Рассмотрена первая фаза формирования подциклита АС12 на примере южной части Приобского месторождения. Работа выполнена на основе комплексирования 3Д сейсмической и геологической моделей и данных геофизических исследований (ГИС). Выявлена зона эрозий, нарушающая первоначальное строение верхней части глубоководной глинистой пачки III ахской свиты палеоканалами, которые формируют залежи шнуркового типа, изолированные от верхних продуктивных залежей подциклита АС12.

В работе рассматривается опыт применения передовой техники и технологии по поверхностному и глубинному (внутрискважинному) оборудованию для проведения испытания и гидродинамических исследований скважин. Приведены результаты работ, а также рекомендации по применению данной техники и технологий на шельфовых и наземных проектах.

Отложения тюменской свиты Западной Сибири характеризуются значительной латеральной неоднородностью, что существенно влияет на процесс разведки месторождений углеводородов. В качестве основного инструмента для прогноза латеральной неоднородности является сейсмическая информация. В настоящее время помимо структурного каркаса геофизики научились получать дополнительные динамические атрибуты. Наиболее распространенным методом преобразования исходной сейсмической информации в поле упругих параметров является синхронная инверсия. Однако интерпретация результатов синхронной инверсии в большинстве случаев является нетривиальной задачей. В данной работе авторы представили методы дополнительного преобразования продольного и поперечного импеданса с целью получения импеданса Пуассона для оценки литологического состава тюменской свиты на одном из месторождений Западной Сибири.

Развитие ТЭК становится все более ориентированным на разработку трудноизвлекаемых запасов, которые составляют почти 2/3 разведанных запасов нефти. Технологии добычи такого сырья характеризуются более высокими капитальными затратами, что требует поиска новых способов повышения рентабельности проектов. Одним из таких направлений является извлечение металлов из попутной воды нефтегазовых месторождений. В данной работе оценена возможность применения технологии извлечения лития из пластовых вод Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), а также определены граничные условия для применения данной технологии.

В работе рассмотрен новый инженерный аналитический инструмент, который позволяет производить экспресс-оценку запасов нефти, классифицировать их по сложности с целью проведения последующей оптимизации системы разработки и формирования программы геолого-технических мероприятий.
Классификация запасов производится с использованием авторского подхода по определению индекса сложности разработки (RCI). Сложность разработки зависит от трех основных параметров: проницаемости пласта, запускной обводненности, которая содержит в себе параметры кривой относительной фазовой проницаемости, насыщенности и вязкости и геологической неоднородности (эффективности заводнения).
Проведена экономическая оценка рентабельности скважины при помощи рассчитанного показателя PV UDC (стоимость разработки единицы продукции, CAPEX/общая добыча нефти). Данный показатель позволяет определить экономическую привлекательность, но при этом для его расчета не требуется знание всех макропараметров и учет затрат на строительство кустовых площадок (КП).
По результатам экономической оценки и ранжирования скважин можно получить рентабельные КП и выбрать кандидатов для зарезки боковых стволов (ЗБС).
Новизна работы заключается в использовании обновленной методики расчета индекса сложности пласта для классификации остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ), которая в сочетании с экономической моделью создает качественный инструмент для решения инженерных проблем пласта и повышения стоимости проекта.
Метод может быть перенесен на другие месторождения с незначительными модификациями при условии корректного учета экономических параметров месторождения и его геологических особенностей.

В работе представлены результаты лабораторных исследований ПАВ-полимерного заводнения (ASP-заводнения) на образцах керна разной проницаемости. Полученные данные использованы при гидродинамическом моделировании. Экспериментальные исследования включали:
• изучение динамики вытеснения нефти, построение зависимости остаточной нефтенасыщенности от концентрации ПАВ, межфазного натяжения на границе раздела раствор ПАВ-нефть (исследования проведены на образцах керна с различной проницаемостью);
• сравнительные экспериментальные исследования остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти составами ПАВ различных производителей;
• сравнительные исследования фазовой проницаемости при совместной стационарной фильтрации нефти и воды, нефти и ПАВ-полимерного раствора при различных соотношениях в потоке.

Рассмотрены результаты проведения кислотоструйного туннелирования на карбонатных коллекторах Оренбургской области с целью увеличения зоны дренирования и коэффициента охвата по вертикали. Рассмотрены преимущества технологии, а также предложены пути дальнейшего повышения эффективности работ. Технология позволила получить на пилотных скважинах стабильные приросты дебита нефти.

Проведен анализ надежности компонентов установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) с целью выявления взаимосвязи между режимом эксплуатации и надежностью компонентов. Анализ производился на основании эксплуатационных данных более 700 УЭЦН с месторождений Западной Сибири. Была исследована надежность компонентов УЭЦН, на ресурс которых значительное влияние оказывает режим эксплуатации. Приведены результаты экспериментальных исследований погружных насосов и гидрозащит в условиях постоянного и периодического режимов эксплуатации. На основании полученных результатов был сделан вывод о том, что периодический режим оказывает негативное влияние на ресурс компонентов УЭЦН. Предложены рекомендации для эксплуатации УЭЦН в периодическом режиме.

В работе представлен анализ терминов «энергоэффективность» и «энергосбережение» применительно к нефтедобыче. Потребление топливно-энергетических ресурсов нефтегазодобывающего предприятия год от года увеличивается, а с учетом роста тарифов на энергоресурсы внедрение энергоэффективных технологий является актуальной проблемой производства.

В статье приводится обзор мирового рынка добычи сланцевой нефти, а также скважинного оборудования для выбора оптимального способа ее добычи. Результатом анализа является идентификация сланцевой нефти, перспективных комплексов скважинного оборудования (КСО), устьевого и погружного, удовлетворяющих следующим условиям: • глубина залегания залежи, объемы добычи (кривая добычи, начальные дебиты), газовый фактор (ГФ), температура пласта и т. д., схожие с условиями разработки баженовской свиты; скважины с протяженным горизонтальным стволом и многостадийным ГРП; • свойства добываемого флюида схожи с пластовым флюидом баженовской свиты (легкая нефть, повышение ГФ с течением времени, падение обводненности с течением времени и т. д.). Анализ включает в себя выбор устьевого и погружного оборудования, а также станций управления. В результате анализа выбраны основные критерии отбора, проведен сравнительный анализ основных типов КСО, выделены перспективные типы КСО для добычи нефти из баженовской свиты.

В статье предложен путь решения задачи по уменьшению стоимости капитального строительства на месторождениях нефти и газа с помощью применения метода системной инженерии. Показаны возможности системной инженерии в снижении стоимости капитального строительства. Рассмотрен пример использования системной инженерии на этапе концептуального проектирования при расположении куста скважин.

В статье обоснована необходимость выполнения дополнительных экспериментальных исследований пластовых флюидов, результаты которых используются в качестве исходных данных при выполнении проектов обустройства нефтяных месторождений. Кратко охарактеризованы методики проведения экспериментальных исследований, используемые в ПАО «Гипротюменнефтегаз», и описаны их основные особенности.

В настоящей статье отражены основные моменты влияния легких углеводородов на физико-химический состав и свойства товарной нефти Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, описаны неопределенности, которые следует учитывать к моменту вовлечения газовых запасов. Для конкретной задачи сняты риски влияния на ключевой показатель по ГОСТ Р – 51858-2002 (давление насыщенных паров). Впервые выявлено смещение критической точки парафинообразования. Результатом работы будет являться прогнозируемое поведение флюида при вовлечении газовых запасов, а также снижение энергопотребления на обогрев трубопровода внешнего транспорта, увеличение межочистного периода, снижения удельного расхода электроэнергии насосного оборудования, как следствие – снижение операционных затрат.

На фонде скважин «Газпромнефть-Востока», осложненных солеотложением, была проведена оценка возможности применения капсулированного ингибитора солеотложений. По результатам испытаний установлено, что реагент обеспечивает эффективную защиту добывающих скважин от отложений солей. Отмечены такие положительные моменты данной технологии, как отсутствие коррозионного воздействия на погружное оборудование, возможность оперативной организации защиты скважины, отсутствие необходимости применения дозирующих установок, независимость от инфраструктуры, удобство загрузки капсул при проведении ремонтов. Проведен сравнительный анализ с классической ингибиторной защитой жидкими ингибиторами солеотложений. Показано, что при дебите скважины до 38 м3/сут (по воде) применение капсулированных реагентов является более экономически эффективным. Отмечены ограничения в применении технологии: сложность при проведении дозагрузки реагента в скважину без подъема ГНО, невозможность использования в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах.

Целью исследования является создание модели с интегрированным подходом, позволяющей проводить синтез элементов фонтанной арматуры (ФА), основываясь на данных инженерных изысканий и физико-химических свойств флюида, за счет описания атрибутов каждого элемента.