В статье представлен опыт использования оптимизационных алгоритмов для автоматизации процесса настройки петроупругих моделей Шу - Вайта (Xu - White) и «жесткого песка» (stiff-sand) на примере ачимовских отложений одного из месторождений Западной Сибири. Использование методов дифференциальной эволюции и двойного отжига позволило получить параметры петроупругих моделей с наименьшей ошибкой в обоснованных границах. Для анализа контрастности и получения решающих правил разделения классов горных пород используются графики функций плотности вероятности и метод логистической регрессии. Такой подход позволяет получить статистически верное решение с количественной оценкой контрастности в виде метрики. Для смоделированных кривых упругих свойств отмечается разделение на коллектор и неколлектор по данным геофизических исследований скважин и разделение со значительным перекрытием или его отсутствие по данным сейсморазведки. С предположением, что скважины вскрыли не максимально возможные толщины коллекторов ачимовских отложений в районе работ, выполнено моделирование упругих свойств для пяти сценариев увеличенных относительно базовых эффективных толщин. Результат анализа контрастности показал уверенное разделение в поле акустического импеданса и отношения скоростей продольной и поперечной волн при значениях соотношения эффективных и общих толщин больше 0,4. Такие толщины коллекторов по фактическим данным маловероятны для перспективных объектов участка исследования.

Список литературы

1. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The Rock Physics Handbook // Cambridge University Press. – 2009. – Second Edition. – https://doi.org/10.1017/CBO9780511626753

2. Xu S., White R.E. A new velocity model for clays and mixtures // Geophys. Prospecting. – 1995. – V. 43. P. 91–118. – https://doi.org/10.1111/j.1365-2478.1995.tb00126.x

3. Hertz H. Über die Berührung fester elastischer Körper // Journal für die reine und angewandte Mathematik. – 1882. – V. 92 (1). – P. 156–171. – https://doi.org/10.1515/crll.1882.92.156

4. Mindlin R.D. Compliance of Elastic Bodies in Contact // J. Appl. Mech. – 1949. – V. 16. – P. 259–268. – https://doi.org/10.1115/1.4009973

5. Hill R. The elastic behavior of crystalline aggregate // Proc. Phys. Soc., London. – 1952. – V. 65. – P. 349–354. – https://doi.org/10.1088/0370-1298/65/5/307

6. Gassmann F. Über die Elastizität poröser Medien // Vierteljahrsschrift der Naturforschenden Gesellschaft. – 1951. – V. 96. – P. 1–23.

7. Wood A.W. A Textbook of Sound: Being an Account of the Physics of Vibrations with Special Reference to Recent Theoretical and Technical Developments. –

New York: McMillan Co, 1955.

8. Batzle M., Wang Z. Seismic Properties of Pore Fluids // Geophysics. – 1992. – V. 57. – P. 1396–1408. – https://doi.org/10.1190/1.1443207

9. Backus G.E. Long-Wave Elastic Anisotropy Produced by Horizontal Layering // Journal of Geophysical Research. – 1962. – V. 67. – P. 4427–4440. – https://doi.org/10.1029/JZ067i011p04427

10. Storn R., Price K. Differential Evolution - a Simple and Efficient Heuristic for Global Optimization over Continuous Spaces // Journal of Global Optimization. – 1997. – V .11. P. 341–359. – https://doi.org/10.1023/A:1008202821328

11. Generalized Simulated Annealing Algorithm and Its Application to the Thomson Model / Y. Xiang, D.Y. Sun, W. Fan, X.G. Gong // Physics Letters A. – 1997. – V. 233. – P. 216–220. – https://doi.org/10.1016/S0375-9601(97)00474-X

12. https://docs.scipy.org/doc/scipy/reference/

13. Hastie T., Tibshirani R., Friedman J. The Elements of Statistical Learning: Data Mining, Inference, and Prediction // Springer Science Business Media. – 2001. –

P. 553. – https://doi.org/10.1007/978-0-387-21606-5

14. https://scikit-learn.org/stable/

Коллекторы Восточной Сибири имеют ряд особенностей и сложностей в изучении. В представленной работе уделено внимание неоднозначности определения флюидонасыщения карбонатных пород при работе с фотографиями полноразмерного керна в ультрафиолетовом (УФ) свете. Ранее на примере терригенных отложений Восточной Сибири был разработан метод разложения фотографий керна в УФ свете на RGB-каналы, а также доказана зависимость интенсивности света от типа углеводородного насыщения. Пользуясь разработанной и хорошо зарекомендовавшей себя методикой обработки фотографий керна, дальнейшие исследования авторы проводили на карбонатном разрезе. Поскольку карбонатные горные породы имеют собственное минеральное свечение, в работе рассмотрены особенности состава пород и причины возникновения различного свечения. Стандартные подходы к интерпретации фотографий керна карбонатного разреза Восточной Сибири не применимы. Для принятия верного решения нужно рассматривать многовариантность, различные оттенки свечения, чтобы выявить перспективность интересующих прослоев. В данной статье рассмотрены карбонатные отложения бюкской свиты Восточной Сибири. Выработанная последовательность действий позволила определить коридоры значений интенсивности света, при которых с определенной вероятностью будет получен тот или иной приток углеводородов: газ (газоконденсат), нефть, смешанное насыщение в различных комбинациях. Дополнительным источником информации является библиотека палитр насыщения.

Список литературы

1. Бембель С.Р. Геология и картирование особенностей строения месторождений нефти и газа Западной Сибири. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 215 с. –

EDN: VZIXHZ

2. Телков А.П., Грачёв С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений. Часть II. –

Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. – 269 c.

3. Янукян А.П. Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами. – Сургут: ТИУ, 2020. – 13 с.

4. Разработка палитры флюидонасыщения с использованием современных алгоритмов обработки фотографий керна / Е.Ю. Ильина, А.В. Кондакова, Е.М. Пинигина, Д.А. Каюков // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 75–77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-75-77. – EDN: BNAHVA

В статье приведены результаты сейсмостратиграфического анализа геолого-геофизических данных северо-восточной периферии Прикаспийской впадины, на основании которых было детально рассмотрено геологическое строение Новоалексеевского района Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В структуре фундамента района установлено наличие двух типов земной коры, различающихся по времени консолидации: древняя архей - раннепротерозойская и молодая позднепротерозойская (рифейская) кора, что имеет важное значение для понимания геодинамической эволюции территории. В строении осадочного чехла выделено шесть регионально прослеживаемых сейсмостратиграфических комплексов, каждый из которых характеризуется уникальными особенностями строения и формирования. Особого внимания заслуживает выделенный в работе ордовик - силурийский комплекс, наличие отложений которого ранее считалось дискуссионным. Проведенные исследования позволили установить тектоническую принадлежность района и провести корреляцию с масштабными геодинамическими событиями и историей развития всего Прикаспийского региона. Обоснована палеогеографическая обстановка и условия осадконакопления для рифей - раннепермского интервала формирования осадочного чехла. Полученные данные свидетельствуют о значительных перспективах нефтегазоносности Новоалексеевского района, ранее недооцениваемого в этом отношении. Определены приоритетные направления дальнейших исследований, что открывает новые возможности для поисков углеводородов на границе России и Казахстана.

Список литературы

1. Джамикешов А.М., Керимова И.К. Глубинное строение подсолевых отложений северо-востока Прикаспийской впадины // Георесурсы. – 2011. – № 1. –

С. 38–41. – EDN: NKFYPR

2. Жансеркеева А.А. Перспективы нефтегазоносности зоны сочленения северо-востока Прикаспийской впадины и южного сегмента Уральской складчатой системы (Актюбинское Приуралье) // Нефть и газ. – 2022. – № 5. – С. 26–39. – https://doi.org/10.37878/2708-0080/2022-5.02 – EDN: NKFYPR

3. Геология и углеводородный потенциал подсолевых отложений Астраханского свода Прикаспийской нефтегазоносной провинции: результаты комплексного исследования / Ю.А. Волож, Л.А. Абукова, М.П. Антипов [и др.] // Геотектоника. – 2024. – № 5. – С. 114–119. – https://doi.org/10.31857/S0016853X20193323 – EDN: EFPYVC

4. Неволин Н.В. Тектоника Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. – 1958. – № 9. – С. 4–11.

5. Оренбургский тектонический узел: геологическое строение и нефтегазоносность / Под редакцией Ю.А. Воложа, В.С. Парасыны. – М: Научный мир. – 2013. – 264 с.

6. Абилхасимов Х.Б. Перспективы нефтегазоносности Кобланды-Тамдинского поднятия Северного борта Прикаспийской впадины // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. – 2020. – № 1. – С. 4–18. – https://doi.org/10.54859/kjogi95559 – EDN: PGPXFR

7. Слепакова Г.И. Погребенные грабенообразные структуры Прикаспийской впадины // Геотектоника. – 1983. – № 3. – С. 60–65.

8. Крылов Н.Д., Авров В.П., Голубева З.В. Геологическая модель подсолевого комплекса Прикаспийской впадины и нефтегазоносность // Геология нефти и газа. – 1994. – № 6. – С. 35–39.

9. Волож Ю.А., Антипов М.П., Хафизов С.Ф. Об условиях формирования Прикаспийской впадины // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 8–15. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-8-15 – EDN: BMIACO

10. Леонов Ю.Г., Волож Ю.А., Антипов М.П. Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования // Тр. Геол. ин-та. РАН. – 2010. – № 593. – С. 1–64. – EDN: YSFOHB

11. Шлезингер А.Е. Региональная сейсмостратиграфия // Тр. Геол. ин-та РАН. Вып. 512. – М.: Научный мир. – 1998. – 144 с.

12. Новый взгляд на формирование консолидированной коры Прикаспийской нефтегазоносной провинции / Ю.А. Волож, Г.Е. Некрасов, М.П. Антипов

[и др.] // В сб. Тектоника и геодинамика Земной коры и мантии: фундаментальные проблемы – 2022. – С. 114–119. – EDN: EBQSXA

13. Древние микроавлакогены - новые объекты поисков нефти и газа / И.М. Жуков, С.П. Макарова, Ю.В. Новицкий [и др.] // Геология нефти и газа. –

1990. – № 12. – С. 2–4.

14. Политыкина М.А., Тюрин А.М. Перспективы нефтегазоносности рифей – нижнедевонских отложений юга Оренбургской области // Геология нефти и газа. – 2002. – № 5. – С. 20–23.

15. Кан В.П. Глубинное строение актюбинского Приуралья и сопредельной зоны Урала по сейсмическим данным МОГТ // Геология нефти и газа. – 1996. – № 7. – С. 39–44.

Ширанишская формация в бассейне Евфрата в Сирии подразделяется на две толщи: верхнюю и нижнюю. В статье рассмотрена верхнеширанишская формация, сложенная глинисто-карбонатными породами верхнемелового возраста. Обычно она представляет собой нефтематеринскую толщу, обогащенную органическим веществом и обладающую нефтегенерационным потенциалом. Однако при бурении скважины на месторождении Южная Кишма из интервала пород верхнеширанишской формации был получен приток нефти. В связи с этим предпринято более детальное изучение толщи комплексными геолого-геофизическими исследованиями с целью определения типа ее пустотного пространства и фильтрационно-емкостных свойств пород. Были проанализированы закономерности образования системы трещиноватости с более активными периодами тектонических перестроек в геологическом времени. Проведена интерпретация результатов сейсморазведки и геофизических исследований скважин. В процессе работ осуществлен анализ образцов керна с помощью различных методик, включая применение растровой электронной микроскопии. Созданы геологические модели месторождения Южная Кишма с целью установления различных гидродинамических сценариев, которые в дальнейшем можно учесть при его разработке. На основе полученных результатов выполнен подсчет запасов нефти верхнеширанишской формации на месторождении Южная Кишма.

Список литературы

1. Aldahik A. Crude oil families in the Euphrates graben petroleum system: PhD thesis. – Berlin Institute of Technology, 2010. – http://doi.org/10.14279/depositonce-2678

2. Carbonate reservoir controls in the Shiranish Formation of O oil field, Syria / Fu Yupu, Zheng Qiang, Pang Wen, Xia Dongling // Petroleum Geology & Experiment. – 2017. – V. 39(3). – P. 355-361. – https://doi.org/10.11781/sysydz201703355

3. Barrier E., Machhour L., Blaizot M. Petroleum systems of Syria // AAPG Memoir. – 2014. – V. 106. Petroleum systems of the Tethyan region. – P. 335–378.

4. Ismail S. Sedimentology and petroleum potential of the Late Cretaceous Shiranish formation in the Euphrates graben, Syria: PhD Thesis. – Berlin Institute of Technology, 2011. – http://doi.org/10.14279/depositonce-2735

5. Structure and evolution of the petroliferous Euphrates Graben system, Southeast Syria / R. Litak [et al.] // AAPG Bulletin. – 1998. – V. 82. – No. 6. – P. 1173–1190.

6. Brew G. Tectonic and geologic evolution of Syria // GeoArabia. – 2001. – V. 6. – No. 4. – P. 573-616. – http://doi.org/10.2113/geoarabia0604573a

7. Structure and stratigraphy of Eastern Syria across the Euphrates depression / T. Sawaf, D. Al-Saad, A. Gebran [et al.] // Tectonophysics. – 1993. – V. 220. –

No. 1–4. – P. 267-281. – http://doi.org/10.1016/0040-1951(93)90235-C

8. Brew G. Tectonic evolution of the NE Palmyride mountain belt, Syria ,the Bishri crustal block // Journal of the Geological Society. – 2003. – V. 160. – P. 677–685. – http://doi.org/10.1144/0016-764902-161

9. Brew G., Litak R., Barazangi M. Tectonic evolution of Northeast Syria: Regional implications and hydrocarbon prospects // GeoArabia. – 1999. – V. 4. – No. 3. –

P. 289–318. – https://doi.org/10.2113/GEOARABIA0403289

10. De Ruiter R.S.C., Lovelock P.E.R., Nabulsi N. The Euphrates Graben of eastern Syria: A new petroleum province in the northern Middle East // Journal of the Middle East Petroleum Geosciences. – 1995. – No. 1. – P. 357–368.

В статье показаны результаты изучения пород ширанишской свиты с помощью метода Rock-Eval. Были оценены генерационный потенциал пород, происхождение органического вещества (ОВ) и выявлены закономерности его созревания. На основе полученных геохимических параметров ширанишская свита была разделена на нижнюю ширанишскую (НШС) и верхнюю ширанишскую (ВШС) свиты. ВШС в свою очередь была подразделена на подпачки: ВШС-1 и ВШС-2. Анализ пород указывает на наличие нефтематеринских интервалов в нижней части верхней ширанишской свиты (ВШС-1). Для ВШС характерен тип керогена от II до II-III, а также постоянно увеличивающиеся содержание общего органического углерода (ТОС) и значение водородного индекса (HI). Напротив, НШС характеризуется керогеном типа II-III и более низкими значениями TOC и HI. Величины кислородного индекса (OI) в породах НШС заметно выше, чем в ВШС. Все изученные образцы ширанишской свиты, отобранные из семи скважин, расположенных в Евфратском грабене, являются нефтематеринскими. Степень зрелости варьируется от незрелого ОВ в восточном и северо-восточном грабенах до зрелого ОВ в направлении центрального грабена, который располагается в главной зоне нефтеобразования.

Список литературы

1. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrence. – Berlin: Springer Nature, 1984. – 699 p.

2. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry. In: The petroleum System-from Source to Trap // AAPG Memoir 60. – 1994. – P. 93–120.

3. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis // AAPG Bulletin. – 1986. – V. 70. – № 3. – P. 318–329. – http://doi.org/10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865D

4. Espitalie J., Derro G., Marquis F. Rock-Eval Pyrolysis and its application // Revue de l Institut Français du Pétrole. – 1985. – V. 50.– № 5. – https://doi.org/10.2516/OGST%3A1985035

5. Dembicki H. Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals // AAPG Bulletin. – 2008. – V. 93. – № 3. –

P. 341–356. – http://doi.org/10.1306/10230808076

6. Katz B. Limitations of Rock-Eval pyrolysis for typing organic matter // Organic Geochemistry. – 1983. – V.4. – № 3–4. – P. 195–199. – http://doi.org/10.1016/0146-6380(83)90041-4

7. Daly A.R., Edman J. Loss of organic carbon from source rocks during thermal maturation / // AAPG Bulletin. – 1987. – V. 71. – № 5. –http://doi.org/10.1306/42450Edman2019

8. Whelan J.K., Thompson-Rizer C.L. Chemical methods for assessing kerogen and protokerogen types and maturity // Organic Geochemistry. – 1993. –

P. 289–353. – https://doi.org/10.1007/978-1-4615-2890-6_14

В статье представлены первые результаты изучения количества и состава поровых вод с использованием образцов старого, сухого или архивного керна ачимовской (АЧ) толщи. Образцы были отобраны на 12 различных месторождениях Западной Сибири более 10 лет назад на этапе разведки. Исследование состава поровых вод выполнено с помощью комплексного лабораторно-аналитического подхода. Установлено, что, несмотря на низкую проницаемость, образцы в ходе хранения потеряли практически всю свободную воду за счет испарения. При этом в поровом пространстве сохранились соли из пластовой воды, что позволило оценить диапазон ее минерализации (1,84–14,7 г/л). Полученные значения задают нижнюю границу минерализации поровых вод исследованных образцов и согласуются с данными прямого измерения их минерализации в интервалах отложений АЧ. Измеренный диапазон емкости катионного обмена (ЕКО) образцов пород АЧ изменяется незначительно (3,13–3,95 мг-экв/100 г породы) и типичен для отложений рассматриваемых глубин. Экспериментально показано, что архивный керн АЧ может быть эффективно использован для количественной оценки содержания связанной воды с последующим определением ее генезиса по данным изотопного состава и измерения ЕКО. Такая возможность обеспечивается высоким массовым содержанием глинистых минералов в образцах керна АЧ (44,6–55,8 %). Полученные результаты открывают принципиальную возможность информативного исследования образцов из государственных и частных кернохранилищ.

Список литературы

1. Kazak E.S., Kazak A.V. An Integrated Experimental Workflow for Formation Water Characterization in Shale Reservoirs: A Case Study of the Bazhenov Formation // SPE-205017-PA. – 2021. – http://doi.org/10.2118/205017-PA. – EDN: GUISYI

2. Kazak E.S., Kazak A.V. A Novel Laboratory Method for Reliable Water Content Determination of Shale Reservoir Rocks // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 183. – P. 106301. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106301. – EDN: POZBPT

3. Kazak E.S., Kazak A.V. Comprehensive Studies of Formation Water for Achimov and Bazhenov Formations — Revitalizing Archived and Old Cores // SPE-208415-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/208415-MS. – EDN: ZGRXFB

4. Kazak E.S., Kazak A.V. Experimental features of cation exchange capacity determination in organic-rich mudstones // Journal of Natural Gas Science and

Engineering. – 2020. – V. 83. – P. 103456. – https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103456. – EDN: BZTBAO

5. Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений юго-востока Западной Сибири (по результатам бурения скважин Восток-1, 3, 4) / А.Э. Конторович, Е.А. Костырева, В.Н. Меленевский [и др.] // Геология нефти и газа. – 2009. – № 1. – С. 4–12. – EDN: JWICIF

6. Complex Research of Reservoir Properties on Cores From Achimov Deposits / N.M. Dmitriev, M.N. Kravchenko, M.N. Dmitriev [et al.] // SPE-171259-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171259-MS. – EDN: UGFZPD

7. Khitrenko A.V., Musikhin A.D., Groman K. Reservoirs Characterization of Deepwater Sediments, Achimov Formation, Western Siberia, Russia // SEG International Exposition and Annual Meeting. – 2018. – https://doi.org/10.1190/segam2018-2984486.1

8. Handwerger D.A., Keller J., Vaughn K. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples // SPE-147456-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/147456-MS

9. Saidian M., Godinez L.J., Prasad M. Effect of Clay and Organic Matter on Nitrogen Adsorption Specific Surface Area and Cation Exchange Capacity in Shales (Mudrocks) // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – V. 33. – P. 1095–1106. –https://doi.org/10.1016/j.jngse.2016.05.064

10. Gall B.L., Volk L.J., Raible C.J. Semiautomated Method for Cation-Exchange-Capacity Determination of Reservoir Rocks // SPE-9873-PA. – 1983. – P. 231–237. – http://doi.org/10.2118/9873-PA

11. Derkowski A., Marynowski L. Reactivation of Cation Exchange Properties in Black Shales // International Journal of Coal Geology. – 2016. – V. 158. – P. 65–77. –https://doi.org/10.1016/j.coal.2016.03.002. – EDN: WUGCVX

12. Petrophysical and Mechanical Properties of the Lower Silurian Perspective Oil/Gas Shales of Lithuania / S. Šliaupa, S. Lozovskis, J. Lazauskienė [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2019. – V. 79. – P. 103336. –https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103336. – EDN: PPMLQO

13. Appelo C.A.J., Postma D. Geochemistry, Groundwater and Pollution. – London: A.A. Balkema Publishers, 2005. – https://doi.org/10.1201/9781439833544

14. Попов В.Г., Абдрахманов Р.Ф. Ионообменная концепция в генетической гидрогеохимии / Под ред. В.Г. Попова. – Уфа: Гилем, Башкирская энциклопедия, 2013. – 356 с.

15. Мелантерит и ссомольнокит как продукты выветривания пирита баженовской свиты / Ю.Н. Занин, Г.М. Писарева, А.Г. Замирайлова [и др.] // Литология и полезные ископаемые. – 2009. – № 3. – С. 294–296. – EDN: KFPDYH

В статье рассматриваются методы повышения эффективности бурения и реконструкции скважин за счет привлечения цифровых инструментов контроля и статистики, таких как автоматизированный комплекс станции геолого-технологических исследований (ГТИ), не требующий присутствия человека, и модуля определения скрытых потерь (ОСП) информационной системы «КиУСС» ПАО «НК «Роснефть». Данные инструменты позволяют исключить влияние человеческого фактора на формирование отчетной документации, они способны распознавать и протоколировать проводимые операции на буровой, выявлять закономерности посредством повышения прозрачности проводимых работ, обеспечивать качественной информацией всех участников процесса, а также выполнять рутинную регистрацию, накопление, первичный анализ проводимых работ и оповещать об отклонениях. Работа автоматизированного комплекса ГТИ заключается в автономном контроле процесса строительства скважины благодаря применению современного программного обеспечения (ПО) и самодиагностирующегося оборудования. Специализированное ПО дает возможность проводить оперативное сопоставление фактически затраченного и нормативного времени, протоколирование проводимых операций и контролировать отклонения при выполнении работ за определенный период времени. Модуль ОСП осуществляет интерпретацию данных с датчиков ГТИ, визуализирует каждую операцию посредством построения игольчатых диаграмм, формирует нормативную продолжительность операции индивидуально для каждой буровой установки с учетом достигнутых результатов, региональных особенностей и типа применяемого оборудования, выявляет потенциал оптимизации временных затрат в виде сверхнормативного и скрытого непроизводительного времени.

Список литературы

1. Модуль «Норматив» ИС «Бурение» как инструмент анализа эффективности проводимых работ // IX научно-практическая конференция ПАО «НК «Роснефть» «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин», 4–5 сентября 2019 г., г. Самара.

2. Analytical Resources of Digital Procedures in Monitoring and Controlling the Processes in Drilling the Wells / V.N. Kozhin, A.A. Patorov, E.A. Lunin, K.R. Davletov // SPE-206464-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/206464-MS. - EDN: NWWFLM

3. Паторов А.А., Лунин Е.А. Оптимизация сроков строительства скважин путем применения информационно-аналитических инструментов для определения скрытых потерь времени в бурении // Международная научно-практическая онлайн-конференция «Рациональная разработка месторождении нефти и газа: опыт, тенденции развития, потенциал», г. Самара, 25–27 апреля 2022 г. – Самара: ООО «Портал Инноваций», 2022. - EDN: AIJVOY

4. Опыт применения модуля «ОСП» ИС «КиУСС» на объектах Компании / К.Р. Давлетов, Е.А. Лунин, А.А. Паторов, В.А. Капитонов // Нефть. Газ. Новации. – 2023. – № 10(275). – С. 22–25. - EDN: FHQBGP

В настоящее время актуальной задачей является проведение эффективного многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах (ГС). Добыча жидких углеводородов на газоконденсатных месторождениях зависит от различных параметров, в том числе от массы закачанного проппанта, числа стадий и направленности трещин ГРП относительно азимута регионального напряжения. В силу интерференционных процессов при МГРП в ГС при увеличении числа стадий наблюдается отсутствие роста дополнительной добычи углеводородов. Поэтому для определения оптимального дизайна ГРП и эффективного расстояния между трещинами гидроразрыва требуется проанализировать накопленные показатели добычи газа и конденсата, полученные путем проведения многовариантных расчетов на композиционных моделях с использованием инструмента измельчения сетки LGR. В качестве варьируемых показателей используются: длина ГС, расстояние между трещинами ГРП, азимут скважины, а также масса проппанта. При этом эффективные параметры трещины ГРП, такие как проницаемость, высота, средняя ширина и полудлина, определяются на основе рассчитанного дизайна ГРП, в соответствии с заданной массой проппанта. Для более точного описания распространения трещины ГРП предварительно выполнено построение 1D и 3D/4D геомеханических моделей месторождения с калибровкой модели по фактическим данным.

Список литературы

1. Обоснование стратегии вовлечения в разработку залежей юрских отложений Уренгойского месторождения / И.В. Воробьев, П.Ю. Хорошман, М.И. Чикина [и др.] // Научный журнал Российского газового общества. – 2023. – № 6 (42). – С. 36–43. – EDN: TZKBFF

2. Investigation of Horizontal Wells with Multi-Stage Hydraulic Fracturing Technological Efficiency in the Development of Low-Permeability Oil Reservoirs / A.V. Miroshnichenko, V.A. Korotovskikh, T.R. Musabirov [et al.] // SPE-206412-MS. – 2021. – http://doi.org/10.2118/206412-MS. – EDN: EYGAXZ

3. Методика анализа фактической кратности показателей работы горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва относительно показателей работы наклонно–направленных скважин / А.В. Мирошниченко, В.А. Коротовский, Т.Р. Мусабиров, А.Э. Федоров // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 42–47. – http://doi.org/10.24887/0028–2448–2021–11–42–47. – EDN: LMOEMD

4. Geomechanical modeling and multi-stage hydraulic fracturing dolomite reservoir of the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field / V. Kuleshov, V. Pavlov,

N. Pavlyukov [et al.] // Paper presented at the ARMA/DGS/SEG 2nd International Geomechanics Symposium, Virtual, November 2021. – https://onepetro.org/armaigs/proceedings-abstract/IGS21/All-IGS21/ARMA-IGS-21-088/473082

5. Borehole Acoustics as a Key to Perfect Hydraulic Fracturing in Achimov Formation / D.A. Metelkin, A.A. Snokhin, I.A. Tikhomirov [et al.] // SPE-187758-MS. – 2017. – http://doi.org/10.2118/187758-MS. – EDN: SRNABD

6. Разработка корпоративного геомеханического симулятора для моделирования устойчивости ствола скважины / А.Р. Давлетова, В.В. Киреев, С.Р. Кнутова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 88–92. – http://doi.org/10.24887/0028–2448–2018–6–88–92. – EDN: XRLQCD

7. Расчет напряженного состояния на участке Северо-Комсомольского месторождения с использованием нового корпоративного 3D-симулятора

РН–СИГМА / Д.Р. Ардисламова, А.Р. Давлетова, Ш.И. Закирзянов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 3. С. 38–43. – http://doi.org/10.24412/2076–6785–2023–3–38–43. – EDN: CBBMNB

8. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40. EDN: WZJJXL

9. Валидация модели трещины гидроразрыва Planar3D, реализованной в корпоративном симуляторе «РН–ГРИД» / А.В. Пестриков, А.Б. Пещеренко,

М.С. Гребельник, И.М. Ямилев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 46–50. – http://doi.org/1010.24887/0028-2448-2018-11-46-50. – EDN: SLYDQH

10. Замер высоты трещины ГРП как метод верификации геомеханической модели / В.А. Морева, В.С. Кулешов, В.А. Павлов, М.И. Самойлов //

Каротажник. – 2021. – №8 (314). – С. 93–109. – EDN: DYALYU

11. Lohrenz J., Bray B.G., Clark C.R. Calculating viscosities of reservoir fluids from their compositions // Journal of Petroleum Technology. – 1964. – V. 16. – P. 1171–1176. – http://doi.org/1010.2118/915–PA

Закачка углекислого газа (СО2) в нефтяные пласты – известный способ интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи. В частности, широкое распространение получила технология Huff and Puff, представляющая собой закачку СО2 в добывающие скважины. Анализ мирового опыта внедрения данной технологии, а также результатов многочисленных лабораторных исследований керна и флюидов показал, что методика может быть эффективна для пластов с высокой или низкой проницаемостью, насыщенных как тяжелыми высоковязкими, так и легкими маловязкими нефтями. Ожидаемая технологическая эффективность закачек СО2 в скважины и вклад основных факторов в дополнительную добычу нефти могут быть рассчитаны на гидродинамических моделях (ГДМ). Однако непосредственное воспроизведение части важных физических эффектов в цифровых ГДМ невозможно, необходимые оценки вклада таких факторов могут быть получены из анализа результатов промыслового опыта. В данной статье описаны принципы подготовки цифровых моделей для расчетов технологической эффективности закачки СО2 по технологии Huff and Puff, в том числе особенности задания свойств расчетной сетки модели, физико-химических и фильтрационных свойств флюидов, способы оценки вклада факторов в увеличение продуктивности скважин за счет очистки и гидрофобизации призабойной зоны пласта. В качестве примера приведены результаты моделирования процессов закачки СО2 в скважины одного из нефтяных месторождений Западной Сибири с низкопроницаемым коллектором и маловязкой нефтью.

Список литературы

1. Monger T.G., Coma J.M. A Laboratory and Field Evaluation of the CO2 Huff ‘n’ Puff Process for Light-Oil Recovery // SPE-15501-PA. – 1988. – https://doi.org/10.2118/15501-PA

2. Mohammed-Singh L., Singhal A. K., Sim S. Screening Criteria for Carbon Dioxide Huff ‘n’ Puff Operations // SPE-100044-MS. – 2006. – http://doi.org/10.2523/100044-MS

3. A critical review of the CO2 huff ‘n’ puff process for enhanced heavy oil recovery/ Xiang Zhou, Qingwang Yuan, Xiaolong Peng [et al.] // Fuel. – 2018. – V. 215. –

P. 813–824, https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.11.092

4. Experiments on Three-Phase Relative Permeability in CO2 Flooding for Low Permeability Reservoirs / Wang Rui, Lv Chengyuan, Zhao Shuxia, Lun Zengmin [et al.] // SPE-174590-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174590-MS

5. Thomas G.A., Monger-McClure T.G. Feasibility of Cyclic CO2 Injection for Light-Oil Recovery // SPE-20208-PA. – 1991. – https://doi.org/10.2118/20208-PA

6. Реализация технологии закачки СО2 Huff & Puff как метода интенсификации добычи высоковязкой нефти / В.И. Дарищев, С.А. Харланов, Ю.И. Бабинец [и др] // Бурение и нефть. – 2023. – № 3. – С. 18–23. – EDN: JYFUGP

7. Ключевые этапы организации процесса закачки углекислого газа в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи

нефти / Д.Г. Афонин, С.К. Грачева, А.А. Ручкин [и др] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2024. – № 4. – С. 119–135. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2024-4-119-135. – EDN: KGJYBQ

8. Лабораторное сопровождение проектов по закачке СО2 в низкопроницаемый коллектор / О.А. Морозюк, С.А. Заночуев, А.В. Поляков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 103–109. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-103-109. – EDN: EPDOLX

9. Coats K.H. An Equation of State Compositional Model // SPE-8284-PA. – 1980. – https://doi.org/10.2118/8284-PA

10. Ткачева В.Э., Маркин А.Н. Локальная СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. – Уфа: РН-БашНИПИнефть, 2022. – 296 с.

11. Злобин А.А., Юшков И.Р. О механизме гидрофобизации поверхности пород-коллекторов нефти и газа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. – 2014. – Вып. 3 (24). – С. 68–79. – EDN: SZCJJV

12. Asphaltene Deposition during CO2 Injection and Pressure Depletion: A Visual Study / Peyman Zanganeh, Shahab Ayatollahi, Abdolmohammad Alamdari [et al.] // Energy & Fuels. – 2012. – V. 26. – P. 1412–1419. – https://doi.org/10.1021/ef2012744

В работе приведены общие сведения об объекте исследований, дано описание основных этапов его разработки. Проведена оценка эффективности разработки залежи, приуроченной к трещинным коллекторам фундамента, при пластовом давлении ниже давления насыщения. Расчеты выполнены на секторной гидродинамической модели в симуляторе tNavigator 22.4. Фильтрационная модель представляет собой макротрещину в лабораторном масштабе с соединенными с ней микротрещинами. Для задания геометрии модели и основных свойств микро- и макротрещин выполнено томографирование высокого разрешения реальных образцов керна. Подбор оптимальной стратегии снижения давления для доизвлечения остаточной нефти выполнен в два этапа, сначала моделировались начальное состояние системы, промытая макротрещина и защемленная нефть в микротрещинах, затем выполнялось варьирование длительности периодов закачки и истощения с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Выполнен анализ чувствительности расчетов к изменению основных параметров гидродинамической модели. Определены параметры, оказывающие основное влияние на величину КИН. Диапазоны изменения параметров приняты согласно результатам томографии фактических образцов керна, а также данным специальных геофизических и гидродинамических исследований скважин. По результатам работ сделан вывод, что набольший прирост КИН относительно базового варианта заводнения отмечен в варианте, где длительность этапа истощения превышает длительность этапа закачки. Основное влияние на величину КИН оказывают величина забойного давления (темп отбора) и соотношение запасов в микро- и макротрещинах.

Список литературы

1. Nelson R.A. Geologic Analysis of Naturally Fractures Reservoirs. Second edition. – Cambridge: Gulf Professional Publishing, 2001. – 323 р.

2. Aguilera R. Naturally fractured reservoirs. Second edition. – Tulsa, Oklahoma: PennWell, 1995. – 521 р.

3. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с.

4. Лебединец Н.П., Весвало А.Н. Приближенная оценка сжимаемости гранитоидов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 30–31. – EDN: QZHOUR

5. Уоилкотт Д. Разработка и управление нефтяными месторождениями при заводнении. – М.: Шлюмберже, 2001. – 144 с.

На месторождении N, разрабатываемом с применением многостадийного гидроразрыва пласта, отмечено снижение продуктивности скважины. Результаты гидродинамических исследований и анализ режима работы показали, что данный эффект связан с ухудшением связи скважины и пласта. При анализе было рассмотрено несколько причин снижения продуктивности, одной из которых было образование осадка солей CaCO3 из-за взаимодействия жидкости глушения CaCl2 с пластовой водой, в последующем результаты демонтажа установки электроцентробежного насоса подтвердили данную гипотезу. В качестве решения проблемы авторами рассмотрены варианты оптимизации состава жидкости глушения или использования блок-пачек для снижения контакта с пластовой водой. По результатам физико-химических и фильтрационных исследований был выбран ряд композиций и блок-пачек, стабильных при пластовой температуре до 120°C, которые снизят риски образования солеотложения при последующих операциях глушения скважин на данном месторождении. В качестве добавок к жидкостям глушения рекомендуется использовать полимерные реагенты, увеличивающие вязкость растворов и снижающие водоотдачу, поверхностно-активные вещества для компенсации негативного влияния жидкости глушения на породу, а также ингибиторы осложнений (в частности ингибиторы коррозии и отложения солей).

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа: В 2 т. Т. 1. Основы гидродинамико-геофизического контроля разработки и мониторинга добычи. – М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2020. –676 с.

2. Возможности промыслово-геофизических исследований для диагностики горизонтальных скважин с различным типом заканчивания / М.В. Колесников, Е.П. Панарина, М.И. Кременецкий, Е.С. Пахомов // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2024. – Т. 15. – № 3. – С. 296–311. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2024-15-3.art7 – EDN: ZLJHBD

3. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. – Краснодар, 2016. – 382 с. – EDN: LZJCEX

4. Caenn R., Darley H.C., Gray G. Composition and properties of drilling and completion fluids. – Amsterdam: Gulf professional publishing, 2011. – 720 p. – https://doi.org/10.1016/C2009-0-64504-9

5. РД 39-2-645-81. Методика контроля параметров буровых растворов. – Краснодар: ВНИИКРнефть, 1981.

В связи с истощением в традиционных залежей углеводородов с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пород в настоящее время все большее внимание уделяется объектам с трудноизвлекаемыми запасами. Основной сложностью при их разработке является обеспечение эффективности систем поддержания пластового давления (ППД). Переход к разработке месторождений со сложным геологическим строением, низкими ФЕС пласта, существованием геологических тел с различными свойствами требует тщательного изучения концептуальной фациальной модели формирования продуктивных пластов месторождения. Знание условий осадконакопления коллекторов часто вносит решающий вклад в понимание работы скважин и во взаимовлияние добывающих и нагнетательных скважин. На основе построения детализированных фациальных схем необходимо выделять зоны с различающимися ФЕС, требующими различных подходов к разработке.

Целью настоящей работы является анализ эффективности системы ППД в низкопроницаемых коллекторах ачимовской толщи и оптимизация ее работы с учетом данных, полученных при построении фациальной модели. Для достижения поставленной цели изучено текущее состояние энергетики объекта, по результатам которого месторождение разделено на участки с разным режимом работы скважин, в первую очередь связанным с геологическими особенностями. По каждому из участков проведен анализ работы скважин, локализованы зоны неэффективной закачки, определены ее причины, подготовлены и внедрены предложения по проведению опытно-промышленных работ, направленных на повышение эффективности заводнения ачимовского объекта.

Список литературы

1. Совершенствование системы разработки мощного низкопроницаемого объекта на примере центрального участка Приобского месторождения / М.М. Биккулов, Д.Ю. Колупаев, А.Н. Янин, К.Е. Янин// Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 1. – С. 16–22. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-1-16-22. - EDN: NNQAKX

2. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 84–98. – EDN: OOVKTV

3. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Г.Р. Бикбулатова [и др.] // SPE-171232-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171232-MS

4. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта на северной лицензионной территории Приобского месторождения / А.М. Зорин, Т.С. Усманов, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 27–31. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-122-125. – EDN: ZXMYJV

5. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел—литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

6. Автоматизированное создание фациальной геолого-технологической модели на основе алгоритмов ML / Д.Р. Лапицкий, К.В. Фаттахова, М.М. Хидиятов [и др.] // V Международная геолого-геофизическая конференция «ГеоЕвразия-2022. Геологоразведочные технологии: наука и бизнес». – Т. I (III). – Тверь: ООО «ПолиПРЕСС», 2022. – С. 90–93.

7. Система заполнения межскважинных интервалов посредством применения Марковского процесса к моделированию осадконакопления / Д.Р. Лапицкий, К.В. Фаттахова, М.М. Хидиятов [и др.] // VI Балтийская научно-практическая конференция «BalticPetroModel-2022. Петрофизическое моделирование осадочных пород». – Тверь: ООО «ПолиПРЕСС», 2022. С. 33–35. – EDN: NBQZHB

8. Распознавание электрофаций глубоководных осадочных систем методами машинного обучения / Д.Р. Лапицкий, И.З. Муллагалин, О.В. Емченко

[и др.] // X Международная научно-практическая конференция «ГеоКалининград-2021. Нефтегазовая, рудная геология и геофизика». – Тверь:

ООО «ПолиПРЕСС». – 2021. – С. 104–106.

9. Выявление механизмов работы системы ППД для низкопроницаемого коллектора на базе комплексного анализа данных разработки, ГДИ и литолого-фациального анализа / Э.М. Салимгареева, О.В. Емченко, И.З. Муллагалин [и др.] // X Международная научно-практическая конференция «ГеоКалининград-2021. Нефтегазовая, рудная геология и геофизика». – Тверь: ООО «ПолиПРЕСС», 2021. – С. 107–111.

В статье рассмотрена оценка эффективности применения инновационного высокотемпературного реагента ХИММАСТЕР 500 при паротепловом воздействии на различных режимах закачки. Комплекс экспериментальных исследований, направленных на изучение процессов нефтеизвлечения путем паротеплового воздействия, был проведен с использованием уникальной научной установки, специально разработанной для физико-химического моделирования внутрипластового горения и парогравитационного дренирования. Методом физического моделирования при паротепловом воздействии на керновую модель пласта был определен коэффициент вытеснения нефти в базовом эксперименте при закачке пара. Полученные данные послужили контрольной точкой для сравнения эффективности других режимов закачки пара. Установлено, что реагент способствует снижению контактного угла смачивания, повышая смачиваемость породы водой, обладает высокой термостабильностью при температуре до 220 °С, а также обеспечивает прирост коэффициента вытеснения нефти на 4,7 % при совместной закачке с паром. При этом отмечена необходимость оптимизации условий применения реагента при его отдельной закачке, что требует дальнейшего изучения. На основе полученных данных доказана эффективность химического реагента, подобран оптимальный режим закачки пара с инновационной присадкой и обоснована его применимость для повышения нефтеотдачи на объектах, разрабатываемых термическими методами.

Список литературы

1. Николаева М.В., Атласов Р.А. Обзор технологий разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов в условиях многолетнемерзлых пород // Нефтегазовое дело. – 2015. – Т. 13. – № 4. – С. 126-131. – EDN: VTKTBJ.

2. Selection of optimal EOR for extra-heavy crude oil displacement from low-permeability reservoirs / V.K. Derevyanko [et al.] // AIP Conference Proceedings. – AIP Publishing. – 2023. – V. 2929. – № 1. – https://doi.org/10.1063/5.0180385

3. Zeidani K., Gupta S.C. Surfactant-steam process: an innovative enhanced heavy oil recovery method for thermal applications // SPE-165545-MS. – 2013. – https://doi.org/10.2118/165545-MS

4. Feasibility of Foam-Enhanced Water-Gas Flooding for a Low-Permeability High-Fractured Carbonate Reservoir. Screening of Foaming Agent and Flooding

Simulation / V.K. Derevyanko [et al.] // SPE-217637-MS. – 2023. – https://doi.org/10.2118/217637-MS

5. Steam surfactant systems at reservoir conditions / A.H. Al-Khafaji [et al.] //SPE Western Regional Meeting. – SPE-10777-MS. – 1982. – https://doi.org/10.2118/10777-MS

6. Suncor Energy. Application for Chemical (Alkali and/or surfactant) Pad 22 co-injection test, Suncor Mackay River oil sands project, Energy Resources Conservative Board application. – 2011. – №. 1690728.

7. Connacher Oil and Gas Limited. Application to amend approval №. 10587E to add surfactant to the steam injected into well pairs 102W-04 & 102W-05 at Connacher’s Pod One SAGD facility, Energy Resources Conservative Board application. – 2011. – № 1707322.

8. Adhesion and surface energy of shale rocks / Duy Nguyen [et al.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2017. – V. 520. –

P. 712–721. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2017.02.029

9. Исследования эффективности вытеснения нефти паром с использованием растворителя и катализатора / И.Ф. Минханов, А.В. Болотов, А.А. Аль-Мунтасер [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 54-57. –https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-54-57. – EDN: KVTBPS.

10. The influence of the content of clay minerals on the efficiency of steam treatment injection for the bitumen oils recovery / I.F. Minkhanov [et al.] //SOCAR Proceedings. – 2021. – Special Issue 2. – P. 65–75. – https://doi.org/10.5510/OGP2021SI200569

В статье подробно рассматриваются применяемые на месторождениях нефти и газа современные технологии автоматизации, направленные на повышение эффективности процессов добычи углеводородов, снижение эксплуатационных затрат и минимизацию участия человека в рутинных операциях. Основное внимание уделено внедрению инновационных решений, включая автоматизированные мультизамерные установки, потоковые датчики и высокоэффективные системы компенсации тепловых потерь, обеспечивающие стабильную работу инфраструктуры в сложных условиях. В рамках исследования были проведены опытно-промысловые испытания, которые позволили оценить эффективность представленных технологий в реальных условиях. Результаты испытаний не только продемонстрировали высокую надежность и точность данных методик, но и раскрыли перспективы дальнейшей адаптации этих решений к уникальным особенностям различных объектов эксплуатации. В частности, автоматизированные мультизамерные установки доказали свою эффективность при повышении точности учета добытых объемов, а системы компенсации тепловых потерь позволили значительно сократить энергетические затраты в условиях низких температур. Полученные данные подтверждают, что указанные технологии обладают значительным потенциалом для широкого внедрения на отечественных месторождениях. Их использование способствует не только увеличению добычи, но и повышению уровня промышленной безопасности, что особенно актуально в современных условиях.

Список литературы

1. Концепция автономной кустовой площадки на месторождениях компании «Газпром нефть» / И.В. Грехов, М.И. Кузьмин, П.С. Музычук, Р.В. Герасимов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 69–73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-69-73. – EDN: DSUVSP

2. Музычук П.С., Умнов А.Н., Аксенов А.Г. Цифровая трансформация процесса механизированной добычи нефти в ПАО «Газпром нефть» // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства. 11-я Международная научно-техническая конференция, Омск, 24–27 февраля 2021 г. – Омск: Омский гос. технический университет, 2021. – С. 170–173. – EDN: WNTLZA

3. Автономный актив: концепция и пути решения / М.И. Кузьмин, И.В. Грехов, Р.В. Герасимов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – № 8 (1). – С. 129–137. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-1-129-137. – EDN: VYJEAT

4. Кузьмин М.И., Грехов И.В., Герасимов Р.В. Автономный актив. Отдельные элементы и перспективы развития // Инженерная практика. – 2022. – № 4. –

С. 62–65.

5. https://www.slb.ru/services/testing/multiphase_well_testing/surface_multiphase_flowmeters/spectra

6. Шумилин В.Н., Шумилин С.В. Виброакустический многофазный расходомер // Инженерная практика. – 2017. – № 11.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших месторождений ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири. Сложная логистика и значительная отдаленность от крупных промышленных центров регулярно ставят перед проектом сложные технологические вызовы. Одним из таких вызовов стало обеспечение полезного использования нефтяного газа на уровне не менее 95 % при отсутствии развитой газотранспортной инфраструктуры в регионе. Поскольку разработка основного терригенного пласта Вч осложнена наличием газовой шапки, а следовательно, ростом добычи газа, наиболее рациональным вариантом использования нефтяного газа стал запуск в 2018 г. временного подземного хранилища газа (ПХГ) с целью его последующего извлечения. Именно здесь технология закачки нефтяного газа ПХГ была использована впервые в Восточной Сибири. Дальнейшее развитие проекта сопровождается ростом добычи газа и требует расширения ПХГ. В связи с этим возникла необходимость увеличения мощности действующей газокомпрессорной станции и расширения сети внутрипромысловых газопроводов высокого давления. Для обеспечения эффективного управления закачкой газа (три пласта) потребовалось создание интегрированной модели временного ПХГ. Интегрированные гидродинамические модели учитывают все вводные данные в системе пласт - скважина - наземная инфраструктура и активно используются при реализации газовых проектов (добыча).

Список литературы

1. Теория и практика разработки сложнопостроенных коллекторов Восточной Сибири на примере Верхнечонского месторождения / А. Чиргун, А. Леванов, Я. Гордеев [и др.] // SPE-189301-RU. – 2017. –http://doi.org/10.2118/189301-MS

2. Создание, мониторинг и эксплуатация временного подземного хранилища газа на Верхнечонском месторождении Восточной Сибири / Н.А. Игнатьев, В.С. Швец, А.Н. Леванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 84–88. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-84-88. – EDN: EEWHVA

3. Технологический проект создания временного подземного хранилища попутного нефтяного газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011.

4. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009. – 148 с. – EDN: QKIYRJ

5. Методика определения забойного давления в наклонных горизонтальных скважинах / Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев [и др.]. – СПб.: ИРЦ Газпром, 1997. – 17 с. – EDN: YWDKVV

6. Практическое руководство по интегрированному моделированию газовых и газоконденсатных месторождений / Е.А. Падин, Л.Н. Мубаракшин,

Е.Н. Орехов [и др.]. – Тюмень: Экспресс, 2023. – 174 с.

7. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. − Richardson, Texas: SPE, 1999. − 156 p.

По мере развития нефтегазовая, нефтехимическая и химическая отрасли промышленности сталкиваются с различными проблемами: многостадийностью, сложностью и малой управляемостью процессов, большим расходом реагентов. В качестве альтернативного варианта, повышающего эффективность процессов за счет уменьшения числа стадий, снижения потерь и адресной доставки, рассматривают микрокапсулирование. Благодаря тому, что микрокапсулы обладают управляемыми и пролонгированными функциями высвобождения реагентов, данная технология уже сейчас активно развивается в таких областях, как медицина, пищевая и косметическая отрасли промышленности. Работа межотраслевого экспертно-аналитического центра в сотрудничестве с партнерами направлена на реализацию проекта «Умные микроконтейнеры» (УМК), осуществляя трансфер технологии в нефтегазовую, нефтехимическую и химическую отрасли. Проект УМК может применяться при бурении, ремонтно-изоляционных работах, для увеличения нефтеотдачи. Кроме того, УМК имеют большой потенциал при гидроразрыве пласта, кислотных обработках, вызывает интерес капсулирование реагентов, используемых при добыче. В данной работе представлены последние результаты разработки проекта, связанные с подбором материалов, получением УМК, управлением движением, раскрытием и полимеризацией, а также приведен обзор областей применения и вариантов реализации технологии, который показывает перспективность данного проекта.

Список литературы

1. Orlov M.V. Materials Microencapsulation Applications in Oil Drilling and Production // Journal of Physics: Conference Series. – IOP Publishing, 2021. – V. 1942. – № 1. – P. 012004. – https://doi.org/10.1088/1742-6596/1942/1/012004

2. Recent progress in microencapsulation technology and its applications in petroleum industry / Jingyi Zhu [et al.] // Journal of Molecular Liquids. – 2024. – V. 407. – https://doi.org/10.1016/j.molliq.2024.125162

3. Микрокапсулирование: обзор концепций, методов и перспектива использования в процессах нефтегазовой и химической отрасли / А.Л. Максимов [и др.] // Бурение и нефть. – 2023. – № 1. – С. 11–25. – EDN: VIZUKK

4. Микрокапсулирование: оценка применения физических и физико-химического методов производства капсул для использования в процессах нефтегазовой и химической отрасли / А.Л. Максимов [и др.] // Neftegaz.RU. – 2024. – № 8. – С. 48–52. – EDN: QGRVGY

5. Chen P.W., Erb R.M., Studart A.R. Designer polymer-based microcapsules made using microfluidics // Langmuir. – 2012. – V. 28. – № 1. – P. 144–152. – https://doi.org/10.1021/la203088u

6. Microcapsule production by droplet microfluidics: a review from the material science approach / M. Duran [et al.] //Materials & Design. – 2022. – V. 223. – P. 111230. – https://doi.org/10.1016/j.matdes.2022.111230

7. Подсчет механических частиц в потоке жидкости с использованием цифровых алгоритмов обработки видео / С.В. Антонов [и др.] // Neftegaz.RU. – 2024. – № 8. – С. 40–43. – EDN: LRKMSY

8. Díez-Pascual A.M., Rahdar A. LbL Nano-assemblies: A versatile tool for biomedical and healthcare applications // Nanomaterials. – 2022. – V. 12. – № 6. – P. 949. – https://doi.org/10.3390/nano12060949

9. Воздействие высокоинтенсивного сфокусированного ультразвука на модельные фантомы биотканей и композитные микрокапсулы с наноразмерными оболочками / А.В. Петров [и др.] // Вестник Тамбовского государственного технического университета. – 2018. – V. 24. – № 3. – P. 539–549. – https://doi.org/10.17277/vestnik.2018.03.pp.539-549

10. Shchukin D.G., Gorin D.A., Möhwald H. Ultrasonically induced opening of polyelectrolyte microcontainers // Langmuir. – 2006. – V. 22. – № 17. – P. 7400–7404. – https://doi.org/10.1021/la061047m

11. Пат. 2382659 C1 РФ. Способ локального разрушения опухолей с помощью СВЧ-нагрева магнитных наночастиц / Г.Г. Акчурин, Г.Г. Акчурин, Д.А. Горин, С.А. Портнов // № 2008142467/14: заявл. 28.10.2008: опубл. 27.02.2010. «Саратовский государственный университет им. Н.Г. Чернышевского».

12. Управление целостностью нанокомпозитных микроструктур на основе липидов, полимеров и неорганических наночастиц в электрическом поле / А.В. Ермаков [и др.] // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия Физика. – 2013. – V. 13. – № 2. – P. 57–61. – https://doi.org/10.18500/1817-3020-2013-13-2-57-61

13. Ultrasound and sonochemistry for radical polymerization: sound synthesis / T. G. McKenzie [et al.] // Chemistry–A European Journal. – 2019. – V. 25. – № 21. – P. 5372–5388. – https://doi.org/10.1002/chem.201803771

14. Магнитная индукция. Воздействие на мономеры акрилового ряда / А.Л. Максимов [и др.] // Neftegaz.RU. 2023. – № 9. – С. 30–34. – EDN: TDXGTP

15. Умные контейнеры в процессах полимеризации: влияние физических факторов на протекание реакции / А.Л. Максимов [и др.] // Neftegaz.RU. – 2022. – № 10. – С. 52–58. – EDN: OPJXRK

16. Инновационные технологии предупреждения осложнений и аварийных ситуаций при строительстве нефтяных и газовых скважин. Применение технологии микроконтейнеров для борьбы с поглощениями / А.Н. Дмитриевский [и др.] // Бурение и нефть. – 2022. – № 9. – С. 42–49. – EDN: PJMJWJ

17. Клещенко И.И. Зозуля Г.П., Ягафаров А.К. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 344 с. – EDN: QMZCIV

18. Controlled-release chemicals in oilfield application: A review / Jiang Yang [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 215. – P. 110616. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110616

19. Умные микроконтейнеры для повышения эффективности физико-химических МУН / А.Н. Дмитриевский [и др.] //Neftegaz.RU. – 2023. – № 9. –

С. 24–28. – EDN: UXDWNT

20. Варавва А.И., Татосов А.В., Вершинин В.Е. Оценка эффективности обработки прискважинной зоны энерговыделяющей бинарной смесью // Вестник Тюменского государственного университета. Серия: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 2. – С. 8–21. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2018-4-2-8-21

21. Novel method for microencapsulation of oxalic acid with ethyl cellulose shell for sustained-release performance / Zhuang Ma [et al.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2020. – V. 602. – P. 125064. –https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2020.125064

22. Microencapsulation of oxalic acid (OA) via coacervation induced by polydimethylsiloxane (PDMS) for the sustained release performance / Fanbin Meng [et al.] // Materials & Design. – 2017. – V. 116. – P. 31–41. – https://doi.org/10.1016/j.matdes.2016.11.031

22. Применение умных микроконтейнеров в процессах полимеризации. Часть 1 / А.Л. Максимов [и др.] // Нефтегазовая вертикаль. – 2021. – № 11. – С. 92–97.

23. Anozie U.C., Ju L.K. Microencapsulation of sulfur by calcium alginate //Journal of Applied Polymer Science. – 2020. – V. 137. – № 34. – P. 49005. – https://doi.org/10.1002/app.49005

В настоящее время на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов используется насосное оборудование, которое не обеспечивает полную герметичность перекачиваемой жидкости относительно внешней среды в силу своих конструктивных особенностей. Для достижения герметичности при транспортировке нефти и нефтепродуктов требуется установка дополнительного оборудования, например, системы затвора двойных торцовых уплотнений, или модификация конструкции самого насоса. В данной статье оценивается целесообразность применения насосных агрегатов, работающих непосредственно в перекачиваемой среде, способных обеспечить полную герметичность благодаря установке непосредственно внутрь трубопровода. Проведен анализ преимуществ и недостатков данного варианта исполнения насосного агрегата, а также дана критическая оценка его эффективности в условиях эксплуатации на магистральных трубопроводах. Использование таких насосов способно повысить безопасность транспортировки, исключая риск утечек. При этом должны учитываться ограничения, связанные с конструктивными особенностями данных гидравлических машин и условиями работы оборудования. Приведены особенности работы насоса в перекачиваемой среде, выполнена оценка возможного использования подобного оборудования на объектах магистрального трубопроводного транспорта. Рассмотрены причины, которые могут привести к научно-техническим проблемам разработки технических решений герметичного насосного агрегата, и сформулированы направления исследований с точки зрения технического исполнения данных насосов.

Список литературы

1. Сазонов Ю.А. Разработка герметичных насосов // Химическое и нефтяное машиностроение. – 1995. – № 8. – С. 10–11. – EDN: ZAPMMH

2. Побединская В.А., Лямасов А.К. Герметичный секционный насос для гидросистемы контроля качества нефтепродуктов в магистральном трубопроводе // Гидравлика. – 2019. – № 7. – С. 93–103. – EDN: UNKSBM

3. Бажайкин С.Г., Кутуков С.Е., Михеев А.С. О перспективах разработки насоса-электродвигателя для транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 6. – С. 115–119. – EDN: YNRSYP

4. Численное моделирование проточной части безвального совмещенного насоса-электродвигателя / Е.Ф. Денисов, С.Г. Бажайкин, Е.А. Тигулев, М.З. Ямилев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т.11. – № 2. – С. 183–189. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-2-183-189. – EDN: RFWTAV

5. Опыт разработки и проектирования центробежных насосов для отечественных систем промыслового сбора и магистрального транспорта нефти / С.Г. Бажайкин, А.С. Михеев, А.А. Багманов, В.С. Велижанин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 2. – С. 188–196. – EDN: YXJZKM

6. Зимницкий В.А., Умов В.А. Лопастные насосы: Справочник. – Л.: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1986. – 334 с.

7. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы. – М.: Машиностроение. –1966. – 358 с.