Предпосылками данного исследования является сложность в интерпретации данных после проведения стимуляции призабойной зоны пласта (ПЗП). Данная работа преследует следующие цели: применимость и интерпретация данных после проведения Steprate-test (SRT) для оценки подходящих режимов закачки в многослойных, неконсолидированных и слабосцементированных пластах и прослеживание в графическом формате взаимосвязи между скоростью и давлением закачки. Авторы исследовали устойчивость скелета пласта на градиенты давлений методом увеличения давления при закачке жидкости через нагнетательный фонд скважин и пришли к выводу, что с течением времени эта устойчивость меняется не в лучшую сторону. Это означает, что практическая значимость данного метода сказывается на изменении градиента давления при закачке жидкости для поддержания постоянного дебита, градиент давления очень важен в своем постоянстве и влияет на ПЗП, следовательно, можно прийти к выводу, что фильтрационно-емкостные свойства в ПЗП имеют динамический характер и могут изменяться с течением времени. Также стоит отметить, что вторым результатом проведения исследования является то, что для рыхлых пластов изменение порового давления может также повлиять на фазовую (эффективную) проницаемость, которая сама по себе может влиять на требуемые градиенты давлений при закачке.

В статье приведены результаты натурных экспериментов и промысловых испытаний волновой технологии очистки забоя и кольматации проницаемых пластов. Ускорение сроков строительства скважин и недопущение заколонных перетоков (особенно в газовых скважинах) в настоящее время исключительно актуально. Известно, что разрушение горной породы при знакопеременном движении промывочной жидкости открывает глобальные перспективы в процессах ускорения бурения и обеспечения устойчивости ствола скважины. Это возможно при волновом движении промывочной жидкости. Эксперименты проводились на специальной установке, обеспечивающей подобие скважинным условиям, что позволило моделировать забойные процессы. Созданы и испытаны различные конструкции волновых генераторов для промывочных отверстий долот различных типов и размеров. Экспериментально показано, что волновые технологии способствуют очистке забоя и созданию кольматационного экрана. Благодаря волновому воздействию забойная зона и стенки скважины остались чистыми, проникновение фильтрата бурового раствора в породу существенно уменьшено. Волновая технология очистки забоя и кольматации проницаемых пластов имеет большие перспективы при строительстве нефтяных и газовых скважин. Герметизация заколонного пространства при этом особенно важна при сооружении подземных хранилищ газа.

Активное применение интегрированного моделирования в планировании разработки нефтяных месторождений обусловило проведение исследований, связанных с преодолением проблем его практического применения. Обычно в качестве компонента, отвечающего за подземную часть, применяется трехмерная гидродинамическая модель, для которой характерны высокая вычислительная сложность и низкая достоверность исходных данных. Поэтому целями исследования являются построение интегрированной модели «пласт-скважина», не имеющей этих недостатков, и проверка ее адекватности. В работе представлена интегрированная модель для оперативного принятия решений при разработке нефтяных месторождений, а также анализа характеристик межскважинного пространства, которая не требует априорной информации о пласте. Интегрированная модель «пласт-скважина» основана на разновидности аналитической модели «емкости-сопротивления» (CRM), позволяющей учитывать периоды остановок добывающих скважин. Расчет добычи нефти проводится с помощью модели Коваля. Расчет распределения давления в скважинах проводится по корреляции, аналогичной используемой в программе «тНавигатор». Проведено сравнение результатов расчетов, полученных с помощью интегрированной модели на основе D-CRMP, с расчетами в программе «тНавигатор»

С целью обеспечения эффективной и безопасной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений необходим инструмент для проектирования добывающих скважин и наземной инфраструктуры. При этом важно учитывать возникающие при добыче физические процессы, а также свойства флюида и фазовые переходы. Программный продукт «dFlow» позволяет создать комплексную модель месторождения по геолого-промысловым данным для расчета гидравлических потерь трубопроводов, а также прогноза добычи углеводородного сырья. В основе моделирования течения флюида лежит расчет многофазного трения со стеной скважины или трубопровода.

В работе рассмотрены реализации четырех моделей трения: модель Беггза — Брилла, модель Грея и ее модификация, а также модель Мукерджи — Брилла. Цель работы — сравнение предсказаний моделей трения с результатами, полученными с помощью коммерческих реализаций этих же моделей. За эталон для сравнения с моделями «d-Flow» были взяты результаты расчетов гидравлического симулятора PIPESIM компании Schlumberger. Были проведены численные эксперименты в условиях различной геометрии скважин и режимов течения в двухфазном потоке в пределах области применимости каждой из моделей. Результаты сравнения показали, что средняя относительная ошибка предсказанного локального объемного содержания жидкости (holdup) составила порядка 0,06 %, а для некоторых моделей ошибка не превышала 0,02 %. Ошибка предсказанного кумулятивного падения давления в скважине не превышала 0,34 % для всех рассмотренных моделей. На основании результатов сравнения сформулирован вывод о пригодности программного комплекса «d-Flow» для расчетов падения давления в скважинах различной геометрии и наземных сетях.

В данной статье приведен анализ процесса и оптимизации сопровождения наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием при помощи геонавигационного контроля с целью установления его оптимальности при решении поставленных задач. В последнее время поднимается вопрос качественной и эффективной проводки скважин по коллектору и определения положения ствола в пластах. В связи с этим применяется комплексный анализ данных на основе трехмерной геологической модели и специального программного обеспечения для геонавигации скважин. В ходе подготовки к бурению скважины необходимо подготовить объемную исчерпывающую информацию по пробуренным ранее скважинам на определенном месторождении и подгрузить результаты сейсмических исследований. Также в статье описывается анализ мероприятий по различным этапам сопровождения бурения, начиная c геофизической привязки и вскрытия целевого пласта транспортной секцией.

                При бурении горизонтального участка скважины используется программное обеспечение для геонавигации при бурении скважин, оснащенное различными инструментами, один из которых — это метод двумерного синтетического каротажа. Метод основан на наложении каротажных кривых ранее пробуренной опорной вертикальной скважины и текущей в бурении наклонно направленной скважины с горизонтальным окончанием. Метод двумерного синтетического каротажа является основным и наиболее оптимальным методом проводки скважин с горизонтальным окончанием при бурении терригенных коллекторов в Западной Сибири.

Основная цель статьи заключается в детальном рассмотрении механизмов смешивающегося и несмешивающегося взаимодействия СО₂ с нефтью. Исследование направлено на выявление влияния этих механизмов на физические свойства нефти, эффективность извлечения и параметры нефтяных пластов. Это позволит получить более глубокое понимание влияния этих процессов на нефтедобычу и углеродное управление. Статья использует аналитический подход для анализа процессов растворения СО₂ в нефти, изменений физических свойств и механизмов вытеснения нефти в поровом пространстве. В статье используются результаты лабораторных исследований взаимодействия СО₂ с нефтью. Исследование выявляет, как смешивающееся взаимодействие СО₂ с нефтью может изменять физические свойства нефти, улучшая еe текучесть и эффективность извлечения. Анализ несмешивающегося взаимодействия позволяет понять механизмы вытеснения нефти и оптимизировать этот процесс. Работа имеет практическую значимость для нефтедобычи и углеродного управления, предоставляя данные для разработки более эффективных технологий и методов добычи.

Организация исследований по критериям профессионального отбора операторов автоматизированных систем управления установок комплексной подготовки нефти и газа основывается на оценке характеристик элементов профотбора работников, трудящихся по этой специальности. Данные характеристики должны соответствовать условиям профессии, так как от организации деятельности оператора автоматизированных систем управления зависят ход технологического процесса, эффективность деятельности производства нефтегазодобычи, промышленная безопасность и охрана труда на объекте экономики. Сложность решаемой проблемы усугубляется комплексом дополнительных негативных факторов, влияющих на работоспособность изучаемого контингента, происходящие объективные и субъективные процессы утомления, активность центральной нервной системы в зависимости не только от психотипа человека, но и от интенсивности этих факторов. Данными факторами являются экстремальные климато-географические условия труда, вахтовый режим работы, совокупность вредных параметров производственного процесса и др. Все это обусловило необходимость разработки Программы профессионального отбора оператора автоматизированной системы управления установки комплексной подготовки нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» Территориально-производственного предприятия «Когалымнефтегаз». Проведенный анализ требуемых данных позволил сформулировать основные требования к данной Программе и разработать алгоритм ее реализации.