В статье приведены результаты экспериментальных исследований применимости метода тепловой метки для решения практических задач в условиях горизонтальной скважины. Исследования проводились на термогидродинамическом стенде БашГУ. Результаты исследования показали принципиальную возможность применения метода в условиях двухфазного расслоенного потока c погрешностью не более 8 %. По результатам работы определены требования к конфигурации скважинной аппаратуры, обеспечивающей возможность оценки поинтервальных фазовых расходов в низкодебитных горизонтальных скважинах.

Нефтяные оторочки содержат трудноизвлекаемые запасы, однако являются перспективными объектами разработки. Существует ряд факторов, которые затрудняют применение традиционных методов, в связи с чем возникла необходимость рассмотреть новые технологические решения, которые позволят вовлечь в эксплуатацию сложные запасы подгазовых залежей.
Представлен опыт реализуемых в компании ООО «Газпромнефть-НТЦ» проектов развития активов нефтегазоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками. Рассмотрены ключевые особенности геологического строения и параметров разработки, выявлены основные проблемы и пути их решения, а также представлены полученные результаты. Все изучаемые объекты: Заполярное, Восточно-Мессояхское, Чаяндинское, Новопортовское, Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское месторождения, – характеризуются сложным геологическим строением, вторичными преобразованиями коллекторов, расположением в регионах со слабо развитой инфраструктурой.
Применен подход поиска зон улучшенных коллекторов, рассмотрены методики определения оптимальных параметров системы разработки, в ходе реализации проектов получен опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек. Приведены основные выводы и рекомендации, которые в дальнейшем могут применяться на подобных объектах.

Данная статья посвящена исследованиям ингибиторов гидратообразования в лабораторных условиях изотермическим методом с целью оценки их эффективности и выбору наиболее эффективных для проведения опытно-промысловых испытаний в условиях восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В рамках работы было протестировано 12 реагентов различных производителей. Оценка эффективности этих реагентов была проведена изотермическим методом в условиях, моделирующих промысловые. В результате тестирования определены наиболее эффективные реагенты и их дозировки, максимально снижающие температуру начала образования гидратов. Даны рекомендации по проведению опытно-промысловых испытаний ингибиторов на восточном участке Оренбургского НГКМ. По итогам проведения опытно-промысловых испытаний реагента № 3 было установлено, что при равных технических показателях с базовым реагентом метанолом, применение испытываемого реагента в качестве ингибитора гидратообразования экономически выгодно.

В работе проиллюстрировано влияние качества глубинных проб на результаты исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов пластовой нефти. Сравнивались результаты исследований условно представительной пробы пластовой нефти и глубинных проб, отобранных в условиях многофазного потока, что повлекло за собой попадание в камеры пробоотборников различного объема свободного газа, пластовой воды и твердой фазы асфальтенов, смол и парафинов. По каждой пробе был проведен комплекс PVT-исследований согласно ОСТ 153-39.2-048-2003 и Стандарта ПАО «Газпромнефть» М-01.01.03.04-02 «Лабораторные исследований проб пластовых флюидов» (исследование PV-соотношений, однократное разгазирование, определение вязкости и плотности) и исследование фазового поведения парафинов и асфальтенов методами акустического резонанса (регистрация момента фазового перехода), микроскопии высокого давления (определение количества и геометрических размеров частиц твердой фазы), гравиметрическим и фильтрационным методами (определение группового состава твердой фазы). Для подготовки глубинных проб нефти в камерах была проведена процедура выпуска свободного газа до текущего давления насыщения нефти газом. По результатам анализов выявлено, что процедура выпуска свободного газа влияет на PVT-характеристики проб незначительно: расхождение основных экспериментально определенных параметров не превышало допуски ОСТ 153- 39.2-048-2003, однако такие пробы непригодны к исследованиям фазового поведения парафинов и асфальтенов, поскольку расхождения различных параметров (содержание асфальтенов, смол и парафинов, температура насыщения нефти парафином, давление насыщения нефти асфальтеном и др.) достигает 70 %. Следует учитывать, что в случае необходимости подобного рода исследований геологической службой недропользователя совместно со специалистами научно-технических центров, а также подрядных организаций, осуществляющих как отбор проб, так и лабораторные исследования, необходимо особенно тщательно прорабатывать план работ в скважине и контролировать процедуры подготовки скважины и отбора проб.
Исследования проводились на оборудовании Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета имени М.В. Ломоносова (ИТЦ АНГЛИ С(А)ФУ).

Рассмотрена методика выбора оптимальной системы разработки на примере восточного участка Оренбургского НГКМ. Уделено внимание основным аспектам разработки месторождения с газовой шапкой и сложным трещинно-поровым типом коллектора. Приведен подробный анализ эффективности бурения восточного участка Оренбургского НГКМ, рассмотрен опыт оптимизации системы разработки юго-западного блока восточного участка Оренбургского НГКМ с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Показаны результаты бурения оптимизированных горизонтальных скважин с длиной ГС 800-1000 метров.

Проведено сравнение различных методических подходов к факторному анализу успешности геолого-технических мероприятий (ГТМ). Особое внимание уделено анализу результатов бурения горизонтальной скважины (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Предложены усовершенствованные инструменты выполнения анализа, основанные на интегральном методе и на использовании регрессионной модели. Корректный учет всех технологических факторов на этапе планирования ГТМ позволяет избежать переоценки либо недооценки потенциала нового бурения. Использование рассмотренных инструментов для ряда новых кустов позволило системно скорректировать геологогидродинамические модели, верно оценить потенциал новых скважин и своевременно принять решения, касающиеся необходимости проведения ГТМ и будущего бурения.

Анализ эффективности реализуемых технологий разработки, основанных на массовом применении гидроразрыва пласта (ГРП), представляет большой интерес для специалистов нефтегазовой отрасли. Обобщен опыт применения большеобъемных гидроразрывов низкопроницаемых пластов, установлены общие закономерности изменения технологических показателей, современных трендов в развитии реализуемой системы разработки. Современный тренд в технологии разработки месторождения – активное применение горизонтальных скважин с многостадийным ГРП (МГРП). Дальнейшее совершенствование применяемых технологий ГРП будет способствовать повышению эффективности разработки Приобского месторождения и увеличению коэффициента нефтеизвлечения пластов.

Описаны осложнения, встречающиеся при глушении скважин на месторождениях компании ПАО «Газпром нефть». Представлены результаты опытно-промысловых испытаний клапанов-отсекателей различных конструкций и различных принципов действия. Приведены их преимущества и недостатки, выявленные в ходе испытаний, проведенных в различных регионах присутствия компании.

Оптимизация разработки комплексных программ проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) в скважинах НИС а.д. В 2018 г. начато опытное внедрение цифровой информационной системы отбора скважин для проведения ГТМ. Описанный в статье подход обеспечивает более качественное планирование ГТМ, так как данные обрабатываются в единой системе.
Подготовлен список из 53 скважин-кандидатов для уплотняющего бурения и 40 кандидатов для ректификационной работы. Разработана программа проведения ГТМ, оценена ее эффективность, выявлены риски. Из предложенных скважин-кандидатов пробурены две скважины и завершен один гидроразрыв пласта. Результаты применения алгоритма отбора признаны приемлемыми, методика пригодна для дальнейшей работы.
Использование информационных технологий при разработке программ проведения ГТМ позволило модернизировать инженерный подход, автоматизировать процессы первоначального отбора скважин, оперативно получать результаты расчетов по крупным месторождениям, повысить качество отбора скважин для проведения ГТМ, сделать процесс более информативным благодаря работе в режиме реального времени.

Рассмотрена оптимизация процессов при текущем и капитальном ремонтах скважин с применением информационной системы «ЭРА:Ремонты», предназначенной для автоматизации всего цикла при проведении внутрискважинных работ и анализа эффективности выполненных мероприятий.
В основу концепции информационной системы заложен принцип циклического организационного управления PDCA (Plan-Do-Check-Act), который реализуется за счет непрерывного цикла анализа эффективности ранее выполненных мероприятий в целом и учета этих данных при последующих циклах планирования. Качество планирования мероприятий, а следовательно, и их эффективность повышаются со временем накопления аналитических данных. Для того чтобы работать с качественными данными, которые можно анализировать в дальнейшем, в системе запрещен ввод ключевых данных в произвольной форме, т.е. все данные в систему вносятся через загруженные в нее справочники и классификаторы, это является основным преимуществом перед существующими на рынке аналогами. Использование подобных систем предполагает привлечение исполнителей для выполнения внутрискважинных работ, в большинстве случаев это внешние подрядные организации.
Работа в системе не требует стабильного интернета и особых разрешений для доступа в корпоративную сеть, с приложением для подрядных организаций можно работать офлайн, данные автоматически выгружаются на сервер при появлении соединения.

Представлен эффективный способ применения солнечной генерации на нефтяных месторождениях компании «Газпром нефть», разработанный в процессе проведения работ в направлении повышения эффективности энергоснабжения месторождений.
Сформирован вывод о текущей целесообразности масштабного применения солнечной генерации в России с учетом ее динамичного развития в мире.

Инновационные продукты, рынки и бизнес-модели способствуют росту бизнеса, а прорывные стратегии радикально меняют его экосистему. При управлении инновациями компании необходимо решить, следует ли инвестировать в новые продукты для еще не существующих рынков и в бизнес-модели, которые еще не опробованы. Лидеры постоянно упускают значительные возможности, когда сталкиваются с необходимостью отменить изменения и начать заново, потому что традиционные методы анализа не подходят для инноваций.
Работа с прорывными стратегиями отличается от прогноза будущего на основе взгляда в прошлое. Важно не просто прогнозировать будущее, но и думать о том, как создать будущее с помощью принятых решений. В этом процессе важную роль играет научный подход и право на ошибку.
В этой статье мы рассмотрим различные подходы к реализации стратегии цифровой трансформации в научной организации и объясним, почему транзакции являются наилучшим методом решения подобных задач.

Одной из отличительных особенностей зрелых активов является существенное истощение ресурсной базы, обусловленное длительной историей разработки основных объектов. Для поддержания текущих темпов добычи необходимо вовлекать новые залежи и неопоискованные участки месторождений. Однако часто новые залежи и участки характеризуются низким потенциалом и нуждаются в комплексной проработке на всех этапах создания стоимости. В работе описан системный подход к формированию стратегии развития ресурсной базы актива, позволяющий с одной стороны поддерживать и наращивать уровень добычи, а с другой – получить максимальный экономический эффект от вовлечения новых объектов.

При эксплуатации месторождений арктического шельфа важной задачей является обеспечение таких объектов эффективными и экологически безопасными технологиями ликвидации разливов нефти на водной поверхности. В данном исследовании оценивалась эффективность реагента - масляного инкапсулятора, который является биополимером и используется в качестве водного раствора. Исследованы физико-химические свойства и определена максимальная маслоемкость инкапсулятора. В качестве тестовой среды использовались морская вода и нефть Приразломного месторождения. Показана эффективность очистки поверхности воды от масляной пленки инкапсулятором в лабораторных условиях при низких температурах.