyj_intellekt

7. Федоткин И.М. Математическое моделирование технологических процессов. – М.: КД Либроком, 2018. – 416 c.

8. Яглом И.М. Математические структуры и математическое моделирование – М.: Ленанд, 2018. – 144 c.

9. Копейкин И.С. Применение математических инструментов при диагностике и повышение эффективности производственных процессов // // Материалы Международной научно-практической конференции «РОЛЬ МАТЕМАТИКИ В СТАНОВЛЕНИИ СПЕЦИАЛИСТА-2023». – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2023. – С. 8–10.

Коррозионно-эрозионное разрушение – это сложный механизм деградации материалов, возникающий в условиях одновременного протекания электрохимического и механического процессов. Серьезные экономические последствия коррозионно-эрозионного разрушения связаны с преждевременным выходом из строя компонентов нефтегазового оборудования, трубопроводов, увеличением времени простоя и затратами на техническое обслуживание. В статье выполнена оценка коррозионной стойкости трубных сталей, а также эффективности ингибиторов коррозии покрытий как методов антикоррозионной защиты оборудования в условиях наличия механических примесей. В результате исследований установлено, что наличие механических примесей вызывает прирост скорости коррозии углеродистых и низколегированных сталей на 30-50 % в зависимости от скорости движения газожидкостной смеси. Наиболее негативное влияние механических примесей проявляется при высоких скоростях потока. В сопоставимых условиях испытаний значимой разницы в скоростях коррозии для сталей, содержащих 0,5 % хрома и не содержащих хром, не выявлено. Показано, что полимерные эпоксидные покрытия эффективны в предотвращении коррозионно-эрозионного износа, однако для их применения в средах, содержащих механические примеси, требуется проведение отдельных испытаний на износостойкость. Исследована возможность применения водорастворимого ингибитора коррозии для защиты от коррозионно-эрозионного износа. Показано, что применение ингибитора коррозии в базовых дозировках (25 мг/л) не является эффективным. Возможной причиной низкой эффективности ингибитора коррозии при указанной дозировке является адсорбция ингибитора на механических примесях и/или срыв пленки ингибитора коррозии при механическом воздействии взвешенных частиц на поверхность металла. При повышенных дозировках ингибитор коррозии эффективно снижает скорость коррозионно-эрозионного износа углеродистых и низколегированных сталей.

Список литературы

1. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. – 331 с.

2. Денисов П.Ю., Маркин А.Н., Бриков А.В. Оценка защитных свойств ингибиторов коррозии с помощью установки «вращающийся барабан» // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 10. – С. 52–57.

3. Effects of temperature on erosion-corrosion of 13Cr / J. Chen, J. Shadley, H. Rinson, E. Ryicki // Proceedings of Intl NACE Conference, 2008. – Paper № 03320.

4. Addis J., Brown B., Nesic S. Erosion-corrosion in disturbed liquid/particle flow // Proceedings of Intl NACE Conference, 2008. – Paper № 08572.

5. Бернштейн М.Л., Займовский В.Л. Механические свойства металлов. – М.: Металлургия. – 1979. – 494 с.

6. Neville A., Wang C. Erosion–corrosion mitigation by corrosion inhibitors—An assessment of mechanisms // Wear. - 2009. – V. 267. – Issue 1-4. – P. 195-203. – https://doi.org/10.1016/j.wear.2009.01.038

Важность развития ESG-подхода, применяемого для оценки эффективности достижения целей устойчивого развития, в том числе предприятиями нефтегазовой отрасли, является довольно распространенной практикой в современной экономике России. Классическим моментом в становлении большинства компаний являются рациональное применение и наращивание потенциала человеческого ресурса с позиции представления его как основного капитала организации. Трансформационные тенденции нашего времени, ориентированные на достижение ESG-стандартов, определяют новые высокие требования к уровню профессионализма, ответственности и квалификации сотрудников в области экологических знаний, включая вопросы, связанные с теорией устойчивого развития, и, в частности, ESG-концепта как инструмента его оценивания. Тем не менее, проведенный авторами анализ научных источников информации, показал отсутствие методики оценки экологического интеллекта сотрудников предприятий. В то же время экологический интеллект является не только новым вектором развития ESG-методологии, но и необходимым инструментом стратегического развития нефтегазовой отрасли в целом. С учетом классификационного разделения экологического интеллекта по масштабу его проявлений показаны целесообразность исследования уровня развития корпоративного экологического интеллекта на предприятиях нефтегазовой отрасли. В статье предложена многокритериальная методика оценки корпоративного экологического интеллекта, дополненная шкалой оценки расчетных результатов. Проведен апробационный расчет на статистических данных открытого доступа крупных предприятий нефтегазовой отрасли. Анализ полученных результатов позволил выделить общие проблемы в области экологического интеллекта и определить перспективные направления его развития, характерные для предприятий нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. Ефимова О.В., Волков М.А., Королёва Д.А. Анализ влияния принципов ESG на доходность активов: эмпирическое исследование // Финансы: теория и практика. – 2021. – № 4. – С. 82–97. - https://doi.org/10.26794/2587-5671-2021-25-4-82-97

2. Орлов С.Н., Луговой И.Н. Адаптация предпринимательства к национальной ESG-повестке // Вестник Томского государственного университета. – 2022. – № 58. – С. 208-223. – https://doi.org/10.17223/19988648/58/13

3. Третьякова В.А., Сапожникова М.А., Воронова А.С. Разработка системы показателей для оценки устойчивого развития предприятия // Вестник Академии знаний. – 2023. – № 54 (1). – С. 245–249.

4. Дзедик В.А., Усачева И.В. Устойчивое развитие и ESG-концепция производства в контексте возможностей индустрии // Вестник Волгоградского государственного университета. Экономика. – 2022. – Т. 24. – № 2. – С. 23–37. - https://doi.org/10.15688/ek.jvolsu.2022.2.2

5. Мурай В.Ю. Механизм управления устойчивым развитием промышленных предприятий // Вестник института экономических исследований. – 2021. – № 2 (22). – С. 58–64.

6. Гуськова Н.Д., Ерастова А.В., Никитина Д.В. Стратегическое управление устойчивым развитием предприятий малого бизнеса // Регионология. – 2021. – Т. 29. – № 2. – С. 306–327. – https://doi.org/10.15507/2413-1407.115.029.202102.306-327

7. Чепулянис А.В., Садыков Р.Р. Эколого-ориентированный учет и отчетность предприятий АПК // Учет. Анализ. Аудит. – 2022. – № 4. – С. 45–56. - https://doi.org/10.15507/2413-1407.115.029.202102.306-327

8. Журавлев В.В., Варкова Н.Ю., Журавлева А.А. Экологические аспекты оценки стратегии устойчивого развития угледобывающих предприятий Саха-Якутии // Вестник ЮУрГУ. Сер. «Экономика и менеджмент». – 2021. – Т. 15. – № 4. – С. 137–147. - https://doi.org/10.14529/em210414

9. Комбарова А.Е. Методика оценки экологической, социальной и корпоративной ответственности компаний на основе индекса ЭСКО // Журнал прикладных исследований. – 2021. – № 6. – С. 808–813. - https://doi.org/10.47576/2712-7516_2021_6_9_808

10. Курносова Т.И. Отечественный и зарубежный опыт использования ESG-принципов в разработке стратегии развития нефтегазового бизнеса // Экономика, предпринимательство и право. – 2022. – Т. 12. – № 1. – С. 387–410.

11. Деревянкина Е.С., Янковская Д.Г. Раскрытие ESG-факторов в интегрированной отчетности нефтедобывающих организаций как база для принятия инвестиционных решений // Интеллект. Инновации. Инвестиции. – 2022. – № 2. – С. 44–56. - https://doi.org/10.25198/2077-7175-2022-2-44

12. Захматов Д.Ю. Система ESG-координат в методологии оценки стоимости активов // Вестник Томского государственного университета. Экономика. – 2022. – № 59. – С. 109–126. - https://doi.org/10.17223/19988648/59/7

13. Евлахова Ю.С. ESG-факторы в оценке репутационных рисков крупнейших российских банков // Вестник СПбГУ. Экономика. – 2022. – Т. 38. – № 4. – С. 385–415. . - https://doi.org/10.21638/spbu05.2022.303

14. Поподько Г.И., Нагаева О.С., Шишацкий Н.Г. Роль крупных компаний в снижении бедности и социального неравенства населения ресурсного региона // Журнал СФУ. Гуманитарные науки. – 2022. – № 7. – С. 987–1000. - https://doi.org/10.21638/spbu05.2022.303

15. Соболева Г.В., Зуга Е.И. Вовлеченность российских компаний в реализацию ESG-повестки: социальный и корпоративный аспект в контексте нефинансовой отчетности // Вестник СПбГУ. Экономика. – 2022. – Т. 38. – № 3. – С. 365–384. - https://doi.org/10.21638/spbu05.2022.302

16. Макарова И.Л. Анализ методов определения весовых коэффициентов в интегральном показателе общественного здоровья // Символ науки. – 2015. – № 7–1. – С. 87–94.

Обратная закачка бурового шлама и сопутствующих технологических жидкостей в подземные геологические пласты-объекты представляет собой технологически сложный процесс. Для закачки бурового шлама обратно в пласт необходимо провести шлам через длительную цепочку подготовки. Шлам измельчают в несколько этапов до гранул необходимого размера специальным размельчителем. Затем выполняется подготовка шламовой пульпы путем смешивания измельченной породы с подготовленной жидкостью. Реология шламовой пульпы позволяет поддерживать твердую фазу во взвешенном состоянии. Далее подготовленный раствор закачивается в пласт под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта. Из всех имеющихся технологий по размещению отходов бурения, технология обратной закачки бурового шлама в пласт считается наилучшим экологическим решением при работе на шельфе в условиях чувствительной морской экосистемы. С помощью этой технологии можно безопасно утилизировать весь спектр буровых отходов в соответствии со строгими требованиями «нулевого сброса». Технология обратной закачки особенно актуальна для проектов, при реализации которых отсутствует возможность размещать буровые отходы традиционными способами (термодесорбция, отжиг, обезвоживание, осушение бурового шлама, капсуляция и захоронение в шламовых амбарах) в силу климатических условий и сложности производственных процессов. В статье рассмотрены основные принципы технологии обратной закачки бурового шлама и причины снижения емкости геологического объекта, используемого для размещения буровых отходов, а также дано описание мероприятий, направленных на восстановление емкости объекта закачки. В качестве примера рассмотрена скважина для обратной закачки бурового шлама Пильтун-Астохского месторождения, расположенного на шельфе Охотского моря.

Список литературы

1. Минимизация негативного воздействия на окружающую среду при размещении отходов бурения: практика и результаты // Чистый воздух. – Спецвыпуск. – 2022. – № 1 (36). – С. 8-11.

2. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с.

3. Geomechanical evaluation of solids injection / I. Gil, B. Damjanac, N. Nagel, Q. Guo // Proceedings of 44th US Rock Mechanics Symposium - 5th US/Canada Rock Mechanics Symposium. – 2010. - Salt Lake City, Utah, June 27–30.

4. The Mounds drill cuttings experiment: Determining placement of drill cuttings by hydraulic fracturing injection / Z.A. Moschovidis, R.P. Steiger, W. Xiaowei [et al.] // SPE-48987-MS. – 1998. - https://doi.org/10.2118/48987-MS

5. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. - New York: JohnWilley & Sons, Ltd., 2000.

6. Offshore CRI Well Performance Diagnostics and Fractured Domain Mapping Using Injection Data Analytics and Hydraulic Fracturing Simulation, Verified Through 4D Seismic and Wireline Logging / F. Marketz, D. Brown; R. Alyabiev [et al.] // SPE-205896-MS. – 2021. - https://doi.org/10.2118/205896-MS