Введение. Важной частью реализации технологии улавливания и хранения диоксида углерода (carbon capture and storage, далее — CCS) в геологические формации является выбор объектов, в которых возможно безопасно и эффективно разместить требуемый объем СО₂ на неограниченно долгий срок. В мировой практике реализации проектов улавливания и хранения СО₂ в качестве объектов закачки используются выработанные месторождения, протяженные водоносные пласты, аквиферы нефтяных месторождений и другие объекты. Использование каждого из них связано с рядом вызовов и неопределенностей, поэтому все известные крупные проекты CCS на сегодня включают большой объем научно-исследовательских работ.

В 2021 году в России стартовал процесс выдачи поисковых лицензий с целью геологического изучения и определения потенциала недр под размещение парниковых газов, включая СО₂. В статье рассмотрены геологические перспективы размещения СО₂ в Центральном федеральном округе РФ, где находится большое количество эмитентов СО₂ (металлургических и энергетических предприятий) с выбросами 5 млн тонн в год и более.

Целью данной работы является оценка возможности и рисков закачки СО₂ на территории Московской синеклизы и в ее ближайшем окружении.

Материалы и методы. На основании рекомендаций стандарта ISO 27914 и опыта реализуемых в мире проектов использованы критерии выбора геологических объектов размещения СО₂, которые влияют на безопасность и эффективность проектов. Для оценки потенциала закачки использовалась региональная геологическая информация по Центральному федеральному округу РФ и данные по подземным хранилищам газа в этом регионе.

Результаты. По результатам проведенного анализа имеющейся геологической информации удалось выделить несколько перспективных интервалов для закачки и определить основные риски для данной территории.

Заключение. В ходе исследования удалось сделать предварительные выводы о возможностях размещения диоксида углерода на территории Московской синеклизы, а также выявить ключевые направления дальнейших исследования для снятия наиболее значимых неопределенностей применения технологии закачки и хранения СО₂. 

Введение. Одной из ключевых задач для сейсморазведки является прогноз геологического строения изучаемых пластов. В частности, оценка мощности коллекторов на основании имеющейся скважинной статистики. Подобная задача является стандартной в рамках динамического анализа волнового поля и зачастую решается путем построения прогнозной модели на основании имеющейся геолого­геофизической информации, в том числе по известным значениям эффективной мощности в скважинах.

Цель. Оценка эффективности методов машинного обучения при решении задачи прогноза мощности коллекторов по данным сейсморазведки. Современный анализ данных зачастую использует эту категорию методов для построения различных прогнозных моделей. Сейсмическая интерпретация, в свою очередь, связана с использованием относительно простых линейных моделей. Это делает актуальным определение прироста качества от использования сложных моделей предсказания.

Материалы и методы. Для исследования использован относительно хорошо изученный бурением участок одного из месторождений в Западной Сибири. Рассматриваемая территория полностью покрыта данными 3D-сейсморазведки, для построения модели имеются 170 скважин, в которых определено значение эффективной мощности.

В рамках исследования рассмотрен как стандартный подход с применением линейной регрессии, так и более сложные алгоритмы машинного обучения, такие как многомерная регрессия, метод случайного леса, метод ближайших соседей и нейронная сеть. Для оценки качества предсказания имеющаяся выборка скважин разделена на обучающую и валидационную, состоящие из 80 и 90 скважин соответственно. Все вычисления реализованы с использованием открытых библиотек языка программирования python.

Результаты. Получены распределения ожидаемой точности прогноза для каждого из рассмотренных методов. В тексте статьи подробно описан алгоритм работы, а также выполненные тесты для подбора параметров каждого алгоритма.

Заключение. Полученные результаты позволяют сделать вывод об эффективности использования методов машинного обучения. Все рассмотренные сложные алгоритмы позволяют получить более точный прогноз эффективной мощности по сравнению с подходом линейной регрессии. Наиболее значительный прирост точности наблюдается при использовании нейронной сети и составляет 23 %.

Цель. В статье продемонстрированы инструменты интеграции результатов точечных и интервальных испытаний в петрофизическую модель с целью расширений представлений о коллекторе и для прогноза параметра проводимости пласта Kh по данным ГИС.

Методы. На первом этапе работы выявлены конкретные способы учета данных комплекса испытаний установками ГДК-ОПК в модели коллектора ГИС. Причем в условиях низкопроницаемых отложений особое внимание уделено вопросу получения так называемых сухих измерений подвижности в ходе ГДК-ОПК и их учету в модели коллектора.

На втором этапе авторами рассматривается комплексирование данных ГДИ и результатов испытаний ГДК-ОПК с прогнозом Kh по ГИС. Чтобы осуществить такую задачу, необходимо верифицировать и классифицировать по надежности результаты ГДИ, что стало возможным благодаря выработанным критериям оценки качества ГДИ в данной работе. Качественные результаты ГДИ позволяют оперировать величиной Kh (ГДИ) как калибровочными при расчете Kh по ГИС. Благодаря качественным замерам подвижности флюида прибором ОПК в ачимовских отложениях осуществляется трансформация Кпр из абсолютной в эффективную индивидуально для типа флюида: газ, нефть, вода. После чего осуществляется сам прогноз Kh на основе данных ГИС, контролируя величину Kh (ГИС) с Kh (ГДИ). Неопределенность модели коллектора ГИС снимается сопоставлением Kh (ГИС-ГДИ) таким образом, что корректная модель коллектора с корректным Нэф формирует максимальное совпадение прогнозного Kh с калибровочным по ГДИ в точках калибровочных скважин. Этому способствует низкий уровень проницаемости ачимовских отложений, который слабо влияет на величину Kh, в отличие от Нэф.

Результаты. 1. Получены способы учета данных комплекса испытаний установками ГДК-ОПК в модели коллектора ГИС. 2. Получен инструмент для расчета прогнозного Kh по данным ГИС, согласованный с фактическими данными Kh по ГДИ. 3. Выделены универсальные критерии в оценке качества результатов ГДИ. 4. Предложен нестандартный способ подтверждения/опровержения модели коллектора ГИС с помощью сопоставления Kh (ГИС, прогноз — ГДИ, факт).

Заключение. В работе удалось выстроить унифицированную схему действий для реализации как первого этапа работы по интеграции результатов испытаний ГДК-ОПК в модель коллектора ГИС, так и второго этапа по прогнозу Kh на основе ГИС, калиброванному на фактические результаты ГДИ. Такое представление позволяет не только повышать точность петрофизического прогноза, но и расширять охват задействованных данных из смежных областей петролеум-инжиниринга.

Введение. Оценка фильтрационно-ёмкостных свойств трещиноватого карбонатного разреза в большинстве случаев сопряжена с трудностями, обусловленными высокой литологической гетерогенностью отложений, неоднородностью свойств как по разрезу, так и по латерали, сложной структурой пустотного пространства коллекторов, а главное, наличием системы трещин, обуславливающей фильтрацию флюидов в резервуарах такого типа. Для более геологичного моделирования поведения фильтрации и достижения максимального уровня добычи важно осуществлять дифференцированное изучение фильтрационно-емкостных свойств карбонатного коллектора.

Цель. В рамках работы осуществлялась разработка методики петрофизической типизации сложнопостроенных карбонатных отложений башкирского яруса. На текущий момент существует большое разнообразие современных методик дифференцированной оценки фильтрационных свойств карбонатных коллекторов, включающих использование результатов интерпретации Hi-Tech-методов и различных статистических алгоритмов. Целью работы являлась апробация рекомендуемых методик ведущими производителями скважинного оборудования и вендорами ПО для выявление наиболее оптимальных и эффективных решений в области прогноза трещиноватости.

Материалы и методы. Типизация коллекторов башкирского яруса выполнялась путём интегрированного анализа результатов специальных методов ГИС, керновых исследований, данных ПГИ и комплекса ГИС путём привлечения соответствующей алгоритмической базы, а также методов машинного обучения на этапе кластеризации карбонатных отложений по типу пустотного пространства.

Результаты. По итогам комплексирования результатов оценки трещиноватости с использованием различных алгоритмов анализа скважинных материалов была выполнена петротипизация изучаемого карбонатного разреза и разработана электрофациальная модель, позволяющая выполнять прогноз выделенных петротипов, в частности трещинно-поровых и порово-трещинных коллекторов, по определённому комплексу ГИС с применением методов машинного обучения в автоматическом режиме.

Заключение. Выделение типов коллекторов по ГИС — это первый шаг к их дифференцированному изучению. Дифференцированное изучение важно, так как позволяет точнее определить характеристики пласта. В частности, исследования КВД, в которых одновременно участвуют интервалы с разным типом пустотного пространства, приводят к неоднозначной интерпретации. В предложенной программе исследований в новых разведочных скважинах типизация коллекторов по описанной методике — это важный элемент в схеме проведения работ по гидродинамическим исследованиям и исследованиям керна. Присутствие в разрезе трещиноватых коллекторов оказывает существенное влияние на дренирование залежи и подходы к разработке месторождения, что обуславливает необходимость учета в гидродинамической модели данной особенности с целью воспроизведения характерных эффектов от наличия системы трещин. Конечная цель дифференцированных исследований — построение гидродинамической модели двойной среды.

Введение. Известно, что при кристаллизации вода расширяется, что приводит к росту давления глубинных проб воды при их охлаждении ниже 0 °С. При этом в открытых источниках отсутствуют количественные оценки условий внутри приемных камер при их заморозке.

Материалы и методы. Измерения давления и температуры глубинной пробы воды при ее охлаждении производились при помощи внутреннего датчика давления и температуры, встроенного в поршень приемной камеры.

Результаты. Описана динамика PT-характеристик глубинной пробы при ее заморозке. Рост давления составил 120,5 МПа при охлаждении от 10 до -15 °С.

Заключение. Впервые в открытом доступе представлена количественная оценка роста давления глубинной пробы при ее охлаждении. Обобщена информация по требованиям к температурным режимам хранения и транспортировки проб, предложены приоритетные направления НИОКР, позволяющие снизить риски при проведении работ с глубинными пробоотборниками.

Введение. Продолжительные по времени ремонтные работы с глушением солевыми растворами газовых скважин могут значительно ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов из-за проникновения воды в породу коллектора. Неокомские пласты имеют высокий потенциал по добыче газа и разрабатываются с применением горизонтальных скважин, протяженность стволов которых более 1000 м. В связи с этим при проведении ремонтов газовых скважин актуальной задачей является применение методов временной изоляции пластов для сохранения высоких темпов добычи. Несмотря на обширный опыт применения извлекаемых пакерующих устройств для газоблокирующих работ, технологии безопасного извлечения данного типа оборудования без привлечения специализированной техники не развиты.

Цель. Применение мостовой пакер-пробки для временной изоляции продуктивного горизонта и вязкоупругого состава для её безопасного извлечения при продолжительных ремонтных работах на газовых скважинах.

Материалы и методы. Для снижения негативного влияния жидкостей глушения на фильтрационно­емкостные характеристики пласта при ремонтных работах предложена технология установки мостовой пакер-пробки для временной изоляции пласта. В связи с труднодоступностью месторождений Крайнего Севера работы по извлечению пакер-пробки предложено проводить без привлечения специализированной техники путем закачки вязкоупругого состава в интервал хвостовика ниже пакер-пробки после её срыва для изоляции пласта на время проведения спускоподъемных операций.

Результаты. Апробировано решение по временной изоляции продуктивных пластов путем применения извлекаемого пакерующего устройства. Извлечение пакерующего устройства проведено в безопасном режимек путем применения вязкоупругого состава с регулируемыми характеристиками. После проведения ремонтных работ по скважине достигнут проектные показатели по добыче, полностью сохранены коллекторские свойства пласта.

Заключение. Применение технологии установки извлекаемого пакера с последующим его извлечением без привлечения специализированной техники является высокоперспективным решением для сохранения продуктивности неокомских пластов.

Техническое состояние нефтяных и водонагнетательных скважин играет существенную роль в энергетическом балансе при разработке месторождений. Наиболее критично это проявляется на месторождениях зрелого фонда, когда разность пластовых давлений между целевыми и нецелевыми пластами становится значительной, увеличивая риск нарушения герметичности цементного камня, что может приводить к нецелевой закачке воды и падению добычи нефти. Прямым последствием таких нарушений является снижение эффективности поддержания энергии (пластового давления) целевого пласта и рентабельности добычи при поступлении нецелевой воды в добывающие скважины. Косвенным последствием является увеличение углеродного следа при разработке проблемных участков зрелого месторождения.

Цель. С целью повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ и снижения углеродного следа в работе представлены пути повышения информативности стандартного промыслово-геофизического комплекса для определения нецелевой добычи или закачки воды.

Материалы и методы. В составе предложенного расширенного промыслово-геофизического диагностического комплекса включены: а) метод пассивной спектральной акустики (в части измерений);

б) количественная оценка профиля притока и приёмистости по данным термометрии на основе температурного моделирования (в части анализа данных).

Результаты. В работе представлены примеры проведенной диагностики расширенным промыслово­геофизическим комплексом с целью выявления причин нецелевой добычи и закачки воды, приведены сведения об устранении выявленных нарушений, а также выполнены оценки избыточного выброса СО₂ для каждого из приведенных примеров.

Заключение. Используемая диагностика позволяет оперативно и точно выявить причины нарушений, при использовании стандартного каротажа это в большинстве случаев затруднительно. Полученная информация позволила недропользователям значительно повысить эффективность производимых ремонтно-изоляционных работ.

Введение. В статье рассматривается многостадийный гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его мониторинг в реальном времени с сопутствующим анализом событий в скважине и определением интервалов развития трещин. Данный подход позволяет без остановки процесса проведения ГРП проводить оперативную оценку качества текущей работы, а именно: определение негерметичности оборудования, позиционирование зоны развития трещины ГРП и ряд других параметров.

Цель. Демонстрация подхода, позволяющего проводить анализ событий при проведении ГРП в реальном времени на основе разработанного проприетарного программно-аппаратного комплекса.

Материалы и методы. В качестве базового подхода была разработана технология и структурно проработаны блоки предлагаемой технологии, состоящие из датчика регистрации давления, электронного устройства сбора данных, программного обеспечения по оцифровке данных и упаковки их на сервере, программного и алгоритмического обеспечения по анализу и интерпретации записанных данных.

Результаты. Авторы показывают опыт использования разработанной технологии на примере реальных измерений выполненных при проведении ГРП, полученные результаты позволяют сделать вывод о работоспособности технологии и удобстве использования данного подхода по сравнению с технологиями, требующими спуска измерительных устройств на забой скважины. Сравнительный анализ с одной из применяемых референсных технологий показал близкие результаты, в пределах текущей погрешности описываемого метода, и это позволяет использовать технологию при массовом мониторинге работ ГРП.

Заключение. Опыт использования разработанной технологии показывает необходимость дальнейшего накопления количества данных, позволяющего на основе накопленной статистики повысить точность интерпретации. Проведение нескольких работ на каждом конкретном месторождении и при определенной конструкции скважины позволяет провести калибровку разработанных алгоритмов далее поставить мониторинг на поток с использованием минимального объема дополнительной информации по скважине. 

Введение. В данной работе представлена новая технология определения профиля притока при разработке нефтяных оторочек с помощью хромато-десорбционных систем.

Цель. Количественная оценка притока флюида в каждом интервале скважины, диагностика интервалов прорыва воды и газа.

Материалы и методы. Хромато-десорбционные системы (ХДС) представляют собой полимерный композиционный материал, в который на этапе изготовления запаковываются уникальные химические вещества — аналиты. ХДС устанавливаются на элементах нижнего заканчивания исследуемой скважины. При контакте с целевым флюидом из ХДС начинают выделяться соответствующие аналиты, которые с потоком жидкости и/или газа выносятся на поверхность в точку отбора проб. На устье осуществляется отбор проб по заранее спланированной программе, анализ состава притока выполняется в лаборатории методами хроматографии. Технология позволяет без проведения геофизических исследований скважин определять во времени изменяющийся профиль притока и динамику работы скважины в целом.

Результаты и заключение. В течение двух лет исследований был произведен отбор 194 проб жидкости для определения притока флюида в каждом интервале скважины PT1. Вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны 23 газовые пробы. По результатам анализа проб газа определено его поступление из всех пяти интервалов. Произведена количественная оценка притока газа с учётом корректировок на скорости выделения аналитов в каждом интервале, выполнена количественная поинтервальная оценка притока нефти. Сравнение профилей притока нефти, полученных с помощью трассерных и традиционных геофизических исследований, показало сопоставимые результаты.

Цель. Увеличение рентабельности эксплуатации месторождений поздней (частично III и IV) стадий разработки на основе оптимизации технико-экономических показателей приобретает в наши дни всё большую значимость. Актуальность данных работ связана не только с технологической и экономической составляющей, но и в значительной степени социальной, поскольку важно поддерживать и развивать производственную инфраструктуру вблизи таких месторождений, находящихся уже в обустроенных и зачастую густонаселенных районах страны.

Перспективным направлением увеличения рентабельности разработки и эксплуатации месторождений III и IV стадий является дальнейшее применение, совершенствование и актуализация существующих методических подходов и технологий физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на стабилизацию уровня добычи нефти, снижение темпов обводнения скважинной продукции, прирост извлекаемых запасов нефти, сокращение удельных операционных затрат.

Материалы и методы. В работе использованы результаты оценки динамики и степени выработки запасов нефти, расчеты прироста извлекаемых запасов, технологического и экономического эффекта от реализации различных технологий физико-химических и гидродинамических МУН.

Результаты. В статье показана необходимость совершенствования и актуализации существующих методических подходов применения технологий физико-химических и гидродинамических МУН как одного из важных направлений развития ТЭК в среднесрочной перспективе. При этом среди ключевых направлений выделяется научное сопровождение проектов повышения нефтеотдачи, цель которого — качественный подбор участков и технологий, оценка эффективности технологий и определение оптимальных объемов закачки химических компонентов, корректное бизнес-планирование и помесячное распределение эффекта, достижение технологического и экономического потенциала основных и дополнительных программ физико­химических и гидродинамических МУН, снижение удельных операционных затрат.

Заключение. Индивидуальность геолого-физических особенностей пластов / отдельных участков залежи и скважин не позволяет достичь стабильно высоких результатов за счет применения одной универсальной технологии МУН. Высокая технологическая эффективность и продолжительность эффекта и, как следствие, индекс доходности достигается адресным воздействием с использованием индивидуальных композиций химреагентов, дизайнов обработок и технологий под конкретные условия объекта/участка с учетом имеющихся проблем, текущего состояния разработки и взаимодействия с окружающими скважинами в рамках единой системы разработки продуктивного пласта. Подобный подход, основанный на принципах системного воздействия на пласт, является одним из способов рациональной разработки месторождений.

Введение. Газлифтный способ добычи в настоящее время широко применяется на шельфовых проектах, его преимущество обусловлено возможностью обеспечить высокое время наработки на отказ внутрискважинного оборудования (ВСО), что немаловажно для морских месторождений, т.к. проведение капитального ремонта по замене вышедшего из строя ВСО в условиях шельфа требует привлечения дорогостоящей буровой установки. Несмотря на преимущество данного метода, газлифт не позволяет достигнуть таких низких забойных давлений, которые обеспечивает УЭЦН и, как следствие, реализовать потенциал скважин (особенно высокообводненного фонда). Переоборудование скважин с газлифтного способа добычи на УЭЦН требует дополнительных инвестиций на проведение геолого-технологических мероприятий (ГТМ).

Материалы и методы. В данной работе разработана численно-аналитическая методика для оперативного подбора скважин-кандидатов на переоснащение с газлифтного способа добычи на УЭЦН, которая основана на применении технико-экономической модели работы скважины шельфового месторождения. Показано, что для месторождений с высокими остаточными запасами, разрабатываемыми морскими платформами с завершающимся сроком службы, целесообразно применение УЭЦН в качестве метода довыработки запасов, повышения КИН и экономической эффективности разработки.

Результаты. В статье представлены безразмерные комплексы параметров, по которым построены универсальные диаграммы для поиска и ранжирования скважин-кандидатов на спуск УЭЦН. Апробация разработанного подхода выполнена на примере решения задач по поиску и обоснованию проведения ГТМ на месторождении СП «Вьетсовпетро».

Заключение. Метод, представленный в работе, применим как для шельфовых месторождений, так и для месторождений, расположенных на суше, с учетом адаптации экономической модели к условиям конкретного проекта.

В основе технологии  «Оптимизированный дизайн» конструкции скважины лежит комплекс мероприятий, направленных на сокращение цикла и стоимости строительства скважин. Впервые этот способ бурения был испытан в ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в июле 2017 года на некоторых месторождениях правобережной группы.

Несмотря на сложные геологические условия, новый подход к повышению эффективности бурения планируется тиражировать на Тайлаковское и Западно-Усть-Балыкское месторождения, где сегодня ведется основной объем строительства скважин.

Цель. С целью оптимизации существующей конструкции горизонтальных скважин на Тайлаковском и Западно-Усть-Балыкском месторождениях был реализован комплексный подход, включающий в себя выбор оптимальной конструкции горизонтальной скважины и минимизацию рисков при бурении посредством построения одномерной геомеханической модели.

Материалы и методы. По результатам анализа опыта применения двухколонных компоновок выполнен сравнительный анализ типовой трехколонной и двухколонных компоновок, выделены критерии применимости на данных месторождениях, оценены экономические и технологические прогнозные параметры.

При построении геомеханической модели посредством проведения дополнительных исследовательских работ (испытаний на приемистость «Leak-off Test», кросс-дипольного акустического каротажа, специальных исследований на керне) удалось определить окно «безопасного» бурения, градиенты ГРП, проявлений и поглощений, выдать рекомендации по плотностям бурового раствора и конструкции скважин.

Результаты. В работе определены условия для безопасного тиражирования технологии бурения скважин по «оптимизированному дизайну» на Тайлаковское и Западно-Усть-Балыкское месторождения, подобраны и рассчитаны кандидаты для апробации работ.

Заключение. Комплексный подход к тиражированию технологии бурения скважин по оптимизированному дизайну на Тайлаковское и Западно-Усть -Балыкское месторождения позволит обеспечить возможность безаварийного и безопасного проведения работ и снизить стоимость строительства скважин.

Цель и содержание работы. В последние годы тренд на ответственность и экологичность все больше захватывает нефтегазовую отрасль. Современные предприятия фокусируются на регулировании и снижении вредных выбросов. Сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) становится одной из наиболее важных экологических проблем российского нефтегазового сектора, так как объем сжигания ПНГ в нашей стране является наибольшим в мире. Таким образом, компанией «Volga Gas» было принято решение создать проект с целью отказаться от сжигания попутного газа в пользу его последующего использования как дополнительного продукта добычи.

Общий подход, в том числе используемые методы. В связи с тем что ежегодно на российских предприятиях сжигается около 17 млрд. м³ попутного нефтяного газа [4], так как он не является основным продуктом и специализацией для нефтяных компаний, на базе действующего предприятия была предложена технология по утилизации факельного оборудования и использования ПНГ как дополнительного продукта производства. Изначально, проект предприятия предполагал сжигание части газа на факелах, что приводило к загрязнению окружающей среды и потере продукта. Компания «Volga Gas» провела оценку рентабельности и возможности технической реализации нового проекта по утилизации факелов, что показало положительные результаты. Важным инструментом в реализации данного проекта стало информационное и 3D-моgелирование.

Результаты и основные выводы. В рамках проекта по переходу от сжигания попутного нефтяного газа на факелах к его переработке было проведено проектирование, подбор и закупка оборудования, что привело к техническому перевооружению действующего предприятия. После строительства, внедрения и запуска данной технологии на производстве появился дополнительный газ, из которого в дальнейшем были выделены полезные фракции в виде сжиженного углеводородного газа (СУГ). Так как налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) уже был заплачен, то полученный продукт не облагался НДПИ и акцизами, что привело к повышению прибыли производства. В результате исключения траты ценного невозобновляемого ресурса за счет сжигания на факелах компанией «Volga Gas» был получен дополнительный продукт производства, который в дальнейшем полностью перерабатывался и отправлялся на рынок. Таким образом, было снижено количество выбросов СО₂ в атмосферу, а также помимо прибыли от изначальной добычи газа предприятием была получена дополнительная прибыль от производства и сбыта сжиженного углеводородного газа.

Описание новизны работы. Так как в настоящее время на факельных установках в России сжигается 25-30% попутного нефтяного газа, данная технология стала техническим прорывом в сфере экологизации производства и переработки ПНГ для получения сжиженного углеводородного газа. Также особенностью проекта, выполненного силами компании «Volga Gas», стала быстрота его реализации: благодаря техническому перевооружению проект был реализован в течение 6 месяцев. В результате установка была успешно внедрена в производство, а выбросы вредных веществ на действующем производстве снизились в несколько раз.

Целью настоящей работы является обоснование и разработка методики проведения натурных огневых испытаний автоматических установок пожаротушения.

Материалы и методы. Анализ рисков аварий, связанных с пожарами на объектах малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа (СПГ), позволяет описать наиболее вероятные сценарии начальной стадии пожара. На основе данного анализа разрабатывается испытательный стенд, моделирующий начальную стадию пожара на объекте, на нем проводятся натурные испытания автоматических установок пожаротушения и определяются их огнетушащие характеристики, необходимые для проектирования.

Результаты. Проведены натурные огневые испытания по тушению утечки природного газа установкой газопорошкового пожаротушения. Предложено новое решение по автоматической противопожарной защите объектов малотоннажного производства и потребления СПГ.

Заключение. Анализ пожаров на объектах с обращением с СПГ показывает, что наиболее вероятный сценарий, приводящий к пожару, — это разгерметизация одного из элементов системы с относительно небольшим отверстием истечения (от 2 до 10 мм) и расходом от 0,3 до 1,5 л/с. Такое струйное горение может быть эффективно подавлено в любой точке защищаемого локального объема созданием огнетушащей концентрации газопорошкового огнетушащего вещества.

В статье представлены направления и инструменты для создания концепции автономного актива, а также приведены примеры реализуемых проектов, которые соответствуют основному фокусу исследований на текущем этапе: развитие инфраструктуры индустрии 4.0 и комплексному инжинирингу и типизации решений.

Материалы и методы. В рамках работы был проведен анализ бизнес-потребностей представителей различных типов активов, выявлена заинтересованность в развитии и создании концепции автономного актива, но необходим дифференцированный подход к каждому конкретному активу. Для снятия неопределенностей, повышения автономности объектов при создании концепции автономного актива реализуются цифровые НИОКР-проекты.

Результаты. Была сформирована матрица целевого уровня автономности с учетом типа зрелости актива и доступности инфраструктуры, выделены три направления развития и проанализированы инструменты для создания концепции автономного актива. В качестве примера приведены промежуточные результаты проектов, связанных с развитием индустрии 4.0 и комплексным инжинирингом.

Заключение. Представленные результаты позволяют сделать вывод о наличии инструментов в компании и необходимости комплексного и дифференцированного подхода для создания концепции автономного актива.

Введение. Направление декарбонизации сжиженного природного газа (СПГ) является современным и актуальным. С появления в середине 2019 года первой углеродно-нейтральной поставки СПГ реализовано более 30 сделок-поставок, в основном в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. По прогнозам газ в последующие десятилетия активного энергоперехода будет ключевым энергоносителем. Снижение выбросов СО₂ при его поставках является неотъемлемой частью устойчивого экологического развития стран и компаний. Это обусловливает растущий интерес компаний и ассоциаций (GIIGNL, GECF) к развитию унифицированных методологий расчета и учета выбросов по всей цепочке производства, транспорта и потребления СПГ.

Материалы и методы. В статье выполнена систематизация международного опыта, оценены различные подходы к учету и снижению углеродного следа СПГ, использованы методы системного анализа научных исследований и отраслевых обзоров.

Результаты. В обзорном исследовании, описанном в данной статье, впервые в подробной форме на русском языке детализированы и освещены вопросы снижения углеродного следа по всей цепочке производства, транспорта и потребления СПГ. Усредненная партия в 70 000 т СПГ при производстве, транспорте и потреблении образует порядка выбросов 240 000 т СО₂-эквивалента. Для признания поставки СПГ углеродно-нейтральной необходимо нивелировать выбросы СО₂ во всем производственно­логистическом цикле. Существуют различные варианты снижения выбросов СО₂, которые разделяют на 3 категории: компенсация природными решениями, снижение выбросов за счет энергоэффективности, избегание выбросов за счет возобновляемых источников энергии и улавливания, очистки и хранения СО₂ в геологических структурах (CCS). Наибольшая доля выбросов, 67-75 %, возникает при конечном использовании СПГ с генерацией энергии на электростанции, а на процессы добычи пригодного газа, подготовки/сжижения, морского транспорта и регазификации приходится порядка 25-33 %. В настоящий момент компании компенсируют выбросы природными решениями (из портфелей природных проектов компаний или приобретённых на добровольных рынках углеродных единиц). В среднесрочной перспективе компании нацеливаются на улучшение энергоэффективности и внедрение ВИЭ, в долгосрочной перспективе — на улавливание и геологическое хранение (CCS).

Заключение. В результате проведенного анализа создана основа для дальнейших исследовательских и прикладных работ по декарбонизации СПГ или других углеводородных поставок продукции, что особенно актуально в связи с растущей заинтересованностью государства и промышленных предприятий в снижении углеродного следа.

Введение. В целях поиска технологических решений используются разные инструменты скаутинга. Выбор наиболее подходящих инструментов зависит от конечной цели поиска и используемых источников информации.

Цель. Провести оценку эффективности и определить направления развития основных видов инструментов скаутинга технологий.

Материалы и методы. В статье предложена классификация существующих инструментов, подробно разобраны примеры использования каждого из типов, определены числовые показатели эффективности.

Результаты. Наибольшей конверсией найденных идей в работоспособные технологии обладает комбинация инструментов активного поиска. Инструменты публикации задач и сбора предложений обладают относительно низкой конверсией.

Заключение. Сделаны выводы относительно эффективности апробированных инструментов, заданы векторы развития скаутинга.

Цель. Рассмотреть технико-экономические параметры технологий производства CCUS и определить привлекательные рыночные ниши.

Материалы и методы. Был проведен анализ технологической цепочки CCUS с позиции уровня технологического развития. Далее в наиболее развитых сегментах были проанализированы уровни затрат для каждого сегмента технологической цепочки.

Результаты. Анализ стадий технологической готовности CCUS технологий показал, что большая часть этих технологий по состоянию на 2021 г. находится на демонстрационной стадии или на стадии большого прототипа

Анализ затрат по всей цепочке добавленной стоимости CCUS демонстрирует широкую вариативность среди изученных источников литературы и идентифицирует этап захвата СО₂ как самый дорогостоящий этап цепочки CCUS. Он демонстрирует внушительный диапазон цен на СО₂, на сегодня он составляет от 20 до 450 долл./т СО₂. Отметим недостаток данных по конкретным процессам и технологиям захвата. Заключение. В 2020 г. средняя цена СО₂ составила менее 10 долл./т СО₂, однако в ряде стран, например в Швейцарии, Финляндии, Швеции, Норвегии, Канаде, Франции и Корее, цена на СО₂ уже сегодня дает возможность некоторым CCUS-проектам достигать порога рентабельности. Проведенный авторами анализ технологий на уровне технологической готовности TRL 9-11 также показывает, что уже сейчас существуют определенные отрасли, в которых технологии CCUS могут помочь в декарбонизации, причем для части этих отраслей (например, переработка природного газа и производство удобрений) затраты по всей цепочке добавленной стоимости начинаются с 20-25 долларов за тонну.

Наиболее перспективными направлениями в данный момент является применение CCUS в химической промышленности, черной металлургии, добыче природного газа и на угольных электростанциях. Отметим, что черная металлургия и химическая промышленность — это те отрасли, где труднее всего применить какие-то альтернативные методы глубокой декарбонизации.

На сегодня инструменты интегрированного моделирования (ИМ) различной конфигурации применяются в большинстве активов компании.

С помощью ИМ представляется возможным решать различные задачи. Превалирующий перечень задач на этапе реализации проекта касается выявления узких мест, оптимизации технологических режимов для увеличения добычи, расчета системы сбора и транспорта (ССиТ) скважинной продукции, а также определения лучшей стратегии актива. Внедрение, развитие и использование инструментов ИМ в нефтегазовых компаниях позволяет в значительной степени повысить качество и ценность инженерных расчетов.

Все используемые интегрированные модели имеют множество переменных, что на практике значительно затрудняет поиски оптимума целевых функций, поэтому для решения поставленных задач, как правило, применяются оптимизаторы, встроенные в пакет инструментов ИМ, либо отдельно разработанные внешние надстройки. С появлением нового оборудования и опций требуется расширение функционала как самих инструментов ИМ, так и различных видов оптимизаторов. Данная работа посвящена разработке оптимизатора на базе ИМ с применением первичных средств автоматизации (скриптов), который способствует решению комплексной задачи по расшивке узких мест в ССиТ скважинной продукции. Решение достигается путем применения малогабаритных блочных сепарационно-насосных установок (МБСНУ), сброса газа, в том числе в систему закачиваемого газа или в газопроводы высокого давления. Решение данной задачи предполагает получение синергетического эффекта по дополнительной добыче от снижения давления в системе до МБСНУ и уменьшения доли газовой составляющей в трубопроводной сети сбора скважинной продукции.

Цель. Разработка инструмента на основе IT-продукта, представляющего собой надстройку над основной моделью системы сбора и транспорта GAP (Petroleum Experts), данный инструмент направлен на решение производственных задач оптимизации разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.

Материалы и методы. В данной статье описаны этапы вычисления и математические алгоритмы IT- продукта МетАктив по определению и выбору оптимальных вариантов оптимизационных опций с расчетом гидравлических процессов, протекающих в сети сбора и транспорта скважинной продукции на базе интегрированной модели месторождения, построенной при помощи пакета продуктов Petroleum Experts. Для автоматизации работы использовался язык программирования Python с библиотекой встроенных оптимизационных алгоритмов и функциональные возможности модуля Open Server в п родуктах PetEx.

Результаты. В результате выполненной работы:

• разработан модуль оптимизации на базе IT-продукта МетАктив, позволяющий производить поиск наиболее эффективных участков для установки МБСНУ и выпол нять интеграцию с финансово-экономической моделью;
• проведена серия тестовых расчетов по подбору участков для размещения МБСНУ;
• проработана возможность эксплуатации МБСНУ в комплексе с мобильной компрессорной установкой (МКУ) с целью компримирования попутного нефтяного газа (ПНГ) в линию газлифтного (активного) газа либо его монетизации с оцифровкой экономического эффекта;
• начато внедрение инструмента в структурные подразделения дочернего общества компании с перспективой дальнейшего его развития в рамках актива будущего.

Цель. Показать подход по переносу знаний о структурных формах стратиграфических горизонтов с хорошо изученных территорий на малоизученные с помощью генеративно-состязательных сетей.

Материалы и методы. В работе использованы два алгоритма на основе архитектуры генеративно­состязательных нейронных сетей. Первый алгоритм StyleGAN2-ADA накапливает в скрытом пространстве нейросети семантические образы геологических форм сначала рельефа горной местности, а затем, с помощью трансферного обучения, — формы структур стратиграфических горизонтов. Второй алгоритм, кодер Pixel2Style2Pixel, используя семантический уровень обобщения первого алгоритма, учится реконструировать исходные изображения высокого разрешения из их дискретных копий (технология суперразрешения).

Результаты. Обучены модели для реконструкции, с их помощью из карт по данным 2D-сейсмики получены детализированные реконструкции глубин, сравнимые с качеством карт по 3D-сейсмике. Для двух участков проведена оценка качества реконструкции. Предложено создание вероятностного пространства глубин изучаемой территории, где каждая точка представлена плотностью вероятностного распределения глубин равноправдоподобных реконструированных геологических форм структурных построений изучаемой территории.

Заключение. Предложенный подход позволяет создать вероятностное представление о возможных формах границ стратиграфических горизонтов на основе знаний об уже изученной территории. Корректность реконструкции зависит от репрезентативности данных в высоком разрешении для обучения моделей и от исходных структурных карт для реконструкции — насколько точно они отражают динамику изменения абсолютных отметок изучаемого горизонта.