Например, нефть
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-3-41-48 Аннотация Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) являются важным инструментом определения фильтрационно-емкостных свойств пласта, для газовых и газоконденсатных залежей являются одним из инструментов достоверного определения коэффициента продуктивности скважины в динамике эксплуатации и влияния на него техногенных трещин многостадийного гидроразрыва пласта как инструмента интенсификации притока и повышения углеводородоотдачи пласта. В этой связи вопрос достоверной оценки всех работающих параметров сложнопостроенной скважины с позиции объема вкладываемых в нее ресурсов является особенно актуальным в настоящее время — повсеместного применения высокоточных цифровых решений. Помимо принятия оперативных решений по управлению работой скважины, стратегической целью ГДИС в системе промыслово-геофизического контроля является получение информации, позволяющей в совокупности с другими геолого-промысловыми данными сформировать достоверные представления о системе «продуктивный пласт — трещина ГРП — скважина» и обеспечить детализацию цифровых моделей месторождения для мониторинга разработки месторождений и уточнения стратегии освоения. В статье на примере одной из горизонтальных газоконденсатных скважин месторождения Восточной Сибири представлен пример междисциплинарного взаимодействия специалистов по гидравлическому разрыву пласта, геомеханическому моделированию, интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований жидкостей и материалов для гидроразрыва пласта, а также специалистов по разработке месторождений для достоверного определения геометрических и проводящих характеристик техногенных трещин и их вклад в продуктивность скважины. Материалы и методы • При написании статьи использовались данные промыслово-геофизических исследований, инженерные отчеты по ГРП, результаты интерпретации шумометрии и термометрии, а также анализ лабораторных исследований по жидкостям и материалам для ГРП на горизонтальной скважине месторождения Восточной Сибири. • Интерпретации газодинамических исследований скважин с МГРП одного из газоконденсатных месторождений путем обобщения и анализа результатов проектирования дизайнов гидроразрыва пласта, лабораторных исследований жидкостей гидроразрыва пласта и пропантов, геомеханического моделирования и учета результатов определения профиля притока. Ключевые слова гидродинамические исследования скважин, проводимость, техногенная трещина, горизонтальная скважина, многостадийный гидроразрыв пласта
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-3-30-34 Аннотация В статье представлен подход по подбору оптимального типоразмера и количества автономных устройств контроля притока (АУКП) для разработки нефтегазовых залежей с применением многовариантного гидродинамического моделирования. По результатам многовариантного моделирования было отмечено, что оптимальный вариант заканчивания скважины с АУКП по критерию накопленной добычи нефти и накопленного чистого дисконтированного дохода (NPV) меняется в зависимости от забойного давления, и наоборот, от выбранного забойного давления зависит оптимальное количество АУКП. Преимуществом предлагаемого подхода является то, что при подборе компоновки заканчивания скважин моделируются различные варианты заканчивания с АУКП, учитывается объем добываемой продукции и его зависимость от величины забойного давления, в совокупности с учетом экономической составляющей определяется наилучший вариант заканчивания с точки зрения экономической эффективности. Для проведения расчетов использован программный комплекс, позволяющий проводить сегментацию и расчет показателей работы скважин с устройствами контроля притока (разработан в ООО «РН-БашНИПИнефть»). Материалы и методы Материалы: характеристики устройств контроля притока, секторная гидродинамическая модель. Методы: анализ результатов многовариантного гидродинамического моделирования. Ключевые слова устройство контроля притока, секторная гидродинамическая модель, многосегментная скважина, нефтегазовое месторождение
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-87-92 Аннотация В данной статье рассмотрен инженерный подход к обоснованию оптимальной массы закачиваемого проппанта для горизонтальных скважин с МГРП. Объектом исследования является классический низкопроницаемый пласт с характерной для района проницаемостью и применением технологии МГРП для вовлечения запасов в разработку. Объемы закачиваемого в пласт проппанта на каждой стадии гидроразрыва определены опытным путем. В ходе работы подобран подход на основании статистического анализа и осреднении данных большого объема проведенных ГРП. В работе разработана система инженерного обоснования предельной массы закачиваемого в пласт проппанта и установлен экономический предел рентабельности увеличения объема трещин. Материалы и методы Обобщен опыт проведения ГРП на месторождении, обоснована оптимальная масса проппанта для достижения лучших ТЭП скважин, изучены и проанализированы фактические операции гидроразрыва пласта, проведенные на месторождении, установлены зависимости параметров геометрии трещины от массы проппанта, позволяющие корректно смоделировать параметры трещины, и определены лучшие параметры для различных зон насыщения объекта по технико-экономическим показателям. Ключевые слова низкая проницаемость, многостадийный гидроразрыв пласта, горизонтальная скважина, проппант
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-82-86 Аннотация Компания АО «РН-Няганьнефтегаз» является владельцем лицензии на добычу нефти Ем-Еговского и Каменного лицензионных участков (ЛУ) уникального по запасам Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). На сегодняшний день 61 % общей добычи нефти обеспечивает объект ВК1–3 (викуловская свита), а его объем текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) составляет 34 % от запасов месторождения. Порядка 70 % ТИЗ викуловской свиты сконцентрированы в краевых неразбуренных участках залежей на пониженных отметках структурной кровли пласта, и именно они остаются основным источником для поддержания добычи нефти. Материалы и методы В данной работе приведен обзор опыта бурения и разработки горизонтальных стволов (ГС) и многозабойных скважин (МЗС), а также применения технологий заканчивания скважин, реализованных с целью эффективного освоения краевых зон объекта ВК1–3 Каменного ЛУ, являющегося полигоном опытно-промышленных работ (ОПР). Ключевые слова бурение, разработка, краевые зоны, недонасыщенный коллектор, горизонтальные скважины, многозабойные скважины
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-76-80 Аннотация В работе рассмотрен подход к освоению запасов уникального месторождения, пласты которого характеризуются значительной неоднородностью, низкой проницаемостью, аномально высоким пластовым давлением. По геолого-физической характеристике отложения относятся к трудноизвлекаемым (ТРИЗ). Выбор стратегии полномасштабного освоения планируется произвести по результатам апробации технологий на участках опытно-промышленных работ (ОПР). В работе предлагается подход к стадийному планированию ОПР «от простого к сложному», позволяющий снизить риски при реализации работ и сократить время принятия решений. Материалы и методы Приведено обоснование участков ОПР рассматриваемого месторождения, выбраны тестируемые технологии. Разработана детальная программа исследовательских работ, включающая все передовые методы контроля в условиях ТРИЗ. Сформирована стратегия освоения запасов, определены ключевые точки получения информации. Ключевые слова трудноизвлекаемые запасы, низкая проницаемость, опытно-промышленные работы
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-70-74 Аннотация Трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ) характеризуются неблагоприятными для извлечения условиями с позиции свойств нефти либо условий залегания (сосредоточены в залежах низкопроницаемых коллекторов). На данный момент добыча осуществляется преимущественно из традиционных коллекторов, но, как правило, именно сложные запасы обеспечивают основной прирост ресурсной базы нефтяных компаний. Освоение ТРИЗ требует применения новых технологий добычи и значительных капитальных вложений. Залежи нетрадиционных коллекторов характеризуются высокой изменчивостью геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от региона, что диктует необходимость выработки индивидуального подхода к их разработке. Авторами в статье на примере нефтяного месторождения, расположенного в Арктической зоне Российской Федерации, рассматривается подход к выработке технологических решений для ввода в разработку залежи ТРИЗ, характеризующейся низкой проницаемостью, высокой неоднородностью и наличием аномально высокого пластового давления (АВПД). Материалы и методы Выполнен анализ опыта освоения залежей трудноизвлекаемых запасов, выявлены ключевые аспекты разработки низкопроницаемых коллекторов. Сформирован подход к тестированию технологий ГРП, развития компоновок заканчивания скважин для многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Определены потенциально эффективные агенты воздействия для освоения ТРИЗ, составлена программа лабораторных исследований для снятия неопределенностей. Ключевые слова трудноизвлекаемые запасы, низкая проницаемость, гидравлический разрыв пласта
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-66-69 Аннотация На поздней стадии разработки месторождений наблюдается снижение объемов добычи по сравнению с проектной пропускной способностью инфраструктуры, что приводит к рискам накопления жидкости в элементах системы «пласт — скважина — шлейф». Для устранения потенциальных проблем важно своевременно идентифицировать места скопления жидкости и планировать мероприятия, обеспечивающие режим стабильной работы трубопроводов [3, 4]. Материалы и методы В статье рассматривается работа газосборной сети с параметрами, соответствующими типичным условиям для месторождений в завершающий период разработки объекта. Полученные результаты могут быть применены для обоснования проведения технологических мероприятий на промыслах. Ключевые слова управление газовым промыслом, добыча газа, инжиниринг добычи, динамическое моделирование, технологический режим
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-60-64 Аннотация Эксплуатация нескольких пластов единой сеткой скважин не всегда позволяет корректно учитывать добычу всех жидких углеводородов. Известные и наиболее применяемые методики перераспределения добычи не учитывают покомпонентное распределение добытых углеводородов. Преимущественно используются методики на основе коэффициентов гидропроводности пластов и эффективной нефтенасыщенной толщины. Поэтому есть практическая необходимость в аналитическом инструменте, который бы основывался на достоверных и доступных данных и мог бы с достаточной точностью и оперативностью решать проблему разделения объемов добываемой продукции. Материалы и методы Методика, разработанная на основе объединения существующих инструментов повышения конечной нефтеотдачи путем определения зон локализации остаточных запасов на основе анализа и пересмотра промысловых данных. Ключевые слова перераспределение добычи, зоны локализации остаточных запасов, многопластовый объект, учет выработки запасов
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-53-59 Аннотация В статье описаны подходы к реализации комплексной стратегии ПАО «НК Роснефть» (Компания) в области геолого-разведочных работ, подготовки к вводу в разработку активов крупного проекта (Проект) Арктической зоны Российской Федерации на значительном удалении от объектов инфраструктуры. Преимущественно углеводородный потенциал рассматриваемых активов связан с запасами, относящимися к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ). Их разработка требует применения и развития современных технологий в смежных областях: геологии, сейсморазведке, бурении, геофизике, исследовании скважин, разработке. Материалы и методы Применены специализированные методы промысловой геофизики, исследований керна и пластовых флюидов для обеспечения эффективного освоения залежей ТРИЗ. По результатам проведенных исследований построены комплексные геологические, петрофизические и геомеханические модели, позволяющие реализовать адресный подход к проектированию разработки. Ключевые слова трудноизвлекаемые запасы, опытно-промышленные работы, инфраструктура
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-53-56 Аннотация В статье представлены результаты исследований паротеплового воздействия на образцы битуминозной породы Ярегского месторождения в присутствии и отсутствии прекурсора катализатора на основе железа. После каждого эксперимента, проведенного в реакторе высокого давления, был экстрагирован битумоид из породы, а также проведен полный анализ состава и свойств полученных нефти, газа и породы. На основе проведенных исследований показано, что применение катализатора акватермолиза позволит улучшить компонентный состав нефти и провести ее облагораживание в пластовых условиях. Материалы и методы Нефтесодержащая порода Ярегского месторождения, таллат железа, анализ газовой фазы, экстракция битумоида, анализ группового состава нефти (SARA-анализ), сканирующая электронная микроскопия. Ключевые слова прекурсор катализатора, акватермолиз, нефтесодержащая порода, паротепловое воздействие (ПТВ), битумоид, облагораживание нефти
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-42-48 Аннотация В работе показано, что используемые корреляции при подсчете запасов или прогнозе объемов добычи нефти и газа могут быть модифицированы на основе лабораторных проб, что дает увеличение точности их PVT-свойств. Это позволило определить «проблемные» объекты, в которых были занижены значения газосодержания или завышены объемные коэффициенты, а также исключить из программы отбора пласты, PVT-свойства которых совпали со значениями, определенными по модифицированным корреляциям. Материалы и методы Материалы: результаты лабораторного исследования глубинных проб. Методы: расчет PVT-свойств пласта авторскими корреляциями, оценка среднего отклонения экспериментальных данных от расчетных по PVT-свойствам пластов, оптимизация параметров корреляций методом Ньютона на основе данных лабораторных проб. Ключевые слова PVT-свойства, корреляция, модифицированная корреляция, пробы нефти и газа, матрица применимости корреляций
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-34-38 Аннотация Добыча нефти из низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 10-15 м2 требует от специалистов разработки новых подходов по расчету динамики показателей эксплуатации горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. Должны учитываться неоднородные строение и распределение свойств пласта и перекрывающих интервалов неколлектора, траектория горизонтального участка скважины, интервалы инициации трещин и дизайн гидравлического разрыва, утечки технологической жидкости в пласт, интерференция с соседними скважинами. Разработанные ранее численные методы не позволяют учесть все перечисленные факторы, требуется их доработка. В статье описан метод для проектирования системы заканчивания горизонтальной скважины с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта. Метод учитывает распределение фильтрационно-емкостных и геомеханических свойств пласта, дизайн гидравлического разрыва, утечки жидкости гидроразрыва в пласт, интерференцию трещин соседних скважин. Метод реализован в гидродинамическом симуляторе и опробован на фактических данных по скважинам, пробуренным в низкопроницаемом коллекторе. Материалы и методы Для решения задачи в работе предлагается: • использование нейронной сети для выбора интервала инициации трещины гидравлического разрыва; • расчет геометрии и распределения свойств каждой трещины в симуляторе гидроразрыва; • согласование распределения утечек в гидродинамическом симуляторе и симуляторе гидроразрыва; • в гидродинамическом симуляторе в зонах проникновения технологической жидкости использование коэффициента восстановления проницаемости. Ключевые слова горизонтальная скважина, гидравлический разрыв пласта, нейронная сеть, низкопроницаемый пласт, гидродинамическое моделирование, геомеханическое моделирование
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-24-31 Аннотация При разработке водонефтяных и газоводонефтяных зон нефтяных оторочек залежей и месторождений в силу различных причин со временем добыча попутного нецелевого флюида в виде воды или газа начинает преобладать в общем потоке продукции, что ведет к снижению добычи нефти и вызывает необходимость уменьшения отбора/закачки ограничением режимов работы как добывающих, так и нагнетательных скважин. Поиск оптимального режима эксплуатации скважин является важной задачей минимизации добычи нецелевого флюида и, как следствие, достижения наибольшей нефтеотдачи пласта. Материалы и методы Рассмотрен опыт применения различных вариантов борьбы с конусообразованием воды и газа: ограничение режимов работы скважины, в том числе периодическая эксплуатация, а также автономные устройства контроля притока. Ключевые слова оптимальный режим работы скважины, предотвращение конусообразования, критический дебит нефти, методы снижения газового фактора, устройства контроля притока, нефтяная оторочка
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-1-48-52 Аннотация В статье рассматривается задача оптимизации параметров фонда добывающих скважин с использованием интегрированного геолого-технологического моделирования. Предложена методика, позволяющая обосновать наиболее эффективные параметры фонда эксплуатационных скважин на туронские залежи с учетом фильтрационно-емкостных свойств участков залежи. Материалы и методы Использование фильтрационного моделирования для решения оптимизационных задач. Ключевые слова интегрированное моделирование, газовая залежь, трудноизвлекаемые запасы, добывные возможности
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-1-44-47 Аннотация Цифровая модернизация нефтегазодобычи позволяет повысить интеллектуальные возможности не только на основе тех данных, которые находятся в системе управления, но и на основе всей доступной информации, т.е. как исторически накопленной и прогнозной, так и контекстной, которая изначально не содержится в системе и формируется на основании анализа из разных источников. Цифровое месторождение нефти и газа становится объектом добычи с элементами искусственного интеллекта на основе интеграции данных, машинных алгоритмов и роботизированных систем управления, обеспечения дистанционного контроля, управления объектами и процессами, разработки различных моделей управления и принятия критерийных решений. Вызовы в нефтегазовой сфере в условиях санкционного давления и декарбонизации носят глобальный характер, ответить на них можно только делая ставку на инновационные нефтегазовые технологии, такие как цифровизация скважин, месторождений, оптикализация сбора и передачи больших геоданных, роботизация рабочих мест, квантовизация, защита геопромысловой информации и средств автоматизации, интеллектуализация принятия решений в условиях больших геоданных и наличия системы поддержки принятия решений. Материалы и методы Основой возможности развития цифровой модернизации нефтегазодобычи становятся научно-технические инновации Программ цифровизации ВИНК, которые обеспечиваются за счет поддержки фундаментальных и прикладных научных исследований, стимулирования перспективных технологий опережающего развития. Переход от экспортно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию является первым этапом реализации стратегии инновационного развития экономики России. Актуальным является создание фундаментального и мультисенсорного инструментального базиса цифровых, инновационных, энергоэффективных, ресурсосберегающих, экологически чистых технологий (цифровые скважины и месторождения), обеспечивающих научно-техническую модернизацию нефтегазовой отрасли страны в условиях санкционного давления и снижения углеродного следа. Ключевые слова цифровая экономика, программы цифровизации ВИНК, цифровое месторождение, цифровая скважина
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-1-38-42 Аннотация Работа посвящена исследованию влияния жидкостей глушения на водной основе на фильтрационно-емкостные свойства терригенных пластов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В качестве основных факторов, влияющих на продуктивность скважины после глушения, рассмотрены совместимость растворов с пластовыми флюидами и воздействие на смачиваемость пород. С подобранными составами проведены испытания, подтвердившие применимость подхода и хорошую сходимость промысловой части с исследовательской. Отмечены более низкие потери продуктивности скважины после ремонта по сравнению с базовыми жидкостями и сокращение времени выхода скважины на режим. Материалы и методы Оценка влияния жидкостей глушения на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов проводилась путем физического моделирования процесса закачки жидкости глушения в образцы породы. Керновый материал, использованный в исследовании, отобран с целевых продуктивных залежей карбона и девона. Верификация результатов исследований проведена путем испытания подобранных жидкостей глушения при выполнении ремонтов скважин. Ключевые слова жидкость глушения, фильтрационный эксперимент, терригенный коллектор, керн, выпадение солей, стабилизатор глин, гидрофобизатор
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-1-30-36 Аннотация В статье представлены результаты расчета давления по таким моделям многофазного течения в стволе газоконденсатной скважины как Gray, No Slip (без проскальзывания фаз) и Beggs-Brill. Описаны алгоритмы расчета свойств конденсата и пластового газа без учета/с учетом фазовых переходов. Сравнение результатов численных расчетов давления по моделям, представленным в программном комплексе (ПК) «РН-ВЕГА» с их аналогами в программном модуле «Saphir» ПК «Ecrin» компании Kappa Eng. (Saphir), показало хорошее совпадение (относительное различие не более 0,5 %). Путем сравнения с промысловыми данными сформирована матрица применимости для выбора моделей с наилучшим прогнозом давления в зависимости от значений водогазового и конденсатогазового факторов. Материалы и методы В ходе данной работы будут определены границы значений водогазового и конденсатогазового факторов, при которых расчет давления по стволу газоконденсатной скважины можно осуществлять преимущественно по определенным моделям многофазного потока. Ключевые слова газовая скважина, модели многофазных течений, водогазовый фактор, конденсатогазовый фактор
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-5-78-83 Аннотация В данной статье рассматривается модель колонны насосных штанг в искривленной двуплечной скважине. Определено влияние интенсивности набора кривизны на обрывность штанг. В ходе работ получены значения частот собственных колебаний и резонансной частоты системы в зависимости от геометрических форм и размеров искривленного участка. На круговую частоту вращения существенно влияет масса приведенного диска. Испытания на стенде показали восстанавливающее усилие на планки центратора, а также значения нагрузок на планки в зависимости от перемещения внешней трубы при достижении степени центрирования. Представлены выводы и рекомендации по применению новых центрирующих элементов. Материалы и методы Материалы: установка штанговых винтовых насосов, приведенный диск, скважина, центратор с функциями подшипника, вертикальный стенд с электродвигателем и частотным преобразователем, горизонтальный стенд СИЦ-2 с трубным имитатором, вертикальный стенд испытания пружинных центраторов СИЦ-2. Методы: моделирование, математическая модель вращения штанг с отклонением от оси, определение частоты собственных крутильных колебаний штанг и резонансных колебаний. Ключевые слова штанговый винтовой насос, наклонно-направленный профиль, колонна насосных штанг, приведенный диск, момент инерции, жесткость, число оборотов
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-5-74-77 Аннотация За последние годы наблюдается тенденция массового внедрения и увеличения доли горизонтальных, в том числе нагнетательных, скважин, преимущественно в условиях трудноизвлекаемых запасов. В работе проведено сравнение коэффициентов приемистости горизонтальных скважин и сопоставление с наклонно-направленными с целью определить область наиболее эффективного их применения. Впервые в практике заводнения горизонтальными скважинами рассмотрено влияние на достижение приемистости таких параметров как длины горизонтальных скважин, количество стадий и загрузка проппанта при ГРП. По результатам анализа предложена новая конфигурация системы разработки. Материалы и методы Проанализированы данные коэффициентов приемистости нагнетательных скважин более 17 месторождений, построена корреляционная зависимость кратности коэффициентов приемистости от проницаемости пластов. Использованы результаты промысловых геофизических исследований: термометрия, шумометрия, расходометрия. Расчеты выполнялись с помощью 3D гидродинамической модели в симуляторе РН-КИМ. Ключевые слова горизонтальная нагнетательная скважина, трещина автоГРП, низкопроницаемый коллектор, система разработки, система поддержания пластового давления ППД, гидроразрыв, повышение коэффициента нефтеотдачи
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-5-69-73 Аннотация В настоящее время на многих крупных месторождениях с массивной газовой шапкой остро стоит проблема прорывного газа газовых шапок, добываемого при разработке нефти тонких нефтяных оторочек в условиях инфраструктурных ограничений. Одним из возможных способов ограничения добычи газа, снижения газового фактора и возврата фонда в добычу является периодическая эксплуатация скважин. Для ускорения выравнивания газового конуса и возврата фонда в добычу при периодической эксплуатации применена обратная закачка дегазированной нефти в пласт. На Среднеботуобинском месторождении, расположенном в Восточной Сибири, проведены успешные опытно-промышленные работы по закачке дегазированной нефти и на основании полученных от обработок эффектов начато полномасштабное тиражирование на ботуобинском горизонте. Материалы и методы В начале 2022 года реализованы первые обработки в 14 скважинах. По результатам начато полномаштабное тиражирование. В работе выполнен анализ проведенных обработок дегазированной нефтью, дана оценка эффективности применяемой технологии. Ключевые слова закачка дегазированной нефти, конусообразование, прорыв газа, газовый фактор, накопленная добыча нефти, Восточная Сибирь, ботуобинский горизонт