Введение. Баженовская свита по запасам углеводородов относится к трудноизвлекаемым и на фоне истощения традиционных объектов является наиболее значимой для разработки зрелых месторождений.

Цель. Для эффективного освоения баженовской свиты требуется создание единых надежных алгоритмов для выделения интервалов коллекторов, определения подсчетных параметров по данным керна и геофизических исследований скважин, а также для прогнозирования по площади перспективных зон.

Материалы и методы. Комплексный подход, сочетающий лабораторные исследования керна и геофизические исследования скважин, позволил оценить перспективы баженовской свиты.

Результаты. Выявлены наиболее перспективные интервалы (пачки 1 и 2) с высокой хрупкостью, что важно для проведения гидроразрыва пласта, и низким содержанием органического вещества. Установлена взаимосвязь между лабораторными данными (нанопроницаемостью) и расчетными геофизическими параметрами (хрупкостью, содержанием органического вещества), что позволило выявить участки с притоками нефти.

Заключение. Разработанные алгоритмы и методы прогнозирования приточных интервалов позволили более точно выделять зоны с высоким потенциалом для добычи нефти, что является важным для разработки таких сложных объектов, как баженовская свита.

Введение. Неоднородность флюидонасыщения коллекторов тюменской свиты существенно осложняет корректную интерпретацию данных геофизических исследований скважин (ГИС) и построение двумерной геологической модели. Неопределенности, связанные с гетерогенным коллектором, требуют детального изучения. Текущие условия диктуют необходимость формирования подходов, позволяющих воспроизвести представление о строении резервуаров с возможностью учета осложняющего фактора в виде низкопроницаемого, резко невыдержанного коллектора.

Цель. Построение двумерной геологической модели залежи с учетом существующей флюидальной неоднородности.

Материалы и методы. В основу работы положены данные ГИС и керна. Капиллярная модель насыщенности построена по модели Брукса и Кори. Построение структурных поверхностей кровли и подошвы пласта Ю3, а также выделение области глинизации осуществлялось на основе сейсморазведочных данных МОГТ 3D. Подсчетные планы выполнены в программном обеспечении (ПО) Isoline.

Результаты. Рассмотрены результаты анализа неопределенности характера насыщения полифациальных терригенных отложений пласта Ю3 тюменской свиты. Полный комплекс лабораторных исследований керна с данными геофизических исследований скважин установил прямую зависимость степени нефтенасыщения низкопроницаемых коллекторов от фильтрационно-емкостных свойств вопреки общепринятому представлению её изменения по высоте залежи. На примере одной скважины показано наличие капиллярных барьеров первого рода, препятствующих полному заполнению залежи в контуре установленной нефтеносности.

Заключение. Разработанная геологическая модель с учетом флюидальной неоднородности коллекторов демонстрирует возможность наиболее точного отражения особенностей распределения характера насыщения коллекторов. Выявленные капиллярные барьеры и неоднородность насыщения подчеркивают необходимость комплексного подхода к интерпретации данных ГИС и керна. Полученные данные могут быть использованы для уточнения зон с высокой обводненностью на разрабатываемых месторождениях в условиях неоднородно насыщенных коллекторов.

Введение. Изучение кембрийских карбонатных отложений Восточной Сибири, в частности Осинского горизонта (пласт Б1) Чонской группы месторождений, сопряжено с испытаниями, связанными с его сложной вертикальной неоднородностью и интенсивными вторичными процессами, такими как кальцитизация, существенно влияющими на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС).

Цель. Целью работы является анализ вертикальной неоднородности пласта Б1, оценка влияния вторичных процессов на коллекторские свойства и разработка усовершенствованного подхода к его геологическому моделированию.

Материалы и методы. На основе данных бурения, керна и результатов литологических исследований (анализ шлифов) по опорным скважинам проведено расчленение пласта Б1 на четыре пачки. Проанализированы литолого-фациальные особенности, ФЕС и распределение вторичных изменений для каждой пачки. Дополнительно исследована связь между содержанием кальцита и плотностью трещин по данным геофизических исследований скважин.

Результаты. Выделено четыре пачки пласта Б1, различающихся условиями осадконакопления, литологическим составом и степенью вторичных преобразований. Установлено, что нижняя пачка (до 40% мощности) характеризуется высокой степенью кальцитизации, что приводит к значительному ухудшению ФЕС. Верхние пачки сложены преимущественно доломитами с лучшими коллекторскими свойствами. Не выявлено значимых различий в зависимостях «проницаемость–пористость» между пачками. Не обнаружено однозначной связи между содержанием кальцита и плотностью трещин.

Заключение. Для повышения достоверности геологической модели пласта Б1 предложено моделировать каждую пачку отдельно с использованием индивидуальной входной статистики и настроек, учитывающих особенности их распространения. Разработанный подход применим для изучения одновозрастных отложений с аналогичными условиями седиментации в Восточной Сибири.

Введение. Традиционно прогноз эффективного флюидонасыщенного объема в межскважинном пространстве вносит наибольшую неопределенность при геолого-экономической оценке активов. В зависимости от особенностей геологического строения продуктивных отложений оцениваемых участков возникает необходимость разработки универсальных алгоритмов для адаптации процесса расчетов.

Цель. Оптимизация крупных проектов геологоразведочных работ за счет универсализации подходов к многовариантным расчетам флюидонасыщенных толщин в зависимости от количества, типа и качества исходной геолого-геофизической информации.

Материалы и методы. Разработан технический адаптивный алгоритм для многовариантных расчетов с использованием функции Workflow в геологических программных пакетах, предусматривающий более 2500 возможных сценариев в зависимости от множества факторов. В рамках использования алгоритма предусмотрена автоадаптация расчетов при задании необходимых исходных данных, а также определенной численной комбинации для вызова определенных циклов.

Результаты. Использование настоящего алгоритма позволяет автоматизировать и тем самым значительно ускорить процесс многовариантной геологической оценки флюидонасыщенных объемов.

Заключение. Адаптация многовариантных расчетов увеличивает ценность крупных проектов геолого-разведочных работ на поисковом и разведочном этапе — как в контексте сокращения сроков и трудозатрат, так и в призме возможности расчетов дополнительных интервалов за выделенное время на геологическую оценку.

Введение. Наличие неидентифицированных нефтяных оторочек при разработке газовых залежей может приводить к проблемам при добыче газа. При невозможности отбора кондиционных проб нефти единственным способом получения характеристик нефтяной оторочки является проведение лабораторных исследований нефтенасыщенного керна. Однако присутствие нефтяных углеводородов в составе буровых растворов на углеводородной основе приводит к завышению значений коэффициента нефтенасыщенности при петрофизических исследованиях и ошибочному детектированию «легкой» нефти по результатам пиролиза.

Целью работы было уточнение характеристик нефтяной оторочки (мощность, коэффициент нефтенасыщенности) крупной сеноманской залежи одного из месторождений Западной Сибири по результатам анализа исторического керна со следами проникновения фильтрата бурового раствора на углеводородной основе.

Материалы и методы. Для оценки свойств нефтяной оторочки авторским коллективом была разработана специальная схема лабораторных исследований, включающая петрофизические, пиролитические и хроматографические исследования керна и экстрактов из пород, а также вспомогательный этап, заключающийся в определении пиролитических профилей сеноманских нефтей разной плотности для построения зависимости плотности нефти от параметров пиролиза.

Результаты. На основе данных пиролитических исследований образцов керна была проведена оценка значений плотности, «группового» состава нефтяной фазы и рассчитаны значения коэффициента нефтенасыщенности в интервалах нефтяной оторочки газонасыщенного пласта. В ходе выполненных исследований был разработан и реализован инновационный методический подход к оценке характера насыщения, количества и свойств нефтяной фазы в нефтяной оторочке пласта ПК1 одного из месторождений Западной Сибири. Методический подход основан на результатах пиролитических исследований образцов керна с привлечением данных фотографирования керна в УФ, хроматографии и петрофизических исследований.

Заключение. Разработанный методический подход показал высокую эффективность и оперативность получения данных, рекомендуется для экспрессной оценки свойств УВ-фазы в интервале отбора керна при выполнении комплексных программ изучения керна из газонасыщенных пластов. 

Введение. Конусообразование является ведущим осложнением на водоплавающих залежах с высоковязкими нефтями. Оно происходит вследствие более высокой подвижности подошвенной воды относительно нефти. Преждевременное обводнение скважин ведет к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) и экономических показателей разработки месторождения. В таких условиях для предупреждения или замедления конусообразования необходима методика, позволяющая контролировать текущее положение водо-нефтяного контакта (ВНК).

Цель. Основной целью настоящей работы является разработка новой методики контроля конусообразования на водоплавающих залежах с высоковязкими нефтями, что впоследствии необходимо для подбора оптимального режима горизонтальных скважин. В качестве диагностического признака предлагается скин-фактор: он снижается при подъеме конуса воды к горизонтальной скважине.

Материалы и методы. Исследование проводилось на основе трехфазной гидродинамической модели (ГДМ). На первом этапе варьировалось положение горизонтальной скважины (ГС) относительно ВНК: 1, 3, 5, 7 и 9 м до ВНК. Для каждого случая были получены кривые восстановления давления (КВД), интерпретация которых в специализированном ПО позволила определить скин-фактор. Далее был проанализирован характер его изменения в зависимости от режима работы скважины. Дополнительно выполнен анализ чувствительности к изменениям граничных условий, фильтрационно-емкостных свойств пласта и его геологического строения (наличие пропластков, газовой шапки).

Результаты. Во всех выполненных расчетах гипотеза «штуцирования» нефтенасыщенной толщиной притока жидкости в скважину подтверждается. Установлена прямая зависимость скин-фактора от расстояния до ВНК и обратная от текущей обводненности (высоты конуса воды). Показано, что методика применима в широком диапазоне геолого-физических условий, за исключением случаев наличия непроницаемого пропластка, экранирующего приток воды к скважине.

Заключение. Предложенная методика на основе мониторинга скин-фактора является эффективным инструментом для диагностики конусообразования и может быть использована для оптимизации разработки залежей высоковязких нефтей. Конкретные параметры методики контроля, такие как способ и периодичность определения скин-фактора, а также непосредственные граничные значения необходимо устанавливать индивидуально для объектов с учетом их особенностей. 

Введение. Применение стандартного заводнения для разработки низкопроницаемых коллекторов может оказаться малоэффективным из-за низких темпов закачки воды. В связи с этим особую актуальность приобретают газовые методы повышения нефтеотдачи вследствие высокой подвижности газа, позволяющей обеспечить необходимые темпы закачки. Также при возможности реализации смешивающегося режима вытеснения в условиях пласта закачка газа позволяет максимизировать коэффициент вытеснения нефти. Однако из-за высокой подвижности газа и наличия в пласте высокопроницаемых каналов эффективность газа может быть существенно снижена вследствие его преждевременного прорыва к добывающим скважинам. Закачка газа в режиме водогазового воздействия может существенно снизить вероятность прорыва газа и тем самым повысить коэффициент охвата пласта газовым воздействием при сохранении относительно высоких темпов закачки.

Цель. Оценка эффективности применения водогазового воздействия в режиме смешивающегося вытеснения на неоднородных низкопроницаемых объектах разработки Западной Сибири.

Материалы и методы. В работе на основании выполненных лабораторных исследований закачки газа в режиме водогазового воздействия при реализации смешивающегося вытеснения выполнена оценка газового воздействия на композиционной гидродинамической модели.

Результаты. В работе на основании результатов серии экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке выполнена оценка возможности достижения в условиях пласта режима смешивающегося вытеснения. Газ низкого давления системы подготовки (жирный газ) показал высокую эффективность вытеснения не только на тонкой трубке (Квыт — 0,94 д.ед.), но и на керне (Квыт — 0,695 д.ед.). Эксперименты по довытеснению нефти из керновой колонки в режиме водогазового воздействия показали несущественный прирост Квыт — 0,035 д.ед. При этом проницаемость по воде и газу в циклах ВГВ снижается в 5 и 30 раз соответственно (значение для газа приведено относительно базового цикла закачки газа), что окажет положительное влияние на процесс перераспределения фильтрационных потоков воды и газа в пласте. По результатам численных расчётов на секторных моделях пласта установлено, что, несмотря на смешивающий характер вытеснения и высокую степень однородности коллектора по проницаемости, жирный газ из-за высокой подвижности не позволяет добиться высоких значений Кохв и, как следствие, КИН. Большим потенциалом повышения нефтеотдачи обладает вариант закачки жирного газа в режиме ВГВ как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе.

Заключение. Технология ВГВ, несмотря на несущественный прирост Квыт в рамках керновых экспериментов, позволяет повысить удельную эффективность газового воздействия в среднем в 4,4 раза по сравнению с непрерывной закачкой жирного газа из-за увеличения Кохв воздействием. При этом оба варианта закачки жирного газа позволяют добиться прироста нефтеотдачи по сравнению с вариантом базового заводнения: средний КИН для вариантов заводнения, непрерывной закачки жирного газа и закачки жирного газа в режиме ВГВ составил 0,21, 0,3 и 0,48 д.ед. соответственно. 

Введение. Для поддержания и наращивания добычи нефти в современном мире требуется все большее вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов, растут издержки на строительство скважин, а стоимость добываемой продукции находится на достаточно низком уровне. Все это ведет нефтяные компании по пути поиска новых решений и оптимизации затрат. В своей работе авторы показывают одно из направлений оптимизации при выполнении гидроразрыва пласта, где рассматривается потенциал частичной замены доли керамического расклинивающего агента — пропанта, более дешевым вариантом — фракционным песком. Работа показывает весь путь от поиска подходящих материалов и поставщиков, до расчетов в различных симуляторах и выхода на проведение опытных работ.

Материалы и методы. В работе описывается вся цепочка следственных связей, от возникновения идеи до реализации на практике. Приведена базовая оценка выбора решения, основанная на горногеологических условиях залегания объектов разработки, а также оценка свойств расклинивающих агентов, представленных на рынке. Промежуточный результат такой работы позволил выделить граничные критерии для фракционных песков и наметил стратегию по их внедрению. Дополнительным инструментом для выхода на опытные работы стало моделирование в расчетно-аналитическом программном обеспечении и прогноз добычи в гидродинамической модели.

Результаты. Оценка результатов исследований фракционного песка позволила определить критерии его применимости, а также сформировать требования к поставщикам продукции. Был разработан оценочный подход, который позволил производить расчеты потенциала замены доли пропанта на песок для любого геологического объекта. Для снижения рисков недостижения накопленной добычи выбрана стратегия пошагового увеличения доли песка в опытных работах с длительным мониторингом работы скважин и сравнение результатов со скважинами окружения. На части объектов достигнута 30% доля замены керамического расклинивающего агента на фракционный песок без потери накопленной добычи, что стало высоким показателем применимости подхода и состоятельности изначально выдвинутой теории.

Заключение. Направление оптимизации стоимости гидроразрыва пласта с использованием фракционных песков стало эффективным решением для компании. При этом авторы отмечают, что кроме качества продукции важным и основополагающим элементом дальнейшего развития решения является её стоимость. 

Введение. Работа описывает одно из новых направлений оптимизации подхода при проведении гидроразрыва пласта, способствующего увеличению длины трещины, снижению её высоты распространения и повышению эффективности размещения пропанта в целевом интервале за счет снижения средней общей вязкости жидкости разрыва без увеличения массы пропанта. Объектами для применения данного решения являются системы разработки с отсутствием ограничений по длине трещины и кандидаты с качественной гидродинамической связью в системе скважина–пласт.

Материалы и методы. В работе описан концептуальный и практический подход технологического решения «LD-FRAC» (Low Damage), применяемый на объектах Группы компаний «Газпром нефть». Базовый принцип решения заключается в импульсной подаче сшивающего агента при выполнении основного гидроразрыва пласта. При повышенных трениях в призабойной зоне подход предусматривает бесшовный переход к стандартному классическому исполнению (сшитая гуаро-боратная система), что, в свою очередь, снижает издержки потерь по времени в процессе выполнения гидроразрыва на кустовой площадке.

Результаты. Авторы подробно рассматривают опыт компании, включая материалы промышленных испытаний, а также методы и схемы адаптации технологии. Представленные данные показывают, как при грамотном подходе и моделировании предлагаемое решение позволяет получить эффект в виде снижения обводненности продукции, а также дополнительную добычу углеводородов за счет меньшей кольматации трещины и повышения её полудлины. Также потенциально подход позволяет менять (оптимизировать) систему разработки месторождения при заканчивании горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта.

Заключение. В данной работе отражен успешный опыт реализации технологии «LD-FRAC», основанный на операционной эффективности. Потенциал решения в перспективе позволяет оптимизировать систему разработки горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта без потери продуктивности скважин, где предполагается азимутальная проекция трещин вдоль хвостовика путем сокращения количества стадий и повышения закрепленной полудлины. Рассматриваемое решение также может давать преимущество в сокращении затрат на химию (сшивающий агент) без ущерба для эффективности технологии, что повышает экономическую рентабельность проекта, разрабатываемого с применением технологии гидроразрыва пласта. 

Введение. Параметр UCS (unconfi ned compressive strength) — предел прочности породы при одноосном сжатии, который является значимым физическим параметром, используемым для описания прочностного состояния горных пород. Во время бурения происходит перераспределение нагрузки на ствол скважины в зависимости от зенитного угла. В рамках исследования введено понятие коэффициента анизотропии прочности — количественной характеристики, отражающей степень снижения прочности породы в зависимости от ориентации образцов в различных направлениях относительно приложенной нагрузки.

Цель. Рассмотрение анизотропии прочностных свойств и выявление ее влияния на устойчивость ствола скважины во время бурения.

Материалы и методы. Представлен обзор наиболее известных и практически значимых способов оценки значений UCS, которые описывают измерения одноосного сжатия пород в зависимости от упругих, акустических и других физико-механических свойств горных пород. Сделано сравнение влияния предела прочности, рассчитанного по разным методам, на градиент обрушений. По результатам интерпретации керновых данных построены зависимости предела прочности от выпиленных под разным углом (0°, 30°, 45°, 60°, 90°) образцов керна.

Результаты. Проведены исследования анизотропии прочностных свойств и выявлено влияние ее на устойчивость ствола скважины. Ориентация выпиленных образцов приведена на ориентацию зенитных углов при бурении. Продемонстрирован общий тренд изменения предела прочности в зависимости от зенитного угла бурения. Рассмотрена оценка градиента обрушений по методу Кулона — Мора с использованием кривой предела прочности для стандартных условий и с учётом анизотропии прочности пород.

Заключение. Результаты исследования позволяют уточнить риски при бурении скважин в интервалах нестабильности открытого ствола и оценить устойчивость наклонно направленных и горизонтальных скважин. 

Введение. Геохимические исследования керна активно применяются для изучения состава и генезиса пластовых флюидов. Однако достоверность получаемых данных может снижаться из-за проникновения углеводородных компонентов буровых жидкостей, которые изменяют хроматографические, групповые и биомаркерные характеристики битумоидов (экстрактов).

Цель. Определить влияние углеводородных добавок буровых жидкостей на результаты геохимических исследований керна и продемонстрировать примеры их проявления в скважинах из различных регионов России.

Материалы и методы. Для анализа использованы образцы керна из трёх скважин: в Оренбургской области, Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. Битумоиды из керна выделялись методом горячей экстракции хлороформом в аппарате Сокслета. Экстракты разделялись на фракции (насыщенную и ароматическую) посредством группового анализа методом колоночной жидкостноадсорбционной хроматографии. Насыщенные и ароматические фракции исследовались с применением газовой хроматографии и хромато-масс-спектрометрии. Для выявления закономерностей и выделения загрязнённых проб использовались результаты лабораторных исследований, которые были обработаны методом главных компонент.

Результаты. Загрязненными считались те образцы, в которых явно выражены признаки наличия техногенных углеводородов. В загрязнённых экстрактах хроматограммы показывали выраженный нафтеновый фон и нарушение ряда н-алканов. Групповой состав характеризовался преобладанием насыщенных углеводородов при резком снижении доли ароматических соединений и низком содержании смол и асфальтенов. Смешение нативных углеводородов экстрактов и технической жидкости приводило к искажению биомаркерных соотношений, что делало невозможным их использование для генетической типизации. Статистический анализ подтвердил разделение выборки на чистые и загрязнённые образцы, последние сближались по характеристикам с составом буровых жидкостей.

Заключение. Углеводородные добавки буровых растворов существенно искажают результаты геохимических исследований образцов каменного материала. Для повышения достоверности интерпретации рекомендуется документировать состав буровых жидкостей, анализировать их параллельно с керном и применять статистические методы для выявления загрязнённых проб. 

Введение. В условиях нестабильных цен на нефть сокращение издержек становится критически важным. Новые технологии позволяют проводить ремонт скважин быстрее, безопаснее и дешевле, без потерь добычи. Революция в скважинном ремонте наступила: от механизации к автономным системам. Современные вызовы требуют новых решений, «Газпром нефть» старается строго следовать этому тренду и внедрять современные роботизированные комплексы. Ценность модели в совокупности с техническими решениями позволяет наращивать капитализацию компании в режиме реального времени.

Цель. Главный технологический вызов — это проведение работ на скважинах с аномальными условиями по пластовым давлениям без глушения. Опробование новых подходов и применение высокотехнологичной установки для текущего и капитального ремонта скважин.

Материалы и методы. На текущий момент опробованы разные технологические решения и определены подходы к каждому типу скважин, позволяющие регулировать технологический процесс. Однако работа со скважинами с аномальными пластовыми давлениями требует иных, высокотехнологичных методов. Глушение скважин — первый подготовительный этап перед началом цикла «жизни» скважины или уже в процессе добычи перед плановыми ремонтами и одна из самых дорогих статей затрат ввиду особенностей продуктивного горизонта — аномально высоких или низких пластовых давлений. В данной статье предложен к рассмотрению материал о перспективной мобильной установке для ремонта скважин под давлением без проведения глушения.

Результаты. При опробовании и испытании установки в условиях Крайнего Севера в скважинах с аномальными пластовыми давлениями наблюдается положительная тенденция в снижении времени на ремонт. Коэффициент производительного времени находится на уровне 90%, кроме того, отмечается потенциал в достижении минимальной отметки непроизводительного времени. Предложенный метод ремонта скважин позволит снизить число инцидентов HSE (Здоровье, Безопасность и Окружающая среда), сократить риски газонефтеводопроявлений.

Заключение. Новую высокотехнологичную мобильную установку Snubbing Unit можно отнести к прорывной технологии по ремонту скважин в Российской Федерации, с потенциалом сокращения затрат на глушение скважин до 100%. 

Введение. На рассматриваемом месторождении в ходе бурения зафиксированы осложнения в виде дифференциальных прихватов каротажных инструментов, затяжек и посадок при спускоподъёмных операциях, а также поглощений бурового раствора различной природы и интенсивности. Ввиду того что подходы для ликвидации данного набора осложнений противоположны друг другу, выдача рекомендаций на бурение новых скважин крайне затруднительна для данного разреза.

Цель. Разработка подхода для комплексного анализа буровых осложнений, а также выявление их причин с использованием дополнительной информации, не входящей в стандартный процесс геомеханического моделирования.

Материалы и методы. Исследование проведено для миоценовых и палеозойских отложений. Разработанный подход является дополнением к стандартному геомеханическому моделированию и основывается на привлечении дополнительных данных: геотехнические исследования (ГТИ), информация о ходе осложнений, физические и химические параметры бурового раствора.

Результаты. Построена геомеханическая модель для рассматриваемых скважин, выявлены механизмы различных видов осложнений и выданы рекомендации на бурение новых скважин.

Заключение. Привлечение дополнительных данных в поддержку геомеханического моделирования даёт ценную информацию о причинах осложнений и позволяет существенно расширить список рекомендаций.

Введение. Разработка проектной документации на строительство скважин на шельфе в текущих рыночных условиях является многосторонним, продолжительным и сложным процессом. В связи с этим, начиная с этапа проработки концептуальной модели, необходимо максимально использовать накопленный в данной области опыт, оценивать способы реализации проекта.

Цель. Основная цель Проекта, описанного в данной статье, — строительство наклонно-направленных газовых эксплуатационных скважин кустовым способом с применением морских стационарных платформ или плавучих буровых установок в осложненных условиях ввиду наличия на месторождении углекислотной и сероводородной агрессии в добываемом флюиде, а также в связи со сложными ледовыми условиями в районе планируемого к разработке шельфового месторождения.

Материалы и методы. В связи с необходимостью рассмотрения в рамках Проекта разработки месторождений или перспективных структур на шельфе различных вариантов реализации проекта и выбора наиболее перспективных из них был предложен подход, предусматривающий выделение отдельных этапов последовательного выполнения концептуального проектирования строительства скважин на шельфе, включая оценку возможных рисков, связанных с осложненными условиями, которые необходимо учитывать в данном процессе.

Результаты. В статье описаны подходы к концептуальному проектированию, которые могут быть использованы в аналогичных проектах по освоению и разработке шельфовых месторождений в осложненных условиях и позволят комплексно рассмотреть и проанализировать различные аспекты при принятии решений в пользу того или иного варианта разработки, не прибегая к детальному проектированию.

Заключение. Предложенный в данной работе подход может применяться при концептуальном проектировании строительства скважин на шельфе проектными организациями, нефтегазовыми компаниями, использоваться при обучении специалистов нефтегазовых учебных заведений. 

Введение. Цифровизация нефтяной отрасли включает «Цифровой анализ керна» — технологию создания точных цифровых двойников горных пород. Это повышает информативность исследований и эффективность проектных решений.

Целью данной работы является разработка метода построения цифровой минералогической модели керна с применением компьютерной микротомографии и растровой электронной микроскопии в сочетании с приставкой в виде энергодисперсионного спектрометра.

Методы. Проведены исследования образцов горных пород методами растровой электронной микроскопии в сочетании с энергодисперсионной спектроскопией, компьютерной микротомографии, рентгенофазового анализа, рентгенофлуоресцентной спектроскопии и петрографического изучения шлифов.

Результаты. На основе предложенного подхода разработан метод построения цифровой модели керна. Метод позволяет на основе двухмерных карт распределения элементов, полученных на стандартном растровом электронном микроскопе с интегрированной энергодисперсионной спектроскопией, используя предложенный алгоритм пересчёта в минеральный состав и трёхмерной модели скелета (матрицы) породы, полученной методом компьютерной микротомографии, реконструировать цифровую трёхмерную минеральную модель керна. На основе полученной модели провести количественные расчёты минерального состава. Провести верификацию полученных результатов минералогическими исследованиями.

Заключение. Успешная верификация предложенного метода с традиционными минералогическими исследованиями свидетельствует, что предложенный метод является надежным инструментом для получения цифровой модели керна на базе стандартного оборудования, без привлечения дорогостоящих комплексов с уникальным программным обеспечением. 

Введение. В статье рассматривается подход к автоматизации формирования бизнес-кейсов уплотняющего бурения на зрелых месторождениях.

Цель. Целью работы является разработка и апробация модуля автоматизированного поиска перспективных зон и размещения проектного фонда скважин («АВНС») для формирования бизнес-кейсов уплотняющего бурения на зрелых месторождениях, позволяющего снизить влияние субъективных факторов и сократить трудозатраты.

Материалы и методы. Разработанный модуль включает этапы предобработки геолого-промысловых данных, построения карты индекса возможности, кластеризации перспективных зон и размещения в них проектных целей, расчета запускных параметров скважин и оценки экономической эффективности. Алгоритмы реализованы с использованием методов машинного обучения, статистического анализа и общераспространенных аналитических подходов. Апробация инструмента проведена на данных более чем 40 объектов разработки.

Результаты. Ретроспективный анализ показал высокую точность рекомендаций, сопоставимую с экспертными решениями, при умеренной полноте охвата. Дополнительно выявлены нереализованные перспективные зоны, отражающие потенциал для дальнейшего разбуривания. Практическим результатом внедрения методики стало сокращение трудозатрат на формирование бизнес-кейсов на 20%.

Заключение. Работа демонстрирует, что автоматизированный подход способен повысить эффективность планирования бурения на зрелых активах, однако требует дальнейшего развития в части повышения качества исходных данных, совершенствования алгоритмов и интеграции с другими системами планирования. 

Введение. Образование газовых гидратов в системах сбора и транспорта природного газа представляет серьезную технологическую проблему, способную привести к полному перекрытию трубопроводов, аварийным остановкам добычи и значительным экономическим потерям. Основным методом предотвращения гидратообразования является дозирование ингибиторов, таких как метанол или моноэтиленгликоль (МЭГ). Затраты на эти реагенты составляют существенную долю эксплуатационных расходов месторождений, а их перерасход из-за неоптимального дозирования остается актуальной проблемой для газодобывающей отрасли.

Цель. Разработка программного обеспечения (ПО) для динамического расчета оптимальной дозировки ингибитора в режиме реального времени

Материалы и методы. В рамках данной работы проведено сравнение различных методик расчета оптимальной дозировки ингибитора с помощью специализированного программного обеспечения, эмпирических формул расчета, а также инструкций и правил газодобывающих организаций.

Результаты и заключение. Разработанное программное решение интегрировано с автоматической системой управления технологическим процессом (АСУ ТП) месторождения, обеспечивая автоматическое дозирование на основе расчетных данных. Промышленная апробация на газовом месторождении продемонстрировала снижение расхода ингибитора на 40% на кустовых площадках и газосборных сетях по сравнению с предыдущим периодом эксплуатации. Полученный результат подтверждает экономическую эффективность и практическую применимость предложенного подхода для оптимизации расхода метанола.