Введение. Представлена технология проведения вероятностной петрофизической оценки параметров с использованием попластовой интерпретации данных ГИС, что позволяет наряду с вертикальным процессингом, использовать горизонтальный.

Цель. Адаптация технологии вероятностной оценки параметров при проведении попластовой интерпретации данных ГИС с использованием подходов концепции связанности порового пространства, которые позволяют снизить вариативность оценок продуктивных толщин коллекторов по сравнению с традиционными подходами подсчетов геологических запасов с использованием фиксированных граничных значений коэффициента пористости.

Материалы и методы. Рассмотрены основные особенности моделирования неопределенностей входных параметров и способы их представления в виде различных распределений с описанием обобщенного алгоритма проведения вероятностной оценки геологических запасов. В качестве входных параметров при выполнении алгоритма привлекаются распределения площади залежи, плотности нефти и пересчетного коэффициента, базовый вариант результатов попластовой интерпретации данных ГИС в виде непрерывной по глубине таблицы с отсчетами показаний с кривых методов ГИС в однородных по литологии интервалах. Кроме того, на вход алгоритма подаются распределения, отражающие варьирования неопределенностей геофизических параметров, констант петрофизических моделей, граничных отсечек для выделения коллекторов и оценки их характера насыщенности.

Результаты. В качестве примера использования подхода приводится способ вероятностной оценки для условной залежи пласта БВ8 одного из месторождений в Западной Сибири. По результатам проведенной оценки был выполнен анализ чувствительности получаемых результатов относительно входных параметров.

Заключение. Разработан алгоритм вероятностной петрофизической оценки, учитывающий использование петрофизического моделирования в рамках концепции связанности порового пространства и попластовый режим интерпретации данных геофизических исследований скважин. Показано, что дополнительная петротипизация, позволяющая уточнить параметр связанности порового пространства, снижает погрешность результирующих оценок, что может уменьшить риск принятия неэффективных решений.

Введение. Фациальное районирование по данным сейсморазведки является актуальной задачей динамического анализа. Современные подходы к решению этой задачи довольно многочисленны и используют различные алгоритмы. Наиболее распространенной методикой является кластеризация по форме отражения. Данная методика относится к классу задач обучения «без учителя», то есть кластеризация производится без учета априорной информации, выделение сейсмофаций основано на внутренней структуре данных, и ключевой особенностью являются различия волнового пакета внутри целевого интервала. Такой подход требует в дальнейшем увязки результатов кластеризации и геологической информации, что является его недостатком. Другим направлением решения данной задачи является применение алгоритмов обучения «с учителем». К данной категории относятся различные методы классификации, которые относятся к категории машинного обучения. Отличием данного направления от традиционных подходов сейсмофациального анализа является учет геологической информации на стадии вычислений.

Цель. В данной работе рассматриваются результаты исследования, выполненного с целью изучения фациального строения отложений тюменской свиты на группе месторождений в Ханты-Мансийском автономном округе. Тюменская свита характеризуется преобладанием русловых фаций, связанных с развитием сложных речных систем, которые отчетливо проявляются в динамических характеристиках волнового поля. Усложняющим фактором при изучении данных отложений выступает достаточно низкая изученность скважинными данными, что затрудняет геологическую интерпретацию получаемых результатов.

Материалы и методы. Для решения поставленной задачи авторами использован метод классификации Random Forest. Применение метода рассмотрено в рамках кластера, состоящего из трех сейсмических съемок, полученных в разное время. Для обучения использована экспертная разметка по площади на основании изучения распределения амплитуд вдоль отражающего горизонта.

Результаты. В результате выполненного исследования на значительной площади получена вероятностная оценка распространения русловых фаций, с которыми связана перспективность данного типа отложений на изучаемой территории. Таким образом, авторами была разработана методика, позволяющая получить оценку вероятности наличия определенной фации с использованием данных сейсморазведки.

Заключение. Выполненное исследование показывает возможность использования метода классификации Random Forest для решения задачи фациального районирования.

Введение. Рубежинский прогиб до настоящего времени остается одним из наиболее слабо изученных нефтегазоносных районов Оренбургской области. В настоящее время «Газпром нефть» проводит в пределах прогиба планомерные геологоразведочные работы на 5 лицензионных участках Южно-Оренбургского кластера.

Цель. Целью настоящей работы является представление новых данных о геологическом строении рифовых систем палеозоя Рубежинского прогиба.

Материалы и методы. Основными исходными материалами для работы послужили результаты интерпретации сейсморазведки 3D, проведенной на 4 участках. Кроме этого, для анализа была привлечена информация по ранее пробуренным скважинам и региональным седиментационным моделям.

Результаты. В результате интерпретации материалов сейсморазведочных работ Южно-Оренбургского кластера внесены значительные уточнения в региональные модели строения рифовых систем верхнего палеозоя средней части Рубежинского прогиба. Впервые установлено, что в интервале ардатовского и муллинского горизонтов здесь формировались группы одиночных рифов, представляющие собой потенциальные литологические ловушки. Для франского интервала выявлено развитие одиночных рифов, отдельных изолированных платформ и южной бортовой зоны крупной Южно-Бузулукской карбонатной платформы с барьерными рифовыми системами. Одиночные франские рифы являются потенциальными литологическими ловушками, а барьерные франские рифы вместе с наращивающими их раннефаменскими формируют серию структурных ловушек в перекрывающих комплексах. Установлена значительная проградация фаменской окаймленной карбонатной платформы в сторону Прикаспийского палеобассейна. Проградирующие клиноформные комплексы могут формировать структурно-литологические ловушки в склоновых комплексах платформы. Для сульфатно-карбонатного комплекса окского надгоризонта подтверждено наличие барьерной рифовой системы, окаймляющей поздневизейскую эпикратонную карбонатную платформу. В подольско-ассельском интервале разреза установлено развитие довольно крупных рифов барьерной системы карбонатной платформы, которая последовательно проградировала в сторону Прикаспия с конца среднего карбона до конца артинского века ранней перми. Барьерные постройки формируют в перекрывающих нижнепермских отложениях структурные ловушки различных размеров.

Заключение. Проведенный анализ свидетельствует о значительной роли палеозойского рифообразования в формировании осадочного комплекса Рубежинского прогиба.

Введение. Фокус внимания геолого-разведочных работ смещается в сторону более «сложных» запасов, сосредоточенных преимущественно в неструктурных ловушках ачимовской и тюменской свит. При этом важным вопросом является методика оценки объемов запасов и достаточности ресурсной базы для экономически успешного вовлечения таких запасов в разработку.

Цель. Основной целью работы являлась разработка алгоритма для оценки ресурсной базы неструктурных ловушек в условиях отсутствия качественных данных сейсморазведочных работ (СРР) 3D, позволяющих закартировать интересующие тела.

Методы. Алгоритм разрабатывался на примере неструктурных ловушек тюменской свиты, отложения которой формировались в процессе смены фациальных обстановок от континентальных к переходным вверх по разрезу. Предлагаемый алгоритм включает в себя сбор статистики по количеству, размерам и площадям потенциальных песчаных тел на основе различных карт сейсмических атрибутов на месторождениях-аналогах. Далее определяется коэффициент, характеризующих плотность потенциально перспективных тел на единицу площади. На основе этих данных восстанавливается математическое распределение функции плотности вероятности, описывающее долю площади анализируемого участка, которую могут занимать потенциальные песчаные тела. На этом этапе возможно оценить интегральную ресурсную базу анализируемого участка без учета вероятности геологического успеха (gCos). Для корректного учета геологических рисков необходимо определить потенциальное число залежей (в том числе и неструктурных), которые могут быть сформированы в отложениях русел, каналов и аккреционных комплексов. Дискретное математическое распределение ожидаемого количества залежей строится по данным количества перспективных тел на месторождениях-аналогах. В случае если на участке есть скважины с подтвержденными промышленными притоками, то часть ресурсной базы переводится в запасы, то есть геологические риски по части залежей считаются снятыми.

Результаты. Описанная методика была применена авторами для «слепого» теста на новом участке, на котором имеются данные СРР 3D. В ходе анализа полученные доли потенциальных перспективных песчаных тел укладываются в первоначальное распределение по данным месторождений-аналогов. Предлагаемый подход к расчету РБ может быть использован для оценки ресурсного потенциала любых участков со сложно построенными ловушками, распространение которых в большей степени контролируется не структурными, а фациальными условиями, а также, когда перспективные тела не могут быть геометризированы в связи с отсутствием на участке данных СРР 3D.

Заключение. Применение данной методики, с имеющейся на настоящий момент статистикой, значительно повышает качество оценки диапазона возможной вариации ресурсной базы и позволяет выделить новые перспективные участки, в которых сконцентрированы запасы. Также одним из важных вопросов, решаемых предлагаемым подходом, является возможность оценить РБ и соответственно - потенциальную стоимость актива и величину рискового капитала, необходимого для опоискования перспективных залежей, до момента вложения существенных инвестиций программу ГРР.

Введение. Одним из основных нефтегазоносных регионов России является Западно-Сибирский бассейн, в котором, помимо классических структурных ловушек, интерес представляют объекты ачимовской толщи, характеризующиеся крайне сложным геологическим строением. Оценка перспектив участков, в пределах которых возможно обнаружение залежей данного типа, вызывает трудности, особенно на региональном этапе при неравномерной изученности территории сейсморазведочными работами (СРР) 2D и полном отсутствии данных СРР 3D.

Цель. Настоящая статья посвящена описанию методики вероятностной оценки ресурсной базы неструктурных ловушек ачимовской толщи на участках, в разной степени изученных СРР 2D.

Материалы и методы. В основе методики заложен «плотностный» метод, который предполагает использование статистики подсчетных параметров, количества тел на месторождениях-аналогах применительно к оцениваемому участку. Акцент в данной работе сделан на методику оценки ресурсной базы в зонах пересечения объектов как наиболее перспективных с точки зрения дальнейшей разработки.

Результаты. В рамках оценки по предлагаемому подходу ресурсная база была разделена на составляющие - ресурсы объектов в зонах возможного пересечения и ресурсы одиночных, непересекающихся между собой объектов.

Заключение. Оценка потенциала наиболее перспективных областей в рамках поискового этапа изученности позволило выявить и провести технико-экономическую оценку ранее нерентабельных залежей, тем самым повысить экономическую привлекательность оцениваемого участка.

Введение. Для проектов, находящихся на этапах поиска и оценки, оптимально сформированная стратегия геологоразведки создает значительную часть ценности. В работе приведен пример решения следующих задач: определение целесообразности доразведки залежи путем разведочного бурения; оценка ценности от бурения одной и более скважин; выбор оптимального местоположения разведочных скважин и последовательности бурения. Для этого авторами выполнена модификация метода VoI (Value of Information).

Материалы и методы. Проведено комплексное вероятностное моделирование, включающее все неопределенности и ограничения, как геологические, так и технико-технологические. На первом этапе расчетов сформированы три равновероятные геологические концепции. В рамках каждой концепции выполнено вероятностное геологическое моделирование, выбраны реализации моделей, соответствующие величинам запасов Р10, Р50 и Р90. На основе каждой из полученных девяти геологических моделей проведен детальный расчет разработки и экономики. За минимальную единицу расчета принят куст скважин и соответствующий ему район заложения разведочной скважины. В работе введено понятие остаточной неопределенности после доразведки. На основе модифицированного метода VoI сформирован «динамический» (т.е. меняющийся в зависимости от порядка бурения разведочных скважин) рейтинг районов для доразведки, что способствовало максимальному снятию остаточных неопределенностей. Также авторами предложена стратегия доразведки, включающая в себя необходимое и достаточное количество скважин и порядок их бурения; создано дерево решений в зависимости от успеха или неуспеха бурения каждой последующей скважины.

Результаты. Использование метода VoI позволило решить все поставленные задачи и получить оценки в денежном выражении, что упростило принятие решений. В результате работы сформирована программа бурения двух разведочных скважин, снижающая неопределенность на 90% относительно исходного значения.

Заключение. Разработанный метод может применяться как на месторождениях, уже находящихся на стадии разведки, так и на новых перспективных залежах с целью формирования стратегии их изучения.

Введение. Сокращение объема классических запасов нефти приводит к необходимости поиска и вовлечения сложных залежей, что находит свое отражение в увеличении рискового капитала геолого-разведочных работ. В этой связи изучение территории должно носить комплексный характер, направленный на выявление и снятие ключевых неопределенностей Цель. Целью работы является формирование комплексной программы доизучения территории, основанной на анализе ключевых неопределенностей и закономерностей ее геологического развития.

Материалы и методы. В качестве методов изучения территории были использованы полевые, лабораторные и камеральные. Моделирование углеводородных систем (бассейновое моделирование) позволило выполнить прогноз степени зрелости нефтегазоматеринских пород, восстановить основные этапы генерации и миграции углеводородов, определить временное соотношение процессов генерации, миграции и формирования ловушек, провести анализ дальности миграции и связанных с ней рисками, дать прогноз возможного фазового состояния предполагаемых нефтегазоносных комплексов. Большой акцент был также сделан на поиске и обработке дополнительных архивных данных, что позволило существенно детализировать структурно-тектонический каркас района работ.

Результаты. Последовательное проведение полевых, лабораторных и камеральных работ позволило существенно сузить диапазон неопределенностей, уточнить шанс геологического успеха, определить направление дальнейших геологоразведочных работ, выявить приоритетные участки. В результате работ было дополнительно определено более 60 объектов, для каждого из которых была проведена вероятностная оценка ресурсного потенциала и оценка шанса геологического успеха, а также сформирована программа доизучения.

Выводы. Таким образом, в ходе работ были проанализированы ключевые неопределенности, сформирована программа доизучения, в основе который лежит комплексный анализ строения и истории развития территории.

Введение. Цель сейсмических работ состоит в построении глубинно-скоростной геологической модели среды на основе совместной интерпретации сейсмических и скважинных данных. При этом площадная сейсморазведка обеспечивает равномерной площадное покрытие изучаемой площади, а скважинные данные дают более полную и точную информацию об изучаемой среде на дискретном множестве точек (места расположения скважин). Результаты основных этапов обработки сейсмических данных проходят контроль качества при интерпретационном сопровождении обработки (ИСО). Задача ИСО состоит в том, чтобы оперативно провести контроль качества (QC) на разных этапах обработки, начиная с самых первых. Раннее выявление возможных ошибок и подбор оптимальных параметров процедур обеспечивает высокое качество материалов по завершении этапа обработки. Сейсмическая интерпретация довольно тесно связана с использованием скважинных данных совместно с анализом сейсмических кубов и разнообразных атрибутов в рамках одного интерпретационного пакета. В то же время этапы сейсмической обработки и интерпретации исторически разделены по разным программным пакетам.

Цель. Целью работы было создание ряда программных инструментов, которые призваны облегчить взаимодействие между обработчиками и интерпретаторами в рамках производственных проектов обработки сейсмических данных при геолого-разведочных работах.

Методы. Основными требованиями к инструментам были: охватывать функционал интерпретационных пакетов, необходимый при ИСО различных этапов обработки, иметь возможность выгружать сейсмические данные непосредственно из ПО для обработки. Результаты и выводы. Успешное тестирование созданных программных инструментов показало принципиальную возможность проведения необходимого при ИСО анализа без использования специализированных интерпретационных пакетов. Реализованные программные инструменты работают независимо и формируют отчет с результатами и рисунками, который интерпретатор может просмотреть и сделать вывод по текущему этапу ИСО.

Введение. При мониторинге разработки месторождений углеводородов ведется контроль энергетического состояния пластов. Неточное представление о текущем распределении полей пластового давления может привести к определению неверной стратегии выработки остаточных запасов нефти. Для оценки пластового давления по эксплуатируемому объекту строятся карты изобар. Наиболее простой и распространенный метод построения (по интерполяции значений проведенных замеров) имеет высокую чувствительность к охвату фонда скважин замерами и не учитывает динамику и компенсацию отборов жидкости из пласта скважинами в процессе работы. Для исключения данных недостатков предложено использовать метод многоблочного материального баланса (ММБ).

Цель. В статье рассмотрена возможность применения метода ММБ для снижения рисков по текущему пластовому давлению на этапе планирования ГТМ в условиях ограничений на количество и давность замеров с учетом истории добычи/закачки по скважинам, а также для прогноза динамики пластового давления в области дренирования.

Материалы и методы. В модели ММБ для каждой скважины задается своя ячейка (блок), для которой составляется уравнение матбаланса с учетом проводимостей между блоками. Значения проводимостей подбираются итерационно путем численного решения задачи минимизации функции невязки расчетных пластовых и забойных давлений по скважинам с фактическими данными.

Результаты. В работе приведены примеры подтверждения расчетных давлений по методу ММБ фактическими кривыми восстановления давления (КВУ) на скважинах месторождений Урало-Поволжья. Показана возможность прогнозных расчетов по оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД). Практическими преимуществами метода являются относительная простота формирования модели и автоматизированная настройка межблочных проводимостей.

Выводы. Сфера применения метода ММБ определяется задачами, в которых необходимо определение пластового давления в условиях недостатка свежих замеров. Методика ММБ применима для оценки пластового давления с целью снятия возможных рисков перед ГТМ, а также для прогноза оптимизации системы ППД.

Эффективная разработка трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся ачимовские отложения, является сложной задачей, требующей применения инновационных подходов. Бурение горизонтальных скважин в неоднородных объектах высокой расчлененности нередко сопровождается потерей циркуляции бурового раствора и стабильности ствола скважины, иными осложнениями. Зачастую выполняемые операции ГРП не приводят к ожидаемому увеличению дебита скважин, что в итоге снижает рентабельность разработки. Ввиду неполного понимания геологической и геомеханической специфики ачимовских отложений - пластов с комплексной неоднородной структурой, низкой проницаемостью, наличием малоамплитудных структурных нарушений - контролируемое использование особенностей залежей затруднено, что, в свою очередь, влечет необходимость разработки инновационной стратегии их исследований и стимуляции.

Цель. С целью оптимизации существующей стратегии разработки ачимовских отложений Вынгаяхинского месторождения нами был разработан и реализован подход, заключающийся в комплексном кросс-сегментном моделировании исследуемого объекта. При этом проверка гипотезы о возможности создания в ачимовской толще разветвленной сети трещин ГРП являлась одной из основных задач данной работы.

Материалы и методы. Для формирования критериев для проверки гипотезы о создании разветвленной сети трещин в ачимовских отложениях в рамках реализованного подхода выполнено построение 1D и 3D геомеханических моделей и моделей естественной трещиноватости. Разработка дизайна ГРП, эффективность которого оценивалась на основе таких результатов гидродинамического моделирования, как прогнозный дебит и накопленная добыча, являлась следующим шагом, реализованным для различных геолого-геомеханических условий. Таким образом, главной особенностью реализованного подхода стала связка геомеханического моделирования, комплексного многовариантного моделирования ГРП и гидродинамического моделирования добычи.

Результаты. Стратегия стимуляции скважин, выбранная по результатам проведения многовариантного моделирования, была успешно реализована в рамках проведения ОПР высокорасходного ГРП, что привело к почти двукратному приросту стартовых дебитов проектных скважин в сравнении со скважинами, на которых применялась стандартная технология ГРП.

Заключение. Полученные результаты работ подтверждают, что разработанный подход кросс-сегментного комплексного моделирования может служить надежной основой для оптимизации разработки неоднородных и низкопроницаемых пластов, к которым относятся рассматриваемые в данной работе ачимовские отложения.

Введение. В данной работе приведено исследование применимости и первые результаты опытно-промышленных работ технологии периодической закачки воды в добывающие скважины с последующим отбором нефти (Huff and Puff ), ранее не применявшейся в России. Рассматривается нефтяное месторождение компании «Газпром нефть» с терригенным коллектором низкой проницаемости.

Цель. Увеличение продуктивности малодебитных безводных скважин с гидроразрывом пласта, находящимся на грани рентабельности, для повышения дебита нефти.

Материалы и методы. Представлены физические принципы капиллярной пропитки в гидрофильном коллекторе, которые в заданных условиях должны приводить к увеличению дебита нефти в безводных скважинах при циклической закачке воды и остановке с последующим отбором. Так как ранее данная технология не применялась в России, были проведены обзор и анализ неудачного применения в США и успешного опыта в Китае на месторождениях со схожими свойствами на аналогичных по конструкции скважинах. Для дизайна опытно-промышленных работ произведены расчеты на синтетической гидродинамической модели с двойной пористостью и проницаемостью, по которой было получено значительное увеличение добычи нефти в малодебитной скважине относительно стандартной эксплуатации. Были проведены опытно-промышленные работы на четырех нефтяных скважинах месторождения компании, которые ранее планировалось перевести в фонд поддержания пластового давления. Только на двух из них удалось выдержать необходимые сроки закачки и остановки.

Результаты. Опытно-промышленные работы показали отсутствие значимого увеличения дебита нефти после применения технологии. При этом в репрезентативных скважинах не было и снижения, которое должно было произойти из-за снижения фазовой проницаемости по нефти, что говорит о работе эффекта капиллярной пропитки при закачке воды.

Заключение. По анализу неоднозначных результатов опытно-промышленных работ делается вывод о неэффективности технологии Huff and Puff в заданных режимах, о необходимости их оптимизации и проведении дальнейших исследований.

Введение. В статье рассматривается и обосновывается необходимость при оценке технологической эффективности обработок выравнивания профиля приемистости (ВПП) учитывать показатели, характеризующие величину вовлеченных в разработку балансовых запасов, а также прирост извлекаемых запасов нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Цель. Показать, что если прирост извлекаемых запасов будет существенно меньше добычи, то это приведет к потере потенциала добычи нефти. Особое значение данный факт приобретает в условиях обустроенности старых площадей и наличия на них развитой инфраструктуры.

Материалы и методы. Использованы материалы по оценке динамики и степени выработки запасов нефти, расчеты прироста извлекаемых запасов.

Результаты. В статье представлены результаты накопленной технологической эффективности работ по повышению нефтеотдачи пластов с применением различных технологий выравнивания профиля приемистости (ВПП) и нестационарного заводнения на месторождениях недропользователя в ХМАО-Югре на основе системно-адресного воздействия на пласт. Представлены также материалы по оценке динамики и степени выработки запасов нефти, расчеты прироста извлекаемых запасов за счет применения физико-химических МУН (ВПП) для одного из нефтяных месторождений Мегионского региона за период с 2016 по 2018 г.

Заключение. Расчеты по оценке прироста начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти (НИЗ, ОИЗ) от реализации ежегодных программ физико-химических МУН (ВПП), выполняемых в соответствии с методикой «Газпром нефти», свидетельствуют о том, что реализация данных программ способствует дополнительному вовлечению в активную разработку ранее слабодренируемых или недренируемых запасов нефти.

Введение. Рассмотрены проблемные вопросы проектирования инфраструктуры нефтепромысловых объектов в Арктике в условиях изменения климата: применение температурного коэффициента при расчете несущей способности, пучение малонагруженных фундаментов, оптимизация решений по термостабилизации грунтов.

Цель. Изменение стратегии проектирования фундаментов на многолетнемерзлых грунтах по выбору наихудших грунтовых условий к реализации инвариантной матрицы проектных решений для типовых промышленных объектов инфраструктуры месторождений на основе унифицированных теплотехнических расчетов (регламента).

Материалы и методы. Сделан обзор существующих нормативно-методических документов, регламентирующих основные подходы к проектированию фундаментов на многолетнемерзлых грунтах. Выполнен анализ прогнозных расчетов температуры грунтов оснований типовых объектов инфраструктуры месторождений для обоснования проектных решений, в том числе применения систем термостабилизации грунтов.

Результаты. Для уменьшения объема проектных работ и упрощения выбора решений по термостабилизации грунтов оснований предлагается утвердить региональный справочник метеостанций с длительным периодом наблюдений с учетом актуализированных климатических данных. Также необходимо создание региональных динамических моделей геосистем криолитозоны, выполнение прогнозов потенциальной глубины сезонного оттаивания грунтов и температуры мерзлых толщ в естественных ландшафтах на основе данных геокриологического мониторинга, разработка методов адаптации к существующим или ожидаемым трендам климатических изменений.

Заключение. Эффективным решением является создание регламента на проектирование и строительство оснований и фундаментов на многолетнемерзлых грунтах, учитывающего специфику промышленных объектов нефтегазовых месторождений. Это позволит перейти к стратегии реализации инвариантной матрицы проектных решений для типовых промышленных объектов на основе унифицированных теплотехнических расчетов

Цель. В рамках масштабной трансформации бизнеса компания «Газпром нефть» реализует новые подходы к повышению экономической эффективности. Одним из таких подходов является запуск программы проектов «Реновация», цель которой - достижение максимальной рентабельности базового фонда скважин. В статье описаны результаты проработки и формирования комплекса мероприятий для повышения экономической эффективности добычи нефти на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса».

Материалы и методы. Ключевой особенностью программы «Реновация» является то, что целеполагание и формирование ключевых показателей эффективности проектных команд производятся не от ранее достигнутого результата, а от потенциала. Для этого сначала проводится детальный технико-экономический анализ факторов, влияющих на рентабельность добычи нефти, и определяется потенциал увеличения рентабельности. После чего прорабатываются гипотезы по увеличению экономической эффективности добычи и формируется комплекс мероприятий для реализации выявленного потенциала. Кросс-функциональные команды проектов «Реновации» сформированы вокруг так называемого core-team - неделимого ядра, включающего в себя специалистов по геологии, разработке, добыче, инжинирингу, энергоменеджменту, экономике и IT. Это позволяет командам решать нестандартные задачи в сжатые сроки, комплексно, без привлечения внешнего плеча, что является безусловным конкурентным преимуществом.

Результаты. Программа оптимизационных мероприятий, разработанная кросс-функциональной командой проекта «Реновация», обеспечит потенциал для роста рентабельности «Газпромнефть-Хантоса» в период с 2021 по 2030 г.

Заключение. В статье представлены прорабатываемые и реализованные кейсы по снижению операционных затрат в различных областях - геология и разработка, энергоэффективность, технологии добычи нефти, внутрискважинные работы (ВСР) и ГРП, нефтепромысловая химия.

Введение. В статье приведен обзор существующих комплексов (модулей) для непрерывного мониторинга параметров буровых растворов в автоматическом режиме.

Цель. Обосновать необходимость разработки комплекса (модуля), который позволит объединить существующие технологии и сделать шаг вперед в области автоматизации процессов в части контроля параметров буровых растворов.

Материалы и методы. В текущих реалиях строительства скважин контроль параметров буровых растворов практически на всех буровых, работающих на территории России (возможно, за исключением немногочисленных шельфовых проектов), осуществляется инженером по растворам, как правило, представителем сервисной компании. Полный анализ параметров раствора в зависимости от количества персонала, скорости проходки, сложности или важности скважины может проводиться от 2 до 6 раз в сутки [1, 2]. Замеры плотности и условной вязкости могут быть выполнены представителем буровой бригады с большей частотой для оперативной корректировки. Вследствие такой низкой дискретности измерений велика вероятность существенного отклонения параметров буровых растворов от проектных значений. В результате существенно возрастает возможность возникновения различных осложнений как геологического, так и технологического характера.

Результаты. В ходе анализа информации из открытых источников определены наиболее перспективные с точки зрения применения в текущих условиях комплексы (модули), оценены их положительные и отрицательные стороны.

Заключение. Обоснована необходимость разработки комплекса (модуля) для автоматизации процессов в части контроля параметров буровых растворов.

Введение. В настоящей статье представлен обзор и результаты испытаний существующих роботизированных решений, выполнена оценка уровня их технологической доступности для исследуемой области. Роботизированное решение представляет собой устройство, механизм или способ проведения работ с высоким уровнем автономности и с минимальным вовлечением человека в работу в опасной зоне. В данном случае речь идет о дистанционно управляемых решениях, а также полностью самоуправляемых решениях. Цель исследования заключается в анализе проектной и нормативной документации, которая регламентирует исследуемую область работ, выявлении основных технических и законодательных барьеров и ограничений по использованию роботизированных решений, а также проведении испытаний в кингстонных коробках морской ледостойкой стационарной платформы (далее МЛСП) «Приразломная».

Материалы и методы. В настоящем исследовании использование рационально-логических методов научного познания и эмпирического метода, а именно интервьюирования экспертов в области роботизации и морского права, позволило определить и структурировать полученную информацию.

Результаты. Реализация поставленной цели обусловила необходимость провести анализ рынка различных роботизированных средств локальной очистки и инспекции, сформировать перечень наиболее перспективных решений, произвести ранжирование решений на основе оценочной матрицы, провести технические и конкурентные переговоры с производителями на тему готовности участвовать в ОПИ на МЛСП «Приразломная».

Заключение. В ходе данного проекта произведен обширный анализ рынка роботизированных решений, выполнены опытно-промышленные испытания, получен акт от Российского морского регистра судоходства (далее РМРС) и доказана на практике гипотеза о применимости, целесообразности и эффективности использования телеуправляемых подводных необитаемых аппаратов в объемах освидетельствования на МЛСП «Приразломная» в ходе ОПИ в кингстонных коробках с водозаборными трубопроводами и в акватории Кольского залива.

Введение. Получение информации о величине полного коэффициента теплопередачи трубопровода при перекачке по нему нагретой нефти необходимо для решения целого ряда технологических задач: определение удельной интенсивности охлаждения перекачиваемой нефти, оптимизация процессов перекачки, оценка эффективности теплоизоляционного покрытия участков трубопровода и т. д.

Цель. Фактические значения коэффициентов теплопередачи являются наиболее достоверной основой для осуществления оптимизационных и технологических расчетов при теплогидравлическом моделировании и разработке мероприятий (а) по экономии энергоресурсов при «горячей» перекачке и (б) по повышению надежности работы «горячего» трубопровода в целях исключения возможности его самопроизвольной остановки и «замораживания». В контексте оценки технологической надежности перекачки выполнены определение и анализ полного коэффициента теплопередачи по участкам нефтепровода и продемонстрированы возможности данного методологического подхода.

Материалы и методы. В статье на примере 266-километрового «внешнепромыслового» трубопровода (Ø 300 мм), транспортирующего высоковязкую высокопарафинистую нефть в режиме «горячей» перекачки, представлен способ расчетного определения фактических значений полного коэффициента теплопередачи по линейным участкам трассы, проанализированы полученные значения коэффициента теплопередачи, тепловой режим работы трубопровода и технологическая надежность перекачки реологически сложных нефтей при данных температурных и теплообменных характеристиках.

Результаты. Показано различие значений полного коэффициента теплопередачи по участкам нефтепровода, что позволяет прийти к практическому выводу о различной интенсивности тепловых процессов, протекающих на разных участках (надземных, подземных с пересечением болотистых грунтов и рек, с тепловой изоляцией и без нее, работающих в неизотермическом и изотермическом режимах).

Заключение. Предлагаемый подход к определению фактических величин полного коэффициента теплопередачи по участкам «горячего» нефтепровода в сочетании с анализом полученных данных предоставляет возможности, в значительной степени востребованные с методологической точки зрения и крайне важные с практических позиций.