Об авторах about authors:

В.В. Кульчицкий, д.т.н., проф.,академик РАЕН, А.В. Щебетов, к.т.н., член-корр. РАЕН,/Научно-техническое общество нефтяников и газовиков им. академика И.М. Губкина, г. Москва/ V.V. Kulchitsky, DSc, Prof., Academician of Russian Academy of Natural Sciences,A.V. Shchebetov, PhD, Corr. Member at RANS/Scientific and Technical Society of Oil and GasWorkers named after academician I.M. Gubkin,Moscow/

Аннотация:

Рассмотрена проблема разобщенности сервисных подрядчиков на буровом объекте. Представлена инновационная форма инжиниринга бурения в условиях раздельного сервиса – буровой экипаж, состоящий из подрядчиков по бурению, геосупервайзингу, буровым растворам,геонавигации, долотному сервису и координируемый буровым супервайзером. Описан штаб-вагон, где буровой экипаж выполняет инжиниринг совместного строительства скважин. Представлен опыт деятельности бурового экипажа. Показаны задачи, решаемые буровым экипажем для повышения эффективности управляющего супервайзинга и значительного сокращения затрат на строительство скважин.

Ключевые слова:

строительство высокотехнологичных горизонтальных скважин, разобщенность сервисных подрядчиков на буровом объекте, гидродинамическое моделирование продуктивного пласта, геомеханика, геонавигация, буровые растворы, долотный сервис, станции ГТИ, геосупервайзинг, буровой супервайзинг (БС), повышение производительности буровых работ, снижение затрат на строительство скважин,буровой экипаж, штаб-вагоны для буровых экипажей,инженер- супервайзер по ПбиОТ (промышленная безопасность и охрана труда), оператор цифрового видеомониторинга

Abstract:

The authors of the paper discuss the problem of disunity of service contractors at the object under drilling and present the innovative form of drilling engineering in conditions of separate service, i.e. drilling team consisting of drilling contractors, geo-supervising,drilling fluids, geo-navigation, drill bit service, and coordinated by a drilling supervisor. The paper also contains the description of drilling caravan where the drilling team performs engineering for joint well construction process. The authors present the experience of drilling team operation and illustrate the targets resolved by the drilling team to increase the efficiency of managing supervision and to reduce significantly the cost of well construction process.

Key words:

сonstruction of high-tech horizontal wells, disunity of service contractors at a drilling facility, hydro-dynamic modeling of the productive reservoir, geo-mechanics, geo-steering, drilling fluids, drill bit service, GTR stations, geo-supervising, drilling supervision (DS), increasing drilling operation productivity, reducing well construction costs, drilling team, caravans for teams at a drilling rig, ISaLP (Industrial Safety and Labor Protection) supervising engineer, digital video monitoring operator

Об авторах about authors:

В.И. Ноздря, к.г.-м.н., Е.С. Клочков, О.И. Яровенко, А.В. Головашкин, И.В. Кривцов, А.Ю. Царьков, к.т.н. /АО «НПО «Полицелл», г. Владимир / V.I. Nozdrya, PhD, E.S. Klochkov, O.I. Yarovenko,A.V. Golovashkin, I.V. Krivtsov, A.Yu. Tsarkov, PhD/Polycell NPO JSC, Vladimir/

Аннотация:

Поднимаются вопросы, связанные с качественным вскрытием продуктивного пласта и подбором промывочной жидкости. Представлена система экологически безопасного бурового раствора на водной основе «Полиформ», разработанная для строительства скважин в сложных геологических условиях, отличительной особенностью которой является высокая способность ингибировать набухание глинистых материалов при высоких температурах. Описаны свойства и компоненты, входящие в состав бурового раствора в качестве термостабилизатора, смазывающей добавки, пеногасителя, органических полимеров для регулирования фильтрационных и реологических свойств и т. д. Композиция материалов подбирается для каждого месторождения индивидуально. Рассказывается о проведенных испытаниях материалов системы «Полиформ». Представлен опыт применения бурового раствора «Полиформ».

Ключевые слова:

строительство нефтяных и газовых скважин, качественное вскрытие продуктивного пласта, буровой раствор, минимизация рисков осложнений в процессе строительства скважин, система бурового раствора на водной основе «Полиформ», ингибирование набухания глинистых материалов, укрепление стенок скважин, смазывающая добавка «Поли эколуб», реагент «ПолиРГМ», термостойкий сополимер акриловой кислоты «Политемп», снижение пенообразования, реагент на спиртовой основе «Полидефомер», регулирование фильтрационных и реологических свойств бурового раствора, модифицированный крахмал для бурения «ПолиКР-Ф», буровая система «Полифлок», шельфовое бурение, Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ)

Abstract:

The authors of the paper discuss the issues related to high-quality penetration into productive reservoir and the selection of flushing fluid. In the paper they present a system of environmentally safe water-based drilling mud (i.e. "Polyform"), designed for well construction in challenging geological conditions, a distinctive feature of which is its high ability to inhibit the swelling process of clay materials at high temperatures. The paper also contains the properties and components included in drilling mud as a thermal stabilizer, lubricating additive, defoamer, organic polymers to regulate filtration and rheological properties, etc. The composition of these materials is selected for each field individually. The authors inform on the tests carried out with materials of "Polyform" system and present the experience of using "Polyform" drilling mud.

Key words:

сonstruction of oil and gas wells, high-quality penetration into a productive reservoir, drilling mud, minimizing the risks of complications during the process of well construction, "Polyform" water-based drilling mud system, inhibition of clay material swelling,strengthening of well-bore walls, "Polyecolub" lubricating additive,"PolyRGM" reagent, "Polytemp" thermo-resistant acrylic acid copolymer, reduction of foaming effect, "Polydefoamer" alcohol-based reagent, regulation of drilling mud filtration and rheological properties, "PolyKR-F" modified starch for drilling operations, "Polyflock" drilling system, offshore drilling, Astrakhan gas condensate field (GCF)

Об авторах about authors:

С.В. Трифонов, К.О. Петросян, /ООО «Сервис крепления скважин», г. Отрадный/ М.Р. Шайдуллин, /АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть»,

S.V. Trifonov, K.O. Petrosyan /Well Casing Service LLC, Otradny/ M.R. Shaidullin /Tatnefteprom-Zyuzeevneft JSC, Mamykovo settlement,Tatarstan/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, связанные с повышением качества крепления скважин. Показана необходимость комплексного и индивидуального подхода кцементированию каждой скважины. Представлен опыт применения специальных тампонажных материалов: для высоких температур, расширяющихся, облегченных, используемых для повышения качества цементирования скважин. Приведены результаты работы на Зюзеевском месторождении. Показаны  существенные преимущества специальных тампонажных материалов по сравнению со стандартнымиматериалами: улучшенные показатели сцепленияцементного камня с колонной и породой, предупреждение заколонной циркуляции.

Ключевые слова:

качество крепления скважин,комплексный подход к процессу цементированияскважин, герметичность эксплуатационной колонны скважины, расширяющиеся тампонажные материалы с пониженной водоотдачей (РТМ),облегченныетампонажные материалы, тампонажные материалы для высоких температур, ремонтно-изоляционные работы

Abstract:

The authors of the paper discuss the Issues related to improving the quality of well casing and illustrate the necessity in integrated and individual approach to cementing process in each well. The paper informs on the experience in applying special squeeze materials, i.e. for high temperatures, expanding, light-weight compositions, used to improve well cementing quality and pro vides the results these operations at Zyuzeevskoye field. The authors also illustrate the significant advantages of special squeezing materials vs. standard materials: improved adhesion of cement bond to column and formation rock, prevention ofannulus circulation.

Key words:

quality of well casing, integrated approach to well cementing process, tightness of well production column, expanding squeeze materials with reduced water loss (ESM), light-weight squeeze materials, squeeze materials for high temperatures, water shut-off (WSO) operations

Об авторах about authors:

Л.С. Кулешова1, к.т.н., В.В. Мухаметшин2, д.т.н., проф., Р.А. Гилязетдинов1, В.Н. Петров1, к.т.н.  1. Институт нефти и газа ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском, г. Октябрьский, 2.ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа

L.S. Kuleshova1, PhD, V.V. Mukhametshin2, DSc, Prof., R.A. Gilyazetdinov1, V.N. Petrov1, PhD 1. Institute of Oil and Gas of FSBEI HE "Ufa State Petroleum Technical University" branchin Oktyabrsky, Oktyabrsky, 2. Ufa State Petroleum Technical University, Ufa

Аннотация:

Целью данного исследования является изучение влияния геолого-технологических факторов на степень выработки запасов залежей в карбонатных коллекторах каширского горизонта восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. С использованием методов распознавания образов, в частности факторного анализа геолого-промысловых данных, выполнено поэтапное разделение объектов по тектоническим элементам, которое позволило выделить три различные группы и для каждой из них провести моделирование с учетом эмерджентности пластовых систем. Для разных залежей каширского горизонта определены скрытые зависимости между геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов и коэффициентом извлечения нефти. Глубокая интерпретация полученных релевантных зависимостей с привлечением данных геофизических и гидродинамических исследований скважин позволила установить особенности влияния идентичных параметров и показать, что степень и характер влияния плотности сетки скважин на конечный коэффициент извлечения нефти различны в выделенных группах объектов и во многом определяются особенностями их геологического строения. По результатам исследования была обоснована необходимость реализации раздельного подхода при построении регрессионных моделей для оценки степени и характера взаимосвязи между значением нефтеотдачи пластов и комплексом показателей, описывающих различные свойства пород-коллекторов и насыщающих их флюидов.

Ключевые слова:

повышение коэффициента извлечения нефти (КИН), Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, прогнозирование значений конечного коэффициента извлечения нефти, влияние геолого-промысловых параметров на коэффициент нефтеизвлечения, модели зависимости коэффициента извлечения нефти от геолого-технологических показателей, метод факторного анализа при прогнозировании технологических показателей разработки месторождения, интерпретация результатов моделирования на основе эмерджентных свойств пластовых систем

Abstract:

The purpose of this study is to investigate the influence of geological and technological factors on the degree of development of deposits in the carbonate reservoirs of the Kashirsky horizon in the eastern part of the Volga-Ural oil and gas province. Using pattern recognition methods, in particular, factor analysis of geological and field data, a poetic separation of objects by tectonic elements was performed, which made it possible to identify three different groups and for each of them to conduct modeling taking into account the emergence of reservoir systems. For various deposits of the Kashirsky horizon, hidden patterns between the geological and physical characteristics of productive formations and the oil recovery coefficient have been determined. An in-depth interpretation of the obtained relevant dependencies using data from geophysical and hydrodynamic studies of wells allowed us to establish the peculiarities of the influenceof identical parameters in the c onditions of different groups of objects and show that the degree and nature of the influence of the well grid density on the final oil recovery coefficient are different in the conditions of the selected groups of objects and are largely determined by the peculiarities of their the geological structure. Based on the results of the study, the need to implement a separate approach in the construction of regression models to assess the degree and nature of the relationship between the value of oil recovery and a set of indicators describing various properties of reservoir rocks and fluids saturating them was justified.

Key words:

increasing oil recovery factor (ORF), the Volga-Ural oil and gas province, forecasting the values of final oil recovery factor, the effect of geological and field parameters upon oil recovery factor, models with the dependence of oil recovery factor vs. geological and process indicators, method of factor analysis in predicting process indicators of field development, interpretation of simulation results based on emergent properties of reservoir systems

Об авторах about authors:

М.Г. Собослаи /ООО «Альтаир», г. Томск,/ M.G. Soboslai /Altair LLC, Tomsk/

Аннотация:

Поднята проблема, связанная с рисками бурения непродуктивных скважин, снизить которые можно с использованием данных ГДИС. Показаны причины, по которым данные гидродинамических исследований редко применяются при разведке залежей

нефти. Приведены результаты исследования, основанные на построении и интерпретации КВД, которые позволили сделать вывод о том, что используемая во многих зарубежных и отечественных программах математическая вейвлет-функция шумоподавления малоэффективна и необходимо интерпретировать КВД в классических координатах, а при переходе на импортозамещение программных продуктов следует совершенствовать интерпретацию КВД в классических координатах.

Ключевые слова:

риски бурения непродуктивных скважин, гидродинамические исследования скважин (ГДИС) при разведке залежей нефти, метод кривой восстановления давления (КВД), достоверность интерпретации данных ГДИС, интерпретация КВД в классических координатах

Abstract:

The paper is focused on the problem related to risks while drilling unproductive wells, which can be reduced using HDWS data and informs on the reasons why data on hydrodynamic studies are rarely used while exploring oil deposits. The paper also presents the study results based on the construction and interpretation of PBC, which led to the conclusion that the mathematical wavelet noise reduction function used in many Western and Russian programs is ineffective and it is necessary to interpret PBC in classical coordinates, and when transiting to import-substitution of software products, the interpretation of PBC in classical coordinates should be improved.

Key words:

risks while drilling unproductive wells, hydrodynamic well studies (HDWS) during oil exploration, method of pressure build-up curve (PBC), reliability in HDWS data interpretation, interpretation of PBC in classical coordinates

Об авторах about authors:

О.В. Лихачева, С.Ю. Борхович, к.т.н., /ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», г. Ижевск/ И.В. Опарин, /Ижевский филиал ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологическийнефтяной институт», г. Ижевск/

O.V. Likhacheva, S.Yu. Borkhovich, PhD /Udmurt State University FGBOU VO, Izhevsk/ I.V. Oparin /Izhevsk Branch of All-Russian Scientific & Research Geological Petroleum Institute, Izhevsk/

Аннотация:

Распространенный подход к расчету куба абсолютной проницаемости в геолого-гидродинамической модели заключается в задании зависимости проницаемости от пористости, построенной по данным стандартных исследований керна в результате усреднения всех имеющихся значений без учета литологического Недостатком такого подхода является «эффект сглаживания», который в случае неоднородности коллектора оказывается значительным и приводит либо к завышению, либо к занижению среднего значения проницаемости. Для построения геолого-гидродинамической модели терригенного коллектора важно учитывать взаимосвязь технологических показателей работы скважин и литологического состава вскрытых ими отложений.

Ключевые слова:

геолого-гидродинамическое моделирование, моделирование терригенных отложений, фильтрационные характеристики коллектора, литологический состав коллектора, влияние литологического состава коллектора на работу добывающих скважин, расчет куба проницаемости модели пластов, формирование куба проницаемости геолого-гидродинамической модели с учетом литологического состава коллектора

Abstract:

Common approach to calculating the absolute permeability cube in geological and hydrodynamic model is to determine the  dependence of permeability on porosity, based on standard core studies as a result of averaging all available values without taking into account lithological composition of the reservoir. The disadvantage of this approach is the "smoothing effect", which, in the case with reservoir heterogeneity, turns out to be significant and leads either to overestimation or underestimation of the average permeability value. While building geological and hydrodynamic model of terrigenousreservoir, it is important to take into account the relationship between process parameters of wells and the lithological composition of deposits penetrated by them.

Key words:

geological and hydrodynamic modeling, modeling of terrigenous deposits, reservoir filtration parameters, lithological composition of reservoir, effect of reservoir lithological composition upon the operation of production wells, calculation of reservoir model permeability cube, formation of permeability cube in geological and hydrodynamic model in view of reservoir lithological composition

Об авторах about authors:

И.В. Кувшинов,  Л.К. Алтунина, д.т.н., проф., заслуженный деятель науки РФ, В.А. Кувшинов, к.х.н. /ФГБУН Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, г. Томск/

I.V. Kuvshinov, L.K. Altunina, DSc, Prof., V.A. Kuvshinov, PhD /Institute on Petroleum Chemistry at Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, Tomsk/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, касающиеся рационального недропользования. Обозначены проблемы, связанные с применением химических МУН. В статье показано, как можно использовать химические технологии повышения нефтеотдачи в сочетании с термическими методами, в частности с пароциклической обработкой (ПЦО), не только для получения единовременных эффектов, выраженных в дополнительной добыче нефти, но и для увеличения периода эффективной эксплуатации пароциклических скважин. Рассказывается о разработке термотропных  гелеобразующих и нефтевытесняющих химических композиций, показан механизм их действия и опыт их применения в комплексе с пароциклической обработкой скважины. Применение термотропных гелеобразующих и нефтевытесняющих химических композиций способствует увеличению периода эксплуатации скважины значительно повышая эффективность при поздних циклах.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ), рациональная добыча нефти, разработка старых месторождений, химические методы увеличения нефтеотдачи, химические технологии повышения нефтеотдачи в сочетании с термическими методами, пароциклическая обработка (ПЦО) скважины, термотропные  химические композиции, гелеобразующая композиция ГАЛКА®, нефтевытесняющая композиция НИНКА®, снижение вязкости нефти, применение композиций ГАЛКА® и НИНКА® совместно с ПЦО, Усинское месторождение высоковязкой нефти, доотмыв остаточной нефти, увеличение КИН

Abstract:

The authors of the paper consider the issues related to rational subsurface use and inform on the problems associated with the use of chemical EOR methods. The paper contains the illustration of how chemical procedures to increase oil recovery can be applied in combination with thermal methods, in particular with cyclic steam treatment (CST), not only to obtain one-time effects expressed in additional oil production, but also to increase the period of effective cyclic-steam well operation. The authors inform on the designing of thermos-tropic gelling and oil-displacing chemical compositions, describe the mechanism of their action and the experience in their application in combination with cyclic steam well treatment. The use of thermotropic gelling and oil-displacing chemical compositions leads to growth in well service life, thus significantly increasing efficiency at the late stages.

Key words:

hard-to-recover reserves (HRR), rational oil production, development of old fields, chemical methods to increase oil recovery, chemical procedures to increase oil recovery in combination with thermal methods, well cyclic steam treatment (CST), thermotropic chemical compositions, GALKA® gel-forming composition, NINKA® oil-displacing composition, reduction in oil viscosity, application of GALKA® and NINKA® compositions in conjunction with the CST, Usinskoye high-viscous oil field, additional final outwash of residual oil, increase in ORF

Об авторах about authors:

М.А. Богданов, М.Г. Собослаи /ООО «Альтаир», г. Томск/

M.A. Bogdanov, M.G. Soboslai /Altair LLC, Tomsk/

Аннотация:

Разработана методика экспресс-прогнозирования эффективности полимерного заводнения (ПЗ), учитывающая геолого-физические характеристики (ГФХ) месторождения, текущие параметры разработки планируемого участка ПЗ и планируемые параметры закачки. Результаты применения методики апробированы при реализации восьми проектов. Сделан вывод о том, что методика позволяет быстро и точно прогнозировать технологическую эффективность ПЗ.

Ключевые слова:

испытания методов увеличения нефтеотдачи (МУН), повышение коэффициента извлечения нефти (КИН), полимерное заводнение (ПЗ), тяжелая нефть, геолого-физические характеристики (ГФХ) пласта, оценка рентабельности полимерного заводнения, методика экспресс-прогнозирования эффективности полимерного заводнения (ЭППЗ)

Abstract:

A methodology for express forecast of polymer flooding (PF) efficiency has been developed, taking into account peculiarities of geological and physical characteristics (GPC) of the field, current development parameters of the planned PF area and planned injection parameters.The results of the methodology application have been tested in the implementation of eight projects. It is concluded that the methodology allows to quickly and accurately forecast the technological efficiency of the PF.

Key words:

testing of improved oil recovery (IOR) methods, increasing oil recovery factor (ORF), polymer flooding (PF), heavy oil, reservoir geological and physical parameters (GPP), evaluation of polymer flooding profitability, method for rapid prediction of polymer flooding (RPPF) efficiency

Об авторах about authors:

В.В. Баушин, baushinv@mail.ruЭтот e-mail адрес защищен от спам-ботов, для его просмотра у Вас должен быть включен Javascript /ООО «ИМПЕЛ», г. Казань/

V.V. Baushin /IMPEL LLC, Kazan/

Аннотация:

В статье отмечается важность внедрения высоких технологий, влияющих на продолжительность рентабельной эксплуатации месторождения. Рассматриваются такие передовые технологии, как многостадийный ГРП, технология Fishbone и разделение ствола горизонтальной скважины на сегменты, внедрение которых позволяет существенно повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади контакта ствола скважины с продуктивным пластом, а также дает возможность отключения высокообводненных интервалов и предотвращения преждевременных прорывов воды и газа. Показана необходимость изучения зарубежного опыта и создания отечественных аналогов новых высокотехнологичных систем, что позволит повысить рентабельность добычи.

Ключевые слова:

увеличение рентабельности освоения запасов углеводородов, конструкция скважин со сверхдлинным горизонтальным окончанием, многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП), разобщение горизонтального ствола скважины на отдельные сегменты (ICD), технология Fishbone («рыбья кость»), увеличение площади контакта ствола скважины и пласта-коллектора, выравнивание профиля притока по всей длине скважины

Abstract:

The author of the paper notes the importance to introduce high technologies that affect the duration of field profitable operation and consider the advanced technologies such as multi-stage hydraulic fracturing, "Fishbone" technology and the division of a horizontal borehole into segments, the implementation of which can significantly increase well productivity by increasing the contact area of the borehole with productive reservoir. This procedure also makes it possible to exclude highly water-cut intervals from production and to prevent premature water and gas breakthroughs. The author illustrates the necessity to study Western experience and to develop Russian analogues of new high-tech systems, which will increase the production profitability

Key words:

increasing profitability in developing hydrocarbon reserves, well design with an extralong horizontal well-bore, multi-stage hydraulic fracturing (MSHF), division of the horizontal wellbore into separate segments (ICD), "Fishbone" technology, increasing the well-bore contact area with the reservoir, equalization of inflow profile along the entire length of the well-bore

Об авторах about authors:

А.В. Шипулин, к.т.н., /ООО «РНС», г. Санкт-Петербург/

A.V. Shipulin, PhD /RNS LLC, St. Petersburg/

Аннотация:

Проведен сравнительный анализ рентабельности применяемых способов обработки призабойной зоны пласта с целью увеличения ее проницаемости. Сделаны выводы, что большинство технологий – трудоемкие и дорогостоящие и целесообразно применение менее затратных технологий. Рассматриваются более экономичные технологии, применение которых позволяет в значительной степени повысить рентабельность. Показаны возможности применения более экономичных и экологичных технологий: импульсно-волнового способа воздействия на пласт, инерционного гидроразрыва, при котором импульсы давления в зоне перфорации создают за счет инерции массы скважинной жидкости и эффекта гидроудара

Ключевые слова:

обработка прискважинной зоны нефтяного пласта, гидродинамические способы обработки призабойной зоны пласта, гидравлический разрыв пласта (ГРП), торпедирование скважин, импульсно-волновое воздействие на призабойную зону, гидросвабирование, электрогидроимпульсное воздействие, метод георыхления, повышение продуктивности нефтяных и газовых скважин, метод газоимпульсной обработки призабойной зоны пласта, технология газодинамического разрыва пласта, технологии создания гидроударов, импульсно-волновой способ воздействия на пласт, обработка нагнетательных скважин, способ инерционного гидроразрыва пласта

Abstract:

The author of the paper presents a comparative profitability analysis for the applied methods of formation bottom-hole zone treatment so as to increase its permeability and concludes that major available procedures are labor-costly and expensive, and it is advisable to use less expensive ones. The author also considers more economical processes the use of which can significantly increase profitability rate. The paper illustrates the possibilities of using more economical and environmentally friendly procedures, i.e., pulse-wave method to stimulate the formation, inertial hydraulic fracturing, where pressure pulses in perforation zone are created due to inertia of well fluid mass and the effect of hydraulic shock

Key words:

treatment of formation bottom-hole zone, hydrodynamic methods to treat formation bottom-hole zone, hydraulic fracturing (HF), well torpedoing, pulse-wave effect upon the bottom-hole zone, hydro-swabbing, electro-hydro-pulse action, geo-crushing method, increasing the oil and gas well productivity rate, gas-pulse treatment of formation bottom-hole zone, gas dynamic fracturing technology, procedures to arrange hydraulic shocks, pulse-wave effect method upon the formation, treatment of injection wells, method of inertial hydraulic fracturing

Об авторах about authors:

Д.Д. Черных, Е.В. Безверхая, к.т.н., доцент, Н.В. Чухарева, к.х.х., доцент /ФГАОУ ВО «Сибирский федеральный университет», г. Красноярск/

D.D. Chernykh, E.V. Bezverkhaya, PhD, Associate Prof., N.V. Chukhareva, PhD, Associate Prof. /Siberian Federal University FGAOU VO, Krasnoyarsk/

Аннотация:

В статье приведены сведения о текущем состоянии нефтяного и газового сектора Восточной Сибири, представлены ключевые факторы, осложняющие разработку рифейских карбонатных коллекторов. Рассматриваются способы и возможности совершенствования методов кислотного воздействия на призабойную зону пласта, а также перспективы применения технологии кислотного туннелирования в нефтегазовом секторе региона. На основе анализа статистических данных о кислотных обработках призабойных зон и с учетом опыта использования кислотного туннелирования в России сделан вывод о перспективности тиражирования данного метода кислотного воздействия на нефтяных месторождениях Восточной Сибири.

Ключевые слова:

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), геологическое сопровождение эксплуатационного бурения, совершенствование методов кислотного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП), технология кислотного туннелирования (КТ), интенсификация добычи нефти, углубление скважин бурением с регулируемым давлением (БРД), увеличение зоны дренирования скважин методом КТ, увеличение количества рентабельных извлекаемых запасов на нефтяных месторождениях с карбонатными коллекторами

Abstract:

The authors of the paper present the information on the current status of oil and gas sector in Eastern Siberia and provide the  Key factors that complicate the development of Riphean Carbonate reservoirs. They also consider the methods and capabilities to improve the methods of acid composition effect upon the bottom-hole zone of the reservoir, as well as the prospects in applying acid tunneling procedure in oil and gas sector of the region. The authors basing upon the analysis of statistical data related to acid treatments of bottom-hole zones and taking into account the experience of applying acid tunneling process in Russia, make the conclusion that it is promising to replicate this method of acid treatment at the oil fields of Eastern Siberia

Key words:

Kuyumbinskoye oil and gas condensate field (O&GCF), geological support in production drilling, improvement of BH zone acid treatment methods in the reservoir, acid tunneling technology (AT), stimulation of oil production, deepening the wells by using controlled pressure drilling (CPD), increasing the well drainage zone by AT, increasing the number of profitable recoverable reserves at oil fields with Carbonate formations

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н.,  Р.Ш. Тахаутдинов, А.А. Шарифуллин, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, R.Sh. Takhautdinov, A.A. Sharifullin, PhD /Sheshmaoil Management Company LLC, Almetyevsk/

Аннотация:

В статье приведены результаты анализа режима работы добывающих скважин, которые эксплуатируются штанговыми насосными установками и подключены к комплексу оборудования по принудительному отбору газа из затрубного пространства скважины (КОГС). На основе полученных данных сделан вывод о том, что в скважинах, подключенных к КОГС, отмечается устойчивая работа пластов. Это связано с невысоким газовым фактором нефти, эффективностью работы КОГС, осуществляющих откачку и удаление газа из продукции пласта. При этом откачиваемый при эксплуатации КОГС газ не поступает на прием насоса и не оказывает отрицательного влияния на его работу, что позволяет поддерживать невысокое значение давления на приеме и обеспечивает повышение дебита скважины за счет увеличения скорости откачки штанговым насосом

Ключевые слова:

комплексы оборудования по принудительному отбору газа из затрубного пространства скважины (КОГС), снижение забойного давления, повышение дебита скважины путем увеличения скорости откачки штанговым насосом, снижение давления на приеме штангового насоса, эффект разряжения в скважине, максимально возможная депрессия на пласт, газовый фактор нефти

Abstract:

The authors of the paper present the results and the analysis of production well operation mode that are operated by sucker rod pumping units and connected to a set of equipment for forced gas recovery from well annulus (GS – gas separator). Based on the results obtained the authors come to a conclusion that the wells connected to these GS, come to a stable mode of reservoir operation, which is due to low gas-oil ratio (GOR), to the efficiency of GS operation that perform gas pumping-out and its removal from well products. The same time gas pumped-out during the operation of GS, does not come to pump intake and does not adversely affect its operation. This allows maintaining low pressure at pump intake and increasing well flow rate by the growth in speed of sucker rod pump operation.

Key words:

equipment sets for forced gas recovery from well annular space (well-bore gas separator), reduction of bottom-hole pressure, increase in well productivity rate by the increase in sucker rod pumping rate, pressure reduction at sucker rod pump intake, the effect of depression in a well, maximum possible depression upon the reservoir, gas-oil rate (GOR)

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н.,  Р.Ш. Тахаутдинов, А.А. Шарифуллин, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, R.Sh. Takhautdinov, A.A. Sharifullin, PhD /Sheshmaoil Management Company LLC, Almetyevsk/

Аннотация:

Предложен метод расчета давления на приеме насоса по данным промысловых замеров (давления газа в затрубном пространстве и динамического уровня), использующий линейную зависимость давления на приеме от этих параметров. Результаты статистического анализа показывают применимость линейной зависимости для расчета давления на приеме насоса: давление на приеме формируется как сумма затрубного давления газа (равного нулю при вакуумировании) и давления столба жидкости в затрубном пространстве от глубины динамического уровня до глубины спуска погружного штангового насоса. Исследовано влияние затрубного давления газа на формирование забойного давления с учетом проведения откачки газа из скважин. Установлено, что характер влияния затрубного давления газа на забойное определяется относительным положением динамического уровня, глубиной спуска насоса, глубиной залегания работающего пласта. Если подвеска погружного штангового насоса расположена ниже глубины продуктивного пласта, то может возникнуть ситуация, при которой динамический уровень окажется ниже глубины залегания пласта. При анализе режимов работы скважин выявлено 10 % скважин, работающих в указанном режиме. Для категории скважин с динамическим уровнем ниже глубины залегания пласта забойное давление будет соответствовать давлению затрубного газа, в условиях вакуумирования забойное давление будет близко к нулю. Для 10 %-й выборки с динамическим уровнем ниже глубины залегания пласта среднее затрубное давление газа по скважинам (и соответственно забойное давление) равно 0,3 атм

Ключевые слова:

добыча нефти из скважины штанговыми установками, эффективность работы погружного насоса, комплекс оборудования по откачке газа из затрубного пространства скважин (КОГС), метод расчета давления на приеме насоса, забойное давление, приток пластового флюида, штанговые установки с КОГС

Abstract:

The method has been proposed to calculate the inlet pressure based on the data of field measurements (the gas pressure in the annular space and the dynamic level) using the linear dependence of the inlet pressure on these parameters. The results of statistical analysis indicate the applicability of the linear dependence for calculating the pump inlet pressure: the inlet pressure is generated as the aggregate of the annular gas pressure (equal to zero after evacuation) and the pressure of the fluid column in the annular space between the depth of the dynamic level and the depth of downhole sucker rod pump location. The effect of gas pressure in the annulus on the generation of bottomhole pressure was examined, provided that the gas is evacuated from a wellbore. It has been established that the nature of influence of annular gas pressure on bottomhole gas pressure is determined by the relative location of the dynamic level, the depth of pump setting, and the depth of the active reservoir. If the downhole SRP is placed below the depth of the producing formation, a situation may occur where the dynamic level will be below the depth of the formation The analysis of well operation regimes revealed 10 % of wells operating under the mentioned mode. For the wells where the dynamic level is below the formation depth, the bottomhole pressure will be the same as the annular gas pressure; however, after evacuation, the bottomhole pressure will be almost zero. For the 10 % sample of wells with the dynamic level below the formation depth, the average annular gas pressure (and, respectively, the bottomhole pressure) was equal to 0.3 atm.

Key words:

oil production from a well by rod pumping units, efficiency of submersible pump operation, set of equipment for gas extraction from the wellbore annulus, method of pressure evaluation at the pump inlet, downhole pressure, formation fluid influx, rod pumping units with gas separators (GS)

Об авторах about authors:

А.Р. Халилов, К.Г. Садиков, Р. Джимасбе, Д.А. Емельянов, М.Г. Фазлыйяхматов, к.т.н., М.А. Варфоломеев, к.х.н., /Казанский (Приволжский) федеральный университет, г. Казань/

A.R. Khalilov, K.G. Sadikov, R. Jimasbe, D.A. Emelyanov, M.G. Fazlyyyakhmatov, PhD, M.A. Varfolomeev, PhD /Kazan (Volga Region) Federal University, Kazan/

Аннотация:

Описано исследование биметаллической каталитической системы Ni-Co/Al2O3, применяемой для интенсификации генерации водорода в процессе сухого внутрипластового горения тяжелой нефти. Были изготовлены биметаллические катализаторы Ni-Co/ Al2O3(1000) двух видов с температурой прокалки 1000 °C и Ni-Co/ Al2O3(1200) с температурой прокалки 1200 °C соответственно. Анализ термической активности катализаторов проводился с использованием дифференциальной сканирующей калориметрии. На установке «визуальная труба горения» исследовалось влияние данных катализаторов на температурный профиль и ширину фронта горения. Состав газа, образующегося в процессе горения, был проанализирован на газовом хроматографе. Затем был проведен элементный анализ полученной нефти, определены ее вязкость и SARA-состав. Установлено, что использование катализатора Ni-Co/Al2O3(1000) приводит к значительному увеличению выхода водорода, тогда как применение Ni-Co/Al2O3(1200) подобного эффекта не дает.

Ключевые слова:

сухое внутрипластовое горение тяжелой нефти, методы получения водорода, пиролиз, паровой риформинг углеводородного сырья, интенсификация генерации водорода, каталитическое облагораживание сверхтяжелой нефти с использованием сверхкритической воды (СКВ), биметаллический катализатор Ni-Co/Al2O3, малогабаритный реактор VCT (visual combustion tube – визуальная труба горения), увеличение выхода газообразного водорода при сухом горении нефти, термическая переработка углеводородов для получения водород

Abstract:

In this work the bimetallic catalytic system Ni-Co/Al2O3 is studied for intensifying hydrogen generation during dry combustion of heavy oil. Two types of bimetallic catalyst were prepared: Ni-Co/Al2O3(1000) with a calcination temperature of 1000°C and Ni-Co/Al2O3(1200) with a calcination temperature of 1200°C, respectively. The thermal activity of the catalyst was analyzed using differential scanning calorimetry. The effect of these catalysts on the temperature profile and combustion front width was studied using a visual combustion tube. The composition of the gas formed during combustion was analyzed using a gas chromatograph. Then, elemental analysis of the obtained oil was carried out, its viscosity and SARA composition were determined. It was found that the use of the Ni-Co/Al2O3(1000) catalyst leads to a significant increase in the yield of hydrogen, while Ni-Co/Al2O3(1200) does not have a similar effect

Key words:

dry in-situ combustion of heavy oil, methods of hydrogen production, pyrolysis, steam reforming of hydrocarbon raw materials, stimulation of hydrogen generation, catalytic refining of extra-heavy oil using super-critical water (SCW), bimetallic Ni-Co/Al2O3 catalyst, small-sized VCT (visual combustion tube) reactor, increasing the yield of gaseous hydrogen during the process of dry combustion of oil, thermal processing of hydrocarbons for hydrogen production

Об авторах about authors:

А.П. Сметанников, Д.В. Масленников /ООО «Цифра», г. Москва/ A.P. Smetannikov, D.V. Maslennikov /Tsyfra LLC, Moscow/

Аннотация:

Обозначены основные причины низкой рентабельности добычи трудноизвлекаемых запасов. В качестве одного из наиболее эффективных способов снижения операционных затрат рассматривается применение цифровых двойников. Описаны основные функции и алгоритмы цифровых двойников, показаны возможности и преимущества их применения. Рассказывается о разработке отечественной компании – цифровом двойнике газоконденсатного актива, охватывающем весь путь движения углеводородов от границы контура питания скважин до точки сдачи готовой продукции на УКПГ. Как основной путь к повышению рентабельности разработки месторождений рассматривается интеллектуальное месторождение – комплексная система, созданная на основе развития концепции цифровых двойников, объединяющая данные, технологии передовые алгоритмы для автоматизации и оптимизации процессов добычи углеводородов. Показаны основные функции ИМ и задачи, решаемые с помощью интеллектуальных систем, применение которых позволяет значительно сократить затраты на эксплуатацию месторождений и снизить вероятность аварий.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ), цифровые двойники (Digital Twins), цифровые двойники месторождений, алгоритмы цифрового двойника, расчет режима работы оборудования скважин, управление нефтегазовым активом, цифровой двойник газоконденсатного актива, интеллектуальное месторождение, увеличение коэффициента извлечения углеводородов, безопасность разработки месторождений, телеметрия, облачные вычисления, анализ больших данных, искусственный интеллект (ИИ), анализ большого объема данных для подбора геолого-технологических мероприятий (ГТМ), рациональная разработка месторождений

Abstract:

The authors of the paper outline the main reasons of low profitability during operation and production of hard-to-recover reserves and consider the use of digital twins as one of the most effective ways to reduce operating costs. The paper informs on the main functions and algorithms of digital twins, their capabilities and advantages of their application. The authors inform on the development of Russian company – digital twin of gas condensate asset, covering the entire path of hydrocarbon movement from the boundary of well fluid inflowcontour up to final product custody deliver station located at Gas Treatment Station (GTS). Smart field is considered as the main way to increase profitability of field development process. This is an integrated system based on the development of digital twin concept, combining data, procedures and advanced algorithms to automate and optimize the processes of hydrocarbon production. The authors illustrate the main IM functions and tasks resolved with the help of smart systems the use of which may significantly reduce the cost of field operation and reduce the likelihood of accidents.

Key words:

hard-to-recover reserves (HRR), digital twins, digital twins of the fields, digital twin algorithms, calculation of well equipment operation mode, oil and gas asset management, digital twin of gas condensate asset, smart field, increase in hydrocarbon recovery factor, safety of field development process , telemetry, cloud computing, big data analysis, artificial intelligence (AI), analysis of big data volumes for the selection of geological and technological well work-over (WWO) plans, rational field development

Об авторах about authors:

П.В. Бурков1,2, д.т.н., проф., А.Э. Волков2, Д.В. Ефимов2, 1.Томский государственный архитектурно-строительный университет, г. Томск, 2. Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск

P.V. Burkov1,2, DSc, Prof., A.E. Volkov2, D.V. Efimov2 1. Tomsk State University of Architecture and Building, Tomsk, 2. National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk

Аннотация:

В статье представлен анализ температурных колебаний вблизи свайных оснований нефтегазопроводов на многолетнемерзлых грунтах с использованием данных термометрических скважин. Исследование выявило значительное влияние температуры окружающей среды на температуру грунта на малых глубинах и преобладание таких факторов, как теплопроводные свойства грунта в более глубоких слоях грунта. Применение методов машинного обучения, в частности алгоритма градиентного бустинга, позволило достичь высокой точности прогнозирования температурных изменений. Показана значимость интеграции температурных данных и алгоритмов машинного обучения для получения более полного представления о тепловых процессах в грунте.

Ключевые слова:

потеря устойчивости опор нефтегазопроводов в арктических регионах, методы оценки технического состояния трубопроводов, термометрические скважины, изучение влияния характеристик грунта на температурные изменения вокруг свайных конструкций, методы машинного обучения, предсказательная модель, алгоритм градиентного бустинга, прогнозирование температурных колебаний в многолетнемерзлом грунте

Abstract:

This article presents an analysis of temperature fluctuations near pile foundations of oil and gas pipelines using data from thermometric wells. The study identified a significant influence of ambient temperature at shallow depths and the predominance of other factors, such as the thermal conductivity of the soil, at greater depths. The use of machine learning methods, particularly the gradient boosting algorithm, achieved high accuracy in modeling temperature changes. The work highlights the importance of integrating temperature data and machine learning algorithms to enhance the understanding of thermal processes in the soil.

Key words:

loss of stability with oil and gas pipeline supports in the Arctic regions, methods to assess pipeline technical status, thermometric wells, study of soil parameter effect upon temperature changes around pile structures, methods of machine learning, predictive model, boosting gradient algorithm, prediction of temperature fluctuations in permafrost soil

Об авторах about authors:

М.Г. Дмитриев, В.С. Гимпу, А.Ш. Хабибулин, А.М. Галимов, Н.А. Бурмистров, С.А. Серебрянский, А.Р. Ишкаев, Р.В. Мансуров/ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/

M.G. Dmitriev, V.S. Ghimpu, А.Sh. Khabibulin, A.M. Galimov, N.A. Burmistrov, S.A. Serebryanskiy, A.R. Ishkaev, R.V. Mansurov /Gazprom Dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

Ухудшение геолого-технологических условий эксплуатации УКПГ-15 потребовало совершенствования технологии подготовки газа Северо-Уренгойского месторождения, что не было предусмотрено проектом. В статье описаны технические решения, направленные на оптимизацию процесса компримирования газа на УКПГ-15, которые обеспечат плановую добычу углеводородов. Данные решения будут реализованы после ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции (3 очередь) на головных УКПГ и являются наиболее целесообразным способом обеспечения работы фонда скважин и надежной транспортировки газа в Единую газотранспортную систему. Описанные мероприятия позволяют обеспечить функционирование добывающего комплекса сеноманской залежи до конца срока разработки Северо-Уренгойского месторождения.

Ключевые слова:

добыча газа, сеноманская залежь, Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (УНГКМ), Северо-Уренгойское месторождение, завершающий период разработки месторождения, системы газосборных коллекторов (ГСК), установка комплексной подготовки газа (УКПГ), цех очистки газа (ЦОГ), дожимная компрессорная станция (ДКС), газоперекачивающие агрегаты (ГПА), межпромысловый коллектор (МПК), совместная эксплуатация газовых промыслов с использованием трубопроводов МПК, технология трехступенчатого компримирования газа на УКПГ, совершенствование системы сбора газа и дожимного комплекса, установка предварительной подготовки газа (УППГ), технологическая схема работы головной УКПГ, промыслы-сателлиты, снижение минимального давления газа на входе в УКПГ, транспортировка подготовленного газа по системе МПК, раздельная транспортировка этансодержащего газа и газа сеноманских залежей по МПК Уренгойского НГКМ

Abstract:

The deterioration of geological and process operation conditions of CGTP-15 (Complex Gas Treatment Plant – 15) required an improvement in gas treatment procedure at North-Urengoy field, that was not provided for in the project. The authors of the paper describe process solutions aimed at optimizing gas compression process at CGTP-15, that will ensure the planned production of hydrocarbons. These solutions will be implemented after the commissioning of booster compressor station (stage 3) at main field gas treatment plant and are the most appropriate way to ensure the operation of the whole well stock and reliable gas transportation into a Unified Gas Transportation system. The described measures make it possible to ensure the functioning of production equipment set at Cenomanian formations till the end of North-Urengoy field development period.

Key words:

gas production, Cenomanian formations, Urengoy oil and gas condensate field (UO&GCF), North-Urengoy field, final period of field development, system of gas gathering headers (GGH), complex gas treatment station (CGTS), gas purification plant (GPP), booster compressor station (BCS), gas pumping units (GPU), inter-field header (IFH), joint operation of gas fields using IFH pipelines, technology of three-stage gas compression at CGTS, improvement of gas gathering system and booster equipment set, preliminary gas reatment unit (PGTU), process scheme of main CGTS operation, satellite fields, reduction in minimum gas pressure at the inlet to CGTS, transportation of treated gas through IFH system, separate transportation of ethane-containing gas and gas from Cenomanianformations through IFH system of Urengoy O&GC field

Об авторах about authors:

Б.М. Гаджимурадов /ООО «ПромАльянс», г. Москва

B.M. Gadzhimuradov /PromAlliance LLC, Moscow/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, связанные с оптимизацией требований нормативно-технической документации при проектировании объектов путем разработки специальной технической документации (СТД), реализация решений которой позволяет достичь существенного экономического эффекта, что способствует повышению экономической рентабельности разработки месторождения. Приведены примеры достижения экономического эффекта благодаря разработке СТД.

Ключевые слова:

обустройство нефтяных и газовых месторождений, разработка специальной технической документации (СТД) в области обеспечения промышленной и пожарной безопасности, оптимизация требований нормативно-технической документации при проектировании объектов, повышение экономической рентабельности разработки месторождения, увеличение количества добывающих скважин с одновременным сокращением расстояний между их устьями, обоснование расположения нефтяных и газовых скважин на одной кустовой площадке, оптимизация требований при проектировании внутрипромысловых автомобильных дорог

Abstract:

The author of the paper considers the issues related to optimizing the requirements of regulatory and technical documents while designing the facilities through the designing of special technical documentation (STD), the implementation of solutions which allows achieving a significant economic effect. This contributes to an increase in economic profitability of field development process. The paper contains the examples of obtaining the economic effect due to designing of STD.

Key words:

сonstruction at oil and gas fields, designing special technical documents (STD) in the area of industrial and fire safety, optimization of regulatory and technical document requirements while designing the facilities, increase in economic profitability of fielddevelopment, increase in number of production wells while reducing distances between their well-heads, justification of oil and gas wells location at a single well pad, optimization of requirements while designing in-field highways

Об авторах about authors:

А.Г. Казанин, к.т.н., д.э.н., М.В. Саркисян, С.О. Базилевич, М.А. Кашик, О.В. Гончуков, /АО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция», г. Мурманск/

A.G. Kazanin, PhD, DSc, M.V. Sarkisyan, S.O. Bazilevich, M.A. Kashik, O.V. Gonchukov /"Marine Arctic Geo-Exploration Expedition" JSC, Murmansk/

Аннотация:

Морская сейсморазведка является ключевым методом, определяющим эффективность и рентабельность разработки шельфовых нефтегазовых месторождений. Статья посвящена анализу современных устройств, таких как донные станции «КРАБ», система подводного позиционирования «Пикет», автоматизированная система управления буксируемыми линиями пневмоисточников «Монокрыло» и беспилотный аппарат «Калан», которые начинают активно применяться в 3D/4D сейсморазведке и ведут к снижению себестоимости шельфовых проектов. Их применение рассматривается на примере реализации проекта «Сахалин-3» и испытаний, проводившихся в 2024 году и подтвердивших надежность и высокую эффективность данных систем и аппаратов. Отмечается, что использование этих разработок способствует повышению точности геофизических данных, снижению затрат, минимизации экологических рисков и оптимизации процесса разработки месторождений. Представлены перспективы использования отечественных инновационных технологий в сложных условиях шельфа

Ключевые слова:

разработка шельфовых нефтегазовых месторождений, морская сейсморазведка, 3D/4Dсейсморазведка, донная сейсмическая станция «КРАБ», беспилотный надводный аппарат «Калан», рентабельность добычи нефти и газа, 4D-мониторинг, донная сейсмическая станция (OBN), система подводного позиционирования «Пикет» , геофизическая модель, система автоматического управления положением буксируемых линий пневмоисточников «Монокрыло», проект «Сахалин-3», повышение точности геофизических данных, минимизация рисков при бурении

Abstract:

Marine seismic exploration is a Key tool for the effective and profitable development of offshore oil and gas fields. This article analyzes modern 3D/4D seismic exploration technologies, such as the seabed node system "CRAB", the hydroacoustic positioning system "Picket", the automated towed line control system "Monowing", and the unmanned surface vehicle "KALAN". The study focuses on their application in the "Sakhalin-3" project and the 2024 field trials, which confirmed the reliability and high efficiency of these systems. Particular attention is given to their impact on improving geophysical data accuracy, reducing costs, minimizing environmental risks, and optimizing field development processes. The paper highlights the prospects for utilizing innovative Russian technologies in challenging offshore environments.

Key words:

development of offshore oil and gas fields, offshore seismic exploration, 3D/4D seismic exploration, "CRAB" bottom sea seismic station, "KALAN" unmanned sea surface vehicle, profitability of oil and gas production, 4D-monitoring, bottom sea seismic station (OBN), "Picket" deep-water positioning system, geophysical model, automatic monitoring system to control the position of towed "Monowing" pneumatic source lines, "Sakhalin-3" project, improving the accuracy of geophysical data, minimizing risks while drilling

Об авторах about authors:

А.Г. Казанин, к.т.н., д.э.н., С.О. Базилевич, Ф.Е. Жилин, А.А. Шепелев, А.В. Литвачук /АО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция», г. Мурманск/

A.G. Kazanin, PhD, DSc, S.O. Bazilevich, F.E. Zhilin, A.A. Shepelev, A.V. Litvachuk /"Marine Arctic Geo-Exploration Expedition" JSC, Murmansk/

Аннотация:

В статье рассматривается роль сейсморазведочного мониторинга в повышении эффективности разработки углеводородных месторождений континентального шельфа. Описаны основные задачи, методы и преимущества применения 4D-сейсморазведки с использованием донных систем. Уделено внимание технологическим вызовам и путям их преодоления в российских условиях, представлен опыт проведения сейсморазведочных исследований 3D/4D на арктическом шельфе и в морской акватории. Сделан акцент на необходимости развития отечественных технологий и нормативной базы.

Ключевые слова:

разработка морских месторождений, управление разработкой месторождений, сейсмические исследования 4D, сейсморазведочный мониторинг, повышение эффективности добычи углеводородов, донные системы (OBN), мониторинг движения водонефтяного и газоводяного контактов в пределах залежи, контроль за изменением пластовых параметров, выявление зон обводненности, донные станции «КРАБ», сейсморазведочные исследования 3D/4D (4С) на арктическом шельф

Abstract:

The authors of the paper discuss the role of seismic exploration monitoring in improving the efficiency of hydrocarbon field development located off-shore the continent. The paper contains the main objectives, methods and advantages of applying 4D seismic exploration using bottom systems. The authors also pay specific attention to process challenges and ways to overcome them in conditions of Russia as well as to the experience in conducting 3D/4D in Arctic offshore area and in deep water regions. They also emphasize the need to develop domestic procedures and regulatory basis for this.

Key words:

off-shore field development, management of field development process, 4D seismic surveys, seismic exploration monitoring, improving the efficiency of hydrocarbon production, sea-bottom systems (OBN), monitoring the movement of water/oil and gas/water contacts within the reservoir, monitoring the changes in reservoir parameters, identification of flooded zones, "CRAB" sea-bottom stations, 3D/4D seismic exploration surveys (4C) at Arctic off-shore regions