Представлены методические подходы к исследованию влияния температуры и газосодержания на изменение давления в скважине при определении соответствующей глубины разгазирования нефти. Рассмотрен вопрос точности учета переменного притока при исследовании нефтяных скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

Цель работы — получение модели принятия решений при оценке изменения давления по стволу скважины относительно устьевой или забойной депрессии; расчете влияния естественного термогазлифта на переход скважин при фонтанировании; оценке точности в определении отобранного из ствола или, наоборот, накопленного в нем некоторого дополнительного объема жидкости за время исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации, и т. п.

Выявлено время запаздывания выделения газа в потоке пластовой жидкости. Для месторождений Башкирии время запаздывания (по промысловым данным) составляет 4–15 минут. Для Западной Сибири аналогичные исследования, как правило, не проводятся, что влияет на точность геолого-промысловых расчетов. Если устьевое давление ниже давления насыщения, то с соответствующей глубины растворенный в нефти газ начинает выделяться в свободную газовую фазу по стволу скважины. Объем газовой фазы вверх по стволу будет непрерывно возрастать и на устье достигнет своего максимального значения. С другой стороны, поскольку весовой расход останется постоянным независимо от того, началось выделение газа или нет, то в дальнейшем будет происходить изменение температуры за счет дросселирования и адиабатического расширения газа по стволу скважины и поглощения скрытой теплоты парообразования при его испарении из газожидкостной смеси в условиях теплообмена с окружающей средой.

Методика поисков пресных подземных вод криолитозоны как источников водоснабжения ограничена (несовершенна). Обеспечение водоснабжения в условиях распространения многолетнемерзлых пород связано со следующей проблемой, поскольку рассматриваемая территория относится к ледовой макрозоне, первого от поверхности водоносного комплекса четвертичных отложений, водоносная система которого состоит из разобщенных, вертикально ориентированных узких желобов подрусловых таликов рек, чашеобразных подозерных и редких межмерзлотных таликов, с весьма ограниченными ресурсами пресных вод.

На этапе поисков пресных подземных вод в геологоразведочных работах для более надежного выделения перспективных участков предлагается применить технологию комплексирования методов исследований: дешифрирование материалов дистанционного зондирования земли с линеаментным анализом площади поисков, электроразведочный геофизический метод (метод зондирования становлением поля в ближайшей зоне) с методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР-зондирование).

В результате выполненных исследований были выделены перспективные участки для обнаружения пресных подземных вод, проведено поисково-разведочное бурение скважин на воду, выявлены запасы пресных подземных вод в приповерхностной 110–120-метровой зоне геологического разреза в пределах поисковой площади приемо-сдаточного пункта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения в составе четвертичного водоносного комплекса.

Изучением вещественного состава доюрских отложений занимались многие исследователи. Разными авторами в разное время составлены карты геологического строения доюрского основания Западной Сибири в целом и отдельных районов. Последняя версия карты создана в 2016 году в результате совместной работы нескольких научно-исследовательских организаций. Строение рассматриваемой территории на карте 2016 года в основном опирается на материалы интерпретации потенциальных полей и данные глубокого бурения.

Необходимо отметить, что доюрский разрез по вертикали изучен крайне неравномерно, во многих скважинах керн отбирался только из прикровельной и призабойной частей разреза, кроме того, отмечается очень низкий процент выноса керна. Описания доюрского керна из дел скважин, если отсутствуют лабораторные исследования, зачастую не дают достоверной информации о вещественном составе.

В представленной работе рассматривается и анализируется описание керна и шлифов доюрских отложений, выполненное авторами в кернохранилище города Ханты-Мансийска, отчетные материалы сейсмопартий, работавших на рассматриваемой территории и материалы публикаций разных специалистов, изучавших геологическое строение Юганской впадины и сопредельных территорий. Изучен керн доюрского комплекса на Травяной, Ларломкинской, Новоютымской, Меркульской, Северо-Ютымской, Коимлыхской и других площадях. Полученная информация свидетельствует о возможной корректировке областей распространения вещественно-возрастных комплексов на карте геологического строения доюрского комплекса ХМАО — Югры.

Разработка месторождений с нефтяными оторочками — это сложная инженерная задача, в которой необходимо учитывать множество факторов. Одним из основных вызовов при разработке нефтяных оторочек является поиск технологий заканчивания скважин и поддержания пластового давления, позволяющих обеспечить полноту выработки запасов.

Бурение многозабойных скважин на нефтяных оторочках способствует ограничению роста газового фактора на ранних этапах эксплуатации. При этом архитектура многозабойной скважины может оказывать существенное влияние на эффективность разработки и выступает предметом доизучения.

Закачка воды в пласт как технология поддержания пластового давления хорошо изучена и широко применима, в то время как обратная закачка газа в газовую шапку нефтяной оторочки — перспективная технология с эффектом, требующим дополнительного подтверждения расчетами и практическими результатами.

В работе рассмотрен опыт строительства скважин сложного закачивания и обратной закачки попутного нефтяного газа на Новопортовском месторождении. Описан подход к определению стратегии разработки актива, представлены результаты закачки попутного нефтяного газа, целью которой было как поддержание пластового давления, так и снятие рисков невыполнения норматива по рациональному использованию попутного нефтяного газа на уровне 95 %.

Кольматация проницаемой породы известна в природе и промышленной деятельности, в частности в строительстве и эксплуатации скважин. В процессе бурения возникает естественная кольматация твердыми частицами бурового раствора и разбуренной горной породы с образованием непрочного проницаемого внутрипорового слоя и рыхлой фильтрационной корки на стенке скважины, которые осложняют последующий спуск и снижают качество цементирования обсадных колонн. Кроме того, не предотвращаются межпластовые перетоки, поглощения буровых и тампонажных растворов, загрязнения пластов фильтратом и твердой фазой на значительное удаление от скважины. Все это приводит к увеличению материальных и финансовых затрат, сроков заканчивания, освоения и ввода в эксплуатацию скважин. Практика строительства скважин показала, что наиболее несложными и эффективными приемами преодоления перечисленных выше проблем служат некоторые виды принудительной кольматации в процессе бурения стволов скважин. Наиболее широкое распространение в нефтегазовой отрасли получили следующие два способа кольматации: гидродинамический струйный и волновой кавитационно-вихревой, созданный на основе достижений теории и практики нелинейной волновой механики многофазных сред.

Цель лабораторно-стендовых и промысловых исследований — установить, какой из указанных выше способов кольматации имеет преимущество перед другим, и на этом основании разработать более эффективные виды техники и технологии кольматации для применения в строительстве скважин.

В ходе наблюдений получены математические модели, описывающие влияние основных исследуемых факторов на результаты волнового и струйного способов репрессионной принудительной кольматации. Установлено положительное влияние на улучшение характеристик глинистых растворов. Отмечается, что растворы приобретают более высокую устойчивость к седиментации их твердой фазы вследствие ее попутного диспергирования. Проведены многочисленные промысловые испытания технологии и техники волнового и струйного способов кольматации, которые подтвердили указанные выше результаты и ожидания. Более эффективный способ кольматации — волновой.

В статье представлен анализ влияния газа на свойства пластовой воды различных горизонтов нефтяных месторождений Республики Татарстан. Исследования проводились как на исходной пробе пластовой воды, так и подготовленной пробе воды с использованием газа-агента. В качестве методов исследования применялись PVT-исследования. Для анализа использовались глубинные пробы пластового флюида, отобранные из водоносных горизонта A ¹ девонской системы и горизонта B каменноугольной системы.

В результате экспериментов для исследуемых объектов было установлено, что газагент обладает достаточно высокой растворимостью в пластовой воде, которая будет расти с увеличением пластового давления до определенных пределов. Кроме того, был подтвержден тот факт, что растворимость газа-агента в пластовой воде будет зависеть в том числе от ее минерализации.

В работе представлен прогноз напряженно-деформированного состояния горного массива при добыче углеводородов на Салмановском (Утреннем) газоконденсатном месторождении, которое является сырьевой базой ООО «Арктик СПГ 2». Расчеты основываются на использовании результатов керновых испытаний, данных геофизических исследований скважин для распространения физико-механических свойств в массиве и геомеханическом моделировании с использованием «шатровой модели» деформирования продуктивных объектов. Определены зависимости модуля упругости и коэффициента Пуассона от скорости продольной волны. В последующем, с использованием данных геофизических исследований скважин, по скорости продольной волны было получено распределение упругих свойств. Кроме того, для применения расчетного аппарата шатровой модели была расчитана зависимость индекса компрессии также от скорости продольной волны. Расчеты показали оседание земной поверхности до 2 м при полной отработке запасов месторождения. Оседания подобной величины приведут к подтоплению территории грунтовыми водами, в связи с чем в проектах на строительство было рекомендовано предусмотреть более высокие отсыпки песка. Горизонтальные деформации земной поверхности при разработке Салмановского (Утреннего) месторождения могут быть близки к допустимым деформациям для объектов инфраструктуры и газопроводов месторождения и со временем могут привести к нарушению их нормальной эксплуатации. Все это указывает на необходимость создания как мониторинга деформационных процессов территории всего месторождения, так и геотехнического мониторинга объектов инфраструктуры.

В каждой компании, активно ведущей геологоразведочные работы, существует свой устоявшийся стандарт для ранжирования лицензионных участков при планировании работ. Это ранжирование предполагает вероятностную оценку параметров, запасов, учет геологических рисков — факторов, влияющих на формирование и сохранность углеводородных залежей. Но успешность разработки месторождений также зависит от достоверности оценки ресурсов, параметров продуктивного пласта и свойств пластовых флюидов, что подводит к необходимости дополнительного ранжирования участков — а именно, выбрать наиболее приоритетные месторождения и участки поиска залежей для опытно-промышленной разработки таким образом, чтобы не только своевременно провести геологоразведочные работы, необходимые для планирования и запуска опытно-промышленных работ, но и соблюсти их сроки, получить максимальный эффект и выполнить утвержденные компанией планы ввода в промышленную разработку.

Существующие методики геологического ранжирования не совсем подходят для этой цели, так как они базируются на оценке геологических рисков, запасов и ресурсов лицензионного участка с применением статистических данных и методов. Для оценки перспектив промышленной разработки необходимо проанализировать степень изученности участка различными методами и качество имеющихся испытаний пластов и исследований при испытании, а также взвесить возможные эксплуатационные риски.

В представленной статье предложен новый подход к дополнительному ранжированию лицензионных участков под цели опытно-промышленной разработки. Он включает в себя учет и анализ изученности участка посредством геолого-геофизических и промысловых исследований в рамках поисково-разведочного этапа.

Важной и неотъемлемой частью жизненного цикла месторождений является формирование стратегии их освоения, основные принципы которой закладываются на этапе концептуального проектирования. Принимаемые решения создают фундамент, от которого зависит конечная эффективность реализации проекта в целом. При этом этап концептуального проектирования характеризуется высокой степенью неопределенности.

В настоящее время идет активное освоение нового российского региона газодобычи — Восточной Сибири. Регион не обладает развитой инфраструктурой и таким же ресурсным потенциалом, как Западная Сибирь. Кроме того, значительная часть ресурсного потенциала находится на этапах выбора, поиска и оценки, однако месторождения Восточной Сибири характеризуются богатым на ценные компоненты составом газа. С учетом того, что основными тенденциями, которых придерживаются ключевые газодобывающие компании страны, выступают диверсификация продукции и повышение ее монетизации, становится актуальным на этапе концептуального освоения формировать стратегии, основанные не только на кластеризации месторождений, но и на создании новых газоперерабатывающих мощностей, особенно при высокой удаленности от систем транспорта газа.

В статье на примере Восточно-Сибирского кластера (группы месторождений в Красноярском крае) представлен алгоритм комплексного анализа входных данных, позволяющий осуществлять прогнозную оценку эффективности различных вариантов, ранжировать их по степени потенциальной эффективности и определять состав необходимого оборудования для реализации различных стратегий освоения месторождений.

В статье рассматриваются проблемы в области проектирования, строительства, освоении и прокладки нефте- нефтепродуктопроводов в местах, которые относятся к группе грунтов с многолетнемерзлыми грунтами. Наилучшее логическое решение этих проблем заключается во внедрении полимерных и композитных материалов в конструкции, находящихся в арктических пустынях и тундре. Статья содержит примеры исследований об эксплуатации нефтепроводов и трубопроводов, условиями которых являлись многолетнемерзлые грунты, а также полное характеристическое описание агрессивных сред, воздействующих на надежность труб.

Цель статьи — обоснование возможности использования полимерных и композитных материалов для трубопроводов, проложенных в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов, что в конечном итоге позволит обеспечить снижение затрат на обслуживание и ремонт соответствующей инфраструктуры. В работе использованы методы анализа химической стойкости труб. В результате исследования установлено, что увеличение высоты опор приводит к росту напряжений в стенке трубопровода, что может быть вызвано изменением частоты свободных колебаний системы, и появлению дополнительных перемещений трубопровода как в продольном, так и поперечном направлениях.

Результаты показывают влияние элементов на рабочую среду нефтепровода в условиях многолетнемерзлых грунтов. Выявлен наиболее подходящий материал для конечно-элементного моделирования с учетом сезонных деформаций мерзлых грунтов. Труба из полиэтилена низкого давления устойчива к агрессивной среде, создающейся из-за содержания примесей в нефти, делающей ее наиболее пригодным вариантом для строительства нефтепровода в условиях многолетнемерзлых грунтов.

Практическая значимость исследования состоит в использовании композитных и полимерных материалов в условиях многолетнемерзлых грунтов, уменьшающем воздействие агрессивных сред на внутреннюю стенку трубопровода, изготовленного из полиэтилена низкого давления, который зарекомендовал себя наилучшими свойствами и стоимостью на рынке.

Современный трубопроводный транспорт углеводородов характеризуется широким спектром различных технологий и оборудования. Система магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) включает сборно-разборные трубопроводы (СРТ).

СРТ представляют собой мобильные инженерно-технические комплексы, предназначенные для временной транспортировки нефти, светлых нефтепродуктов и жидкого углеводородного сырья, используются при заполнении и опорожнении МНПП при проведении плановых ремонтных работ, а также при ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций на объектах нефтегазовой отрасли.

 В процессе эксплуатации СРТ особое внимание уделяют обеспечению надежности и безопасности использования, реализуя поручение Президента Российской Федерации и распоряжение Правительства Российской Федерации о повышении эффективности системы транспортировки нефти и нефтепродуктов на основе внедрения передовых технологий. Тем не менее анализ опыта развертывания СРТ показывает, что общее количество потерь за период использования СРТ протяженностью 150 км может составить до 5,5 % (≈ 300 тыс. т) от общего количества поданных нефтепродуктов, а задачи предиктивного мониторинга и своевременного обнаружения аварий и повреждений трубопровода остаются нерешенными.

Согласно классификации потерь нефтепродуктов на СРТ одним из проблемных вопросов являются потери, связанные с нарушением герметичности линии трубопровода вследствие аварий и неисправностей. В целях сокращения потерь нефтепродуктов в результате утечек на объектах МНПП применяются различные системы и методы, основанные на вариативных принципах действия и физических явлениях.

Однако для мобильных сборно-разборных нефтепродуктотранспортных систем такие решения отсутствуют, а разработка прогрессивных способов и средств мониторинга состояния СРТ в процессе эксплуатации, реализованных в автоматизированных системах и программном обеспечении на основе искусственного интеллекта, актуальна.

В статье представлен параметрический метод обнаружения утечек нефтепродуктов на мобильных сборно-разборных трубопроводах, предложен прототип и архитектура системы мониторинга утечек нефтепродуктов, включающей программный уровень на основе искусственного интеллекта.