Приведены результаты исследований особенностей геологического строения нефтеносного пласта ЮС2 в верхней части тюменской свиты на примере месторождений Сургутского свода. Объект ЮС2 представлен низкопроницаемыми коллекторами со сложной фациальной изменчивостью и неравномерным распределением фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу, характеризующихся тонкослоистым строением. В связи с этим запасы нефти объекта ЮС2 закономерно отнесены к разряду трудноизвлекаемых, требующих проведения дополнительных работ по доизучению его строения и особенностей для эффективного освоения и разработки, планирования мероприятий по выработке запасов нефти. На основании анализа геолого-геофизических материалов: 3D-сейсморазведки, керновых исследований, данных геофизических исследований скважин, опробования и динамики работы скважин на площади месторождений в верхней части горизонта ЮС2 выделены фации русловых каналов, прирусловых отмелей и песков пойменных разливов. На основании анализа детальной корреляции выделены три типа разреза пласта ЮС2/1, отличающихся характером распространения коллектора.
По материалам 3D-сейсморазведки с целью уточнения строения пласта ЮС2 проведен динамический анализ атрибутов сейсмической записи. Значимых коэффициентов взаимной корреляции между динамическими характеристиками и промысловыми параметрами пласта ЮС2/1 не получено. Для эффективного освоения залежей трудноизвлекаемых запасов объектов тюменской свиты со сложным распределением фильтрационных свойств и изменчивостью продуктивных толщин необходима выработка оптимальных методов разведки и уточнения особенностей геологического строения и прогноза распределения ФЕС, рациональных способов и подходов к освоению и разработке этих залежей.

В работе рассмотрены гидрогеохимические условия мезозойского гидрогеологического бассейна Русского газонефтяного месторождения. В краткой форме описаны природные условия, геологическое строение, геотемпературный режим недр и состав подземных вод апт-альб-сеноманского, неокомского и юрского гидрогеологических комплексов. Выявлено изменение состава подземных вод в разрезе апт-альб-сеноманского комплекса, установлена вертикальная инверсионная зональность, затрагивающая и нижележащий неокомский комплекс. Описываются некоторые черты регионального распределения пластовых давлений, приводятся гидродинамические схемы апт-альб-сеноманского, неокомского и юрского гидрогеологических комплексов, на которых показано, что Русское месторождение находится в зоне низких значений пластовых давлений. Указанная выше вертикальная инверсионная зональность и пониженные пластовые давления связаны с расположением месторождения в пределах элизионной гидродинамической водонапорной системы Ямало-Гыданских линеаментов. Привлечены данные блоково-разломной модели рассматриваемого месторождения, предопределившие миграцию углеводородов и формирование залежей тектонически экранированного типа.

Использование методики акустической инверсии сейсмических данных, при наличии газовой шапки большой мощности, может приводить к трудностям при построении фоновых моделей упругих параметров. В связи с этим в условиях акустически контрастных тонких сред в периметре Русского нефтегазоконденсатного месторождения, помимо стандартного варианта, основанного на скважинных данных, авторами рассмотрен ряд модифицированных методик («блоковая», «плоская», фоновые модели). Применение этих фоновых моделей обеспечило наилучшие результаты и позволило значительно повысить качество прогноза свойств пород — по результатам бурения эффективная проходка обеспечена на уровне 66 %, что составило 102 % от плана. Также по результатам инверсии стало возможно выполнить прогноз коллекторских свойств, используя метод байесовской классификации литотипов.

Рассматривается проблема измерения механической скорости в глубоких скважинах. Гостированный предел погрешности установлен на уровне 2,5 %. Однако существующие методы измерения параметров бурения обладают большими погрешностями, связанными с наличием сил трения в скважине, изменением температуры с глубиной, компоновкой колонны и др. Также погрешность вносит дискретный метод измерения, проявляющийся в сглаживании полезного сигнала и запаздывании информации о значении скорости на половину интервала усреднения. Целью работы является определение реально достижимых значений погрешности механической скорости разбуривания. Для этого произведен расчет приведенной погрешности по верхнему пределу измерения согласно ГОСТу. Графически представлена зависимость погрешности от глубины скважины и скорости бурения. Дана оценка погрешности для различного вида бурения и различной компоновки колонны. Анализ полученных результатов показал, что заданное значение погрешности может быть достигнуто далеко не во всем диапазоне изменения скорости и глубины забоя.

Для качественной работы погружного электродвигателя с большим межремонтным периодом нужны средства контроля и регулирования этой работы. Существуют некоторые осложнения эксплуатации установки электроцентробежного насоса (УЭЦН). Одно из них — тепловое взаимодействие скважинной жидкости и узлов и деталей УЭЦН, приводящее к выходу из строя и ремонту. Чтобы определить влияние теплового воздействия, необходимо провести исследования в области физических и гидродинамических расчетов. В статье раскрывается один из подходов к решению задачи теплового взаимодействия скважины и УЭЦН. Представлены расчеты температуры обмотки погружного электродвигателя для конкретных условий в конкретной скважине, включающие различные режимы потока жидкости, различные нагрузки погружного электродвигателя, различные концентрации нефти в воде. Развитие изложенной методики позволит создать специальное программное обеспечение, направленное на определение областей с самой высокой температурой обмотки двигателя с учетом различных параметров, оказывающих влияние на процесс теплопередачи.

Для строительства высокотехнологичных скважин необходим комплекс специального оборудования. Основа современного оперативного, точного и безопасного бурения — роторные управляемые системы (РУС).
За последние пять лет РУС применяются в России как техникотехнологическое решение, направленное на снижение аварийности и повышение качества строительства скважин с большим вертикальным отклонением расширенного радиуса бурения. Эти системы позволяют ориентировать бурение по всей длине скважины.
РУС позволяют бурить как идеально вертикальные скважины с углом отклонения по стволу не более 0,2°, так и горизонтальные стволы длиной более 2 000 м.
Внедрение роторных управляемых систем позволяет строить скважины с экстремально большими отходами ствола, точно проводить скважины в маломощных коллекторах (толщиной 1–2 м).
В 2016 году ООО «ОКТОГЕО» проводило опытно-промысловые работы с РУС-172 мм (с силовой парой) компании «APS Technology» на месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре. По результатам работ и бурения наклонно направленной скважины были отработаны все программы позиционирования РУС. Было пробурено 2 205 метров.

В статье рассматриваются проблемы, связанные с повышением качества крепления скважин на Пякяхинском месторождении, в частности большой объем работы по нахождению взаимосвязи между лабораторными исследованиями и фактическими данными с промысла; трудность нахождения логически обусловленных связей между параметрами и итоговым качеством крепления скважин. Описан новый подход к оценке влияния различных параметров, основанный на математическом аппарате, который исключает субъективные экспертные оценки, что в дальнейшем позволит применить данный метод на месторождениях с различными горно-геологическими условиями. Авторы предлагают использовать принципы математической обработки больших массивов данных с использованием нейронных сетей, обученных прогнозированию характеристик качества крепления скважины (сплошность контакта цементного камня с породой и с обсадной трубой). С учетом предварительно выявленных факторов выработаны решения по повышению герметичности крепи скважин и адгезии цементного камня с ограничивающими поверхностями.

Поддержание системы трубопроводного транспорта в работоспособном состоянии не может быть обеспечено без решения проблемы их защиты от внутренней коррозии как основного фактора, приводящего к многочисленным авариям. В условиях ограниченного финансирования создание научно обоснованных методик, регламентирующих проведение ремонтных работ на труднодоступных участках [1] или не ремонтопригодных «классическими» методами, является весьма актуальной задачей. Применение в этой связи методов ремонта без остановки перекачки продукта, в части обоснования расстановки технологического оборудования, еще более повышает значимость решаемой задачи.
Методы исследования носят экспериментально-теоретический характер и базируются на анализе и обработке статистических данных, полученных в ходе экспериментальных исследований натурных объектов.
Результатом работы стало создание методики, позволяющей определить очередность проведения ремонтных работ на трубопроводах, имеющих различную степень и скорость коррозионного поражения на различных участках трассы [2]. И, как следствие, обоснованную расстановку вдоль трассы трубопровода технологического оборудования для внутритрубного ремонта трубопроводов, без остановки перекачки транспортируемого продукта.

Для вод нефтяных месторождений характерны невысокие концентрации йода. Требуется создание новых технологий добычи йода из подземных вод, что позволит сократить дефицит йода в России. Чтобы не зависеть от импорта, необходимо налаживать получение йода из нефтяных вод. Строительство новых добывающих йод заводов крайне затратно как по времени, так и по финансовой составляющей. Поэтому вопрос комплексного использования попутно-добываемых вод требует незамедлительного решения не только в Западной Сибири, но и по всей стране. А для этого необходима работа над новыми технологиями по максимальному использованию и применению подземных вод. Наличие дешевого йода в неограниченных количествах способно повлиять на новые нанотехнологии, способствовать созданию точек роста различных отраслей производства (лазеры, компьютеры и др.).

Проведены исследования на деталях с электролитическим хромом с целью установления влияния покрытия на усталостную прочность. Работа проводилась в соответствии с ГОСТ РВ 2840-001-2008. Образцы для проведения испытаний были изготовлены из стандартных лопаток компрессора газотурбинного двигателя. Для возбуждения колебаний был использован электродинамический вибростенд ВЭДС-1500 с усилителем мощности УМК-12К. Показано, что минимальный предел выносливости 46 кгс/мм² на базе 2 ∙ 10⁷ циклов, установленный на деталях без покрытия, при проведении усталостных испытаний компрессорных лопаток с гальваническим слоем хрома не снизился. Установлено влияние геометрии хромированной детали на снижение предела выносливости.