Архив журнала

Об авторе about author:

А.В. Щебетов, к.т.н., /АО «НИПЦ ГНТ», г. Москва/

A.V. Shchebetov, PhD /NIPC GNT JSC, Moscow/

Аннотация:

Разработан критерий качества выхода на режим циркуляции бурового раствора, предложена и сформирована система рейтингования бурильщика. Созданное программное обеспечение «Гео- супервайзинг: адаптивное корреляционное обнаружение отклонений давления и расхода бурового раствора» предназначено для предупреждения осложнений при бурении скважин. ПО определяет целевые давление и расход при корректировке и управлении буровым процессом, автоматически выделяет момент запуска насоса и рассчитывает ключевые показатели эффективности для рейтингования действий бурильщика.

Ключевые слова:

строительство скважин, геосупервайзинг работы буровой бригады, буровой экипаж, программа «Геосупервайзинг: адаптивное корреляционное обнаружение отклонений давления и расхода бурового раствора», геолого-технологические исследования (ГТИ), автоматический анализ качества выполнения операции «выход на режим циркуляции» на основе данных ГТИ, выявление эффективности запуска бурового насоса, оценка работы бурового оборудования, платформа адаптивного корреляционного обнаружения отклонений давления и расхода бурового раствора, диагностика состояния ствола скважины и бурильного инструмента

Abstract:

The quality criterion for entering the drilling mud circulation mode and the driller rating system have been developed. The software "Geo supervision: Adaptive Correlation Detection of Drilling Mud Pressure and Flow Deviations" cre ated on its basis is designed to prevent complica tions during well drilling. The software deter mines target pressures and flows for process adjustment and control, automatically identifies moments of pump start-up, and calculates

Key words:

Key words:

well construction, geo-supervision over the drilling crew operations, drilling crew, "Geo-supervision: Adaptive Correlation Detection of Drilling Fluid Pressure and Flowrate Deviations", geological and process surveys (GPS), automatic quality analysis of "access to circulation mode" completions as per GPS data, identification of drilling pump start-up efficiency, assessment of drilling equipment operations, platform for adaptive correlation to detect drill ing fluid pressure and flowrate deviations, diag nostics of wellbore and drilling tool status

Об авторах about authors:

Е.Э. Азанов, О.Г. Грошиков, К.И. Желев, А.А. Спицын, В.В. Хохлачёв, П.А. Шаплыгин,  /ООО «Сервисный Центр СБМ», г. Иркутск/

E.Ae. Azanov, O.G. Groshikov, K.I. Zhelev, A.A. Spitsyn, V.V. Khokhlachev, P.A. Shaplygin /"SBM Service Center" LLC, Irkutsk/

Аннотация:

Представлены результаты внедрения технологии бурения скважин с использованием в качестве промывочного агента газожидкостных смесей (ГЖС) на Ковыктинском ГКМ. Показано, что такая технология в отличие от ранее используемой промывки скважин технической водой обладает целым рядом преимуществ: повышает скорость бурения скважины; снижает потребление воды; уменьшает количество отходов бурения; за счет низкой плотности и высокой выносящей способности ГЖС сокращается время строительства скважины и ее стоимость. Проектирование и подбор комплектующих циркуляционной системы осуществлялись сотрудниками ОП Иркутск, ООО «Сервисный Центр СБМ». Для формирования и нагнетания газожидкостной смеси использовалось отечественное оборудование и стабилизатор (ПАВ) собственной разработки ООО «НПК Спецбурматериалы».

Ключевые слова:

поглощение бурового раствора, бурение в зонах высокоинтенсивных и катастрофических поглощений, Ковыктинское ГКМ, газожидкостная смесь (ГЖС), бурение нефтяных и газовых скважин в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД), роторный устьевой герметизатор, автоматическая герметизация устья скважины, гидрогазовый эжектор ЭГГ, технология бурения с промывкой ГЖС

Abstract:

The authors of the paper present the application results of well drilling process using gas-liquid mixtures (GLM) as a flushing agent at Kovyktinskoye gas condensate field. They illus trate that this technology, unlike the previously used well flushing procedure with well-site water, has a number of advantages: it increases the well drilling speed, reduces water consump tion, reduces the amount of drilling waste, due to GLM low density and its high carrying capacity this process reduce well construction time and well construction cost. The designing and the selection of components for circulation system were carried out by employees of OP Irkutsk, "SBM Service Center" LLC. For GLM mixing-up and its further injection they have used the domestic-made proprietary equipment and stabi lizer (surfactant) designed by "NPK Special Materials" LLC

Key words:

Absorption of drilling mud, drilling in zones with high-intensity and catastrophic mud absorption, Kovyktinskoye GCF, gas-liquid mixture (GLM), drilling of oil and gas wells in conditionsof abnormally low formation pressure (ALFD), rota ry wellhead sealer, automatic sealing of wellhead, hydrogas ejector, drilling procedure with GLM flushing

Об авторах about authors:

П.А. Грошева, Д.И. Шикунов, /ООО НПП «БурениеСпецСервис», г. Саратов/

P.A. Grosheva, D.I. Shikunov /"BurenieSpetsService" NPP LLC, Saratov/

Аннотация:

Поглощение промывочной жидкости остается одним из наиболее тяжелых осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин, в связи с чем поиск эффективных и экономически выгодных решений данной проблемы является актуальным. В статье рассмотрена технология бурения на газожидкостных смесях с применением установки газожидкостного смешивания (установка ГЖС, модель УГЖС 65/21), разработанной ООО НПП «БурениеСпецСервис». Пред- ставлены предпосылки создания установки, принцип ее работы, конструктивные особенности, технические преимущества и результаты практического опыта применения технологии на объектах нефтегазодобывающих предприятий.

Ключевые слова:

строительство нефтяных и газо вых скважин в осложненных геолого-технических условиях, поглощение промывочной жидкости, лик видация поглощений, бурение на газожидкостных смесях, установка газожидкостного смешивания (ГЖС), очистка призабойной зоны с выносом шлама, восстановление циркуляции промывочной жидкости

Abstract:

The absorption of flushing fluid remains one of the most serious challenges in construction of oil and gas wells, and the search for effective and economic attractive solutions of this problem is an urgent one. The author of the paper discusses the drilling technol ogy using gas-liquid mixtures while operating gas- liquid mixing unit (GLM unit, model GLM 65/21), designed by "BurenieSpetsService" NPP LLC. The author also provides the prerequisites to design such a unit, the principle of its operation, design fea tures, technical advantages and the results of practical experience in applying this technology at oil and gas production facilities.

Key words:

сonstruction of oil and gas wells in challenging geological and technical conditions, absorption of flushing fluid, absorption control, drilling with gas-liquid mixtures, gas-liquid mixing (GLM) unit, cleaning of bottomhole zone with sludge removal, restoration of flushing fluid circulation

Об авторах about authors:

Н.Ю. Мойса, к.т.н. Ю.Н. Мойса, к.х.н. /ООО «НПО Химбурнефть», г. Краснодар/

Об авторах about authors:

А.Е. Эмирасанов, /Самарский филиал ООО «РН-Проектирование Добыча», г. Самара/, Е.М. Харламова, / Самарский государственный технический университет (СамГТУ), г. Самара/

Об авторах about authors:

Д.М. Васильев1, к.т.н. С.А. Ханьжин1, М.А. Белов1, Г.М. Юферев2,

1. ЗАО «Ижевский Нефтяной Научный Центр», г. Ижевск  2. ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова, г. Ижевск

D.M. Vasiliev1, PhD, S.A. Hanzhin1, M.A. Belov1, G.M. Yuferev2

1. "Izhevsk Petroleum Scientific Center" LTD, Izhevsk   2. "Udmurtneft" PJSC, named after V.I. Kudinov, Izhevsk

Аннотация:

Поднята проблема качества крепления скважины. Анализируются инциденты, возникающие при креплении боковых стволов скважин на месторождениях Удмуртской Республики (2019–2025 гг.) с фоку сом на пласты среднего отдела каменноугольной системы. Выявлены основные факторы риска при креплении боковых стволов: непрохождение и прихват хвостовика, рост давления, преждевременный стоп и обратный переток после цементирования. Проведен анализ причин инцидентов при креплении боковых стволов скважин, мероприятий по предупреждению и полученных результатов. На основании проведенных исследований сделаны выводы о том, что решающим фактором, обеспечивающим устойчивость стенок, является состав бурового раствора. Сокращение времени от момента вскрытия до момента крепления бокового ствола позволяет снизить вероятность возникновения инцидентов.

Ключевые слова:

крепление скважины, заколонная циркуляция, боковой горизонтальный ствол  (БГС), реконструкция скважин, крепление боковых стволов, факторы риска при креплении боковых стволов, строительство боковых стволов, повышение давления при цементировании боковых ство - лов, устойчивость ствола скважины в интервалах вскрытых аргиллитов, минерализованный крах -мально-биополимерный буровой раствор с добавками неорганических (хлорид калия) и органиче -ских (асфальтен) ингибиторов набухания глин, сокращение цикла бурения боковых стволов

Abstract:

The authors of the paper discuss the problem of the well casing and analyze the incidents that occur during the well side-track casing operations at the fields of Udmurt Republic (2019–2025) with a focus on formations allo cated to middle section of Carboniferous sys tem. They have identified the main risk factors related to side-track casing: liner non-passage and sticking, pressure growth, premature stop and reverse cross-flow after cementing. They also have performed the analysis of incidents during side track casing operations, preventing measures and the results obtained. Basing upon the conducted studies, the authors made the conclusions that the composition of drilling fluid is the decisive factor that ensure the borehole stability. Reduction in time from the moment of formation penetration to the moment of side-track casing reduces the likeli hood of incidents.

Key words:

Well casing, annulus circulation, lateral horizontal shaft (Side-Track), well reconstruction, side-track casing, risk factors while casing side-tracks, construction of side tracks, pressure increase during side-track cementing operation, borehole stability in the intervals of penetrated mudstones, mineralized starch-biopolymer drilling mud with inorganic additives (chloride potassium) and organic (asphaltene) clay swelling inhibitors, reduction in side-track drilling cycle

Об авторах about authors:

Д.С. Криволапов,  Д.А. Лобастов, А.М. Мещерская, Д.О. Минигалиева, А.Ю. Кудрявцев, В.А. Силаев /ООО «Технологическая Компания Шлюмберже», г. Москва/

D.S. Krivolapov, D.A. Lobastov, A.M. Mesherskaya, D.O. Minigalieva, A.Yu. Kudryavtsev, V.A. Silaev /TCS, Moscow/

Аннотация:

Представлен первый опыт применения технологии Managed Pressure Cementing (MPC) при ступенчатом цементировании эксплуатационной колонны через муфту ступенчатого цементирования (МСЦ) в условиях узкого окна давлений. Рассмотрены особенности планирования и выполнения операции с использованием оборудования Managed Pressure Drilling (MPD), гидравлического моделирования и регулирования противодавления для поддержания эквивалентной циркуляционной плотности в безопасных пределах. Реализованный комплексный подход позволил успешно выполнить цементирование без поглощений, проявлений и дополнительных изоляционных работ, подтвердив эффективность технологии для строительства скважин в осложненных геолого-технических условиях.

Ключевые слова:

строительство скважин в осложненных геолого-технических условиях, цементирование обсадных колонн, технология Managed Pressure Cementing (MPC), бурение с регулированием давления (Managed Pressure Drilling, MPD), применение MPC при цементировании хвостовиков в условиях узкого диапазона давлений, применение технологии MPC при цементировании хвостовика в условиях ката строфических поглощений, применение технологии MPC при ступенчатом цементировании эксплуатационных колонн через муфты ступенчатого цементирования (МСЦ), применение технологии MPC при цементировании эксплуатационной колонны ∅178 мм через МСЦ в условиях отсутствия технологически реализуемого окна, бурение наклонно направленной скважины, комплексный подход по ступенчатому цементированию через МСЦ с регулированием давления, качественное цементирование эксплуатационной колонны, герметичность цементного кольца

Abstract:

This paper presents the first application of Managed Pressure Cementing (MPC) technology for stage cementing of a produc tion casing through a stage cementing collar under narrow pressure window conditions. The paper describes the plan ning and execution of the operation using Managed Pressure Drilling (MPD) equipment, hydraulic modeling, and surface backpressure management to maintain the equivalent circu lating density (ECD) within the safe operating window throughout the cementing process. The integrated approach enabled successful cementing without lost circulation, well influxes, or additional remedial cementing operations, demon strating the effectiveness of the technology for well construc tion in challenging geology conditions.

Key words:

well construction in challenging geological and technical conditions, casing cementing, Managed Pressure Cementing (MPC) technology, Managed Pressure Drilling (MPD), application of MPC to cement the liners in a narrow pressure range, application of MPC technology to cement the liner in con ditions of catastrophic mud absorption cases, application of MPC technology for step-by-step cementing of production columns through multi-stage cementing couplings (MCC), applications of MPC technology to cement ∅178 mm production column through the MCC in cases with the absence of technologically feasible window, drilling of inclined-deviated (directional) well, an inte grated approach to multi-stage cementing through the MSC with managed pressure control, high-quality cementing of production column, tightness of cement ring

Об авторах about authors:

А.Е. Мурашко1, Р.Н. Рязанов1, М.Е. Коваль2,3, к.т.н

1. ООО «Интеллект – Развитие – Технологии», г. Тюмень,  2. Самарский филиал «РН-Проектирование-Добыча», г. Самара,  3. Самарский государственный технический университет, г. Самара

Murashko1, R.N. Ryazanov1, A.E. Koval2,3, PhD

1. Intellect-Development-Technologies LLC, Tyumen, 2. Samara branch of "RN-Proektirovaniye Dobycha" LLC, Samara, 3. Samara State Technical University, Samara

Аннотация:

Представлен подход к оценке планирования цементирования скважин на основе двух интегральных показателей: индекса качества и индекса безопасности. Индекс качества отражает соответствие дизайна работ рекомендациям по вытеснению бурового раствора, центрации, реологическим и плотностным параметрам. Индекс безопасности характеризует риски, связанные с гидроразрывом пласта, газонефтеводопроявлениями и механическими ограничениями. Показано, что использование индексов позволяет оперативно выявлять проблемные зоны, формировать инженерные рекомендации и сокращать время принятия решений при планировании цементирования. Предложенный подход рассматривается как объяснимая форма интеллектуальной поддержки принятия решений, поскольку система не только рассчитывает интегральные показатели, но и раскрывает причины отклонений, ранжирует проблемные зоны и предлагает направления корректировки расчетного дизайна.

Ключевые слова:

строительство нефтяных и газовых скважин, цементирование скважин, герметичность заколон -ного пространства, газонефтеводопроявления, межколонные перетоки, планирование цементирования скважин, программные средства планирования цементирования скважин, программное обеспечение CemLife, применение индекса качества и индекса безопасности в CemLife

Abstract:

The paper presents an approach to evaluating well cementing design implemented in the CemLife soft ware product using two integral indicators: the quali ty index and the safety index. The quality index reflects the compliance of the job design with recom mendations for mud displacement, centralization, and rheological and density parameters. The safety index characterizes risks associated with formation frac ture, kicks, and mechanical limitations. The study shows that the use of these indices makes it possible to quickly identify problem areas, generate engineer ing recommendations, and reduce decision-making time during cementing planning. The proposed approach is considered as an explainable form of intelligent decision support, since the system not only calculates integral indicators but also reveals the causes of deviations, structures the assessment results, and provides engineering recommendations for design improvement.

Key words:

сonstruction of oil and gas wells, well cementing, annulus leak-proof, gas/oil/water show, column-to-column cross-flows, planning of well cementing operations, software to plan well cementing operations, "CemLife" software, application of quality index and safety index in "CemLife"

Об авторах about authors:

В.В. Прохоров, С.Е. Чернышов, д.т.н., В.В. Дерендяев, /Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ), г. Пермь/

V.V. Prokhorov, S.E. Chernyshov, DSc., V.V. Derendyaev /Perm National Research Polytechnic University (PNRPU), Perm/

Аннотация:

Представлены результаты экспериментальных исследований по модифицированию тампонажного раствора каучуками различной химической природы для обеспечения герметичности крепи скважин. С использованием метода двухфакторного планирования эксперимента и дисперсионного анализа количественно оценена статистическая значимость влияния типа добавки и ее концентрации на пределы прочности тампонажного камня при изгибе и сжатии. Установлено, что тип каучука является значимым фактором для всех сроков твердения, а концентрация – для прочности на изгиб. Обоснован оптимальный диапазон концентраций вводимых добавок от 2 до 6 %. Полученные результаты могут быть использованы при обосновании рецептур тампонажных составов, обеспечивающих сохранение изолирующей способности цементного кольца.*

Ключевые слова:

гидроразрыв пласта (ГРП); обеспечение сохранности герметичности крепи; тампонажный камень (ТК); цементирование обсадных колонн; само восстанавливающийся тампонажный камень; эластомеры; математическое обоснование концентрации вводи мой добавки в тампонажный состав; метод двухфакторного планирования эксперимента; оценка технологической применимости тампонажных составов; тампонажный камень, модифицированный каучуками; оценка прочности тампонажного камня на сжатие; самовосстанавливающая добавка каучука, прочностные характеристики ТК; коэффициент самовосстановления ТК; влияние различных видов каучука и их концентрации на прочностные свойства ТК

Abstract:

The authors of the paper present the results of experimental studies related to the modifica tion of cement mortar with the use of elastic rubber of various chemical nature to ensure the tightness of well casing. Using the method of two-factor experiment planning and dispersion analysis, the authors have evaluated the statisti cal significance of this additive effect and their concentration upon the limits of cement stone bending features and compression strength. It was found that the type of elastic rubber is a significant factor for all periods of its hardening, while their concentration is significant for bend ing strength. They also defined the optimal range of 2% to 6% concentrations for the added addi tives. The obtained results can be used to justify the formulations of cement mortar that ensure the provision of cement stone insulating properties.

Key words:

hydraulic fracturing (HF); ensuring the tightness of cement stone; cement stone (CS); cementing of casing columns; self-healing squeez ing cement stone; elastomers; mathematical justi fication of additives concentration that are added cement mortar; two-factor method of experiment planning; evaluation of cement mortar applicabili ty; cement stone modified with elastic rubbers; evaluation of cement stone strength and its com pression; self-healing additive of elastic rubber; strength parameters of CS; CS self-healing factor; the effect of various elastic rubber types and their concentration upon the strength properties of CS

Об авторах about authors:

А.А. Колесников1, А.В. Смородин1, Д.А. Фролов1,3, Е.С. Ширяев2,3, Этот e-mail адрес защищен от спам-ботов, для его просмотра у Вас должен быть включен Javascript , И.В. Петров2

1. АО «Самаранефтегаз», г. Самара,  2. Самарский филиал ООО «РН-Проектирование Добыча», г. Самара,  3. ФГБОУ ВО «СамГТУ», г. Самара

A.A. Kolesnikov1, A.V. Smorodin1, D.A. Frolov1,3, E.S. Shiryaev2,3, I.V. Petrov2

1. JSC Samaraneftegaz, Samara, 2. Samara branch of "RN-Proektirovaniye Dobycha" LLC, Samara, 3. "SamSTU" Federal State Budgetary Educational Institution, Samara

Аннотация:

Рассмотрена тематика снижения негативного влияния коррозионных процессов на добычу нефти. Исходя из определенных условий добычи проведена оценка текущей ситуации, рассмотрено влияние коррозионных процессов на отдельные узлы оборудования при эксплуатации скважин с УЭЦН, осуществлен анализ отказов. На основании полученных результатов предложены рекомендации по увеличению межремонтного периода работы скважин с учетом доступности технологий и наибольшей технико- экономической эффективности.

Ключевые слова:

глубинно-насосное оборудование (ГНО), отказы ГНО, насосно-компрессорные трубы (НКТ), коррозия НКТ, отказы НКТ, электроцентробежный насос (ЭЦН), коррозия узлов подвески ЭЦН, коррозия насосного оборудования, технологии защиты от коррозии, коррозионно-стойкие материалы, протекторная защита, электрохимическая защита погружного оборудования

Abstract:

This article examines the topic of reducing the negative impact of corrosion processes on oil production. Based on specific production condi tions, the current situation is assessed, the impact of corrosion processes on individual equipment components during well operation with ESPs is examined, and a failure analysis is conducted. Based on these findings, recom mendations are proposed for increasing well runtimes, taking into account technology avail ability and the highest technical and economic efficiency

Key words:

downhole pumping equipment (DPE), DPE failures, tubing, tubing corrosion, tub ing failures, electric submersible pump (ESP), ESP suspension unit corrosion, pumping equip ment corrosion, corrosion protection technolo gies, corrosion-resistant materials, sacrificial protection, electrochemical protection of sub mersible equipment

Об авторах about authors:

С.С. Курдюмов, Р.Р. Ялалетдинов, И.Ф. Яхин, А.О. Ухин, Л.Д. Хасанов,  Г.А. Усманова, /ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/

S.S. Kurdyumov, R.R. Yalaletdinov, I.F. Yakhin, A.O. Ukhin, L.D. Khasanov, G.A. Usmanova /Gazprom Dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

Для борьбы с углекислотной коррозией при разработке ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения применяется азотсодержащий ингибитор коррозии. Ингибитор коррозии является поверхностно-активным веществом, который при взаимодействии с добываемой водой может образовывать стойкую эмульсию. Наличие в системе комплексной подготовки газа и системе утилизации сточных вод эмульсии приводит к нарушению работы технологического оборудования. В данной статье описывается проблема применения ингибитора коррозии и его влияния на эффективность технологического оборудования; проводится анализ полученных результатов промысловых испытаний, проведенных на газоконденсатном промысле № 21.

Ключевые слова:

освоение ачимовских отложений, Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), подготовка конденсатсодержащего газа ачимовских отложений, метод низкотемпературной сепарации (НТС), коррозионно-агрессивные условия освоения ачимовских отложений, ингибитор коррозии, защита трубопроводной обвязки газоконденсатных скважин от углекислотной коррозии, наличие в пластовой воде раствора ингибитора коррозии, образование стойкой эмульсии на границе «пластовая вода – газовый конденсат», установка комплексной подготовки газа (УКПГ), влияние ингибитора коррозии на эффективность технологического оборудования, испытания по оценке влияния ингибитора коррозии на эффективность технологического оборудования, испытания по снижению расхода ингибитора коррозии

Abstract:

In order to control carbon dioxide corrosion while developing Achimov deposits of Urengoy oil and gas condensate field the operator uses nitrogen-contain ing corrosion inhibitor. This corrosion inhibitor is a surfactant that, when interacting with the produced water, can form stable emulsion. The presence of an emulsion in the integrated gas treatment system and in wastewater disposal system leads to malfunctions in process equipment. The authors of this paper describe the problem with the use of corrosion inhib itor and its effect upon the process equipment effi ciency. The paper also contains the analysis of field test results performed at gas condensate field # 21.

Key words:

development of Achimov deposits, Urengoyskoye oil and gas condensate field (OGCF), treatment of Achimov deposit condensate- containing gas, low-temperature separation (LTS) method, cor rosive/aggressive conditions of Achimov deposits development process, corrosion inhibitor, protection of gas condensate wells pipeline fittings from carbon dioxide corrosion, presence of corrosion inhibitor solution in formation water, formation of a stable emulsion at the boundary between formation water and gas condensate, integrated gas treatment station (GTS), the effect of corrosion inhibitor upon the effi ciency of process equipment, tests to assess the effect of corrosion inhibitor upon the efficiency of process equipment, tests to reduce the consump tion of corrosion inhibitor

Об авторах about authors:

Д.Ю. Корякин И.И. Зайнуллин И.Ф. Яхин, Т.А. Фазылов Г.А. Усманова,  А.Р. Ишмухаметов /ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/                                                                                                             D.Y. Koryakin, I.I. Zainullin, I.F. Yakhin, T.A. Fazylov, G.A. Usmanova, A.R. Ishmukhametov /Gazprom Dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

В процессе производственной деятельности промысловых объектов ООО «Газпром добыча Уренгой» происходит образование промышленных и хозяйственно-бытовых сточных вод. Сточные воды объектов подготовки газа проходят поэтапный цикл очистки от загрязняющих веществ и утилизируются в поглощающие горизонты. В ходе эксплуатации были решены вопросы, связанные с образованием эмульсии, и увеличена эксплуатационная надежность системы сбора и очистки сточных вод. В статье приведен анализ эффективности работы системы очистки сточных вод ГКП-21 и представлены мероприятия по оптимизации ее работы и повышению эксплуатационной надежности.

Ключевые слова:

освоение ачимовских отложений, сточные воды, технология утилизации предварительно очищенных сточных вод в глубокозалегающие подземные горизонты, установка очистки сточных вод, наличие в пластовой воде раствора ингибитора коррозии, образование стойкой эмульсии на границе «пластовая вода – газовый конденсат», модернизация отстойника пластовой воды, оптимизация процесса очистки отстойника пластовой воды

Abstract:

In course of industrial operation of Gazprom Dobycha Urengoy production facilities, they gen erate industrial and household/domestic waste water. Wastewater from gas treatment facilities undergoes a phased cycle of treatment from pol lutants and is disposed into absorption horizons. During their operation, the authors have resolved the issues related to formation of emulsion; and have increased the operation reliability of waste water gathering and treatment systems. The paper contains the efficiency analysis of GCF-21 wastewater treatment system operation and pro vides for the measures to optimize its operation and to improve operational reliability.

Key words:

development of Achimov deposits, wastewater, technology to dispose pre-treated wastewater into deep-lying subsurface horizons, wastewater treatment plant, presence of corro sion inhibitor solution in formation water, forma tion of stable emulsion at the boundary between formation water and gas condensate, upgrading formation water settler, optimization of formation water treatment settler

Об авторах about authors:

Е.Н. Перевощиков1, Этот e-mail адрес защищен от спам-ботов, для его просмотра у Вас должен быть включен Javascript Ш.Х. Султанов1,2, д.т.н.,

1. Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа,  2. Академия наук Республики Башкортостан, г. Уфа

E.N. Perevoschikov1, Sh.Kh. Sultanov1,2, DSc

1. Ufa State Petroleum Technical University, Ufa,  2. Academy of Sciences in Republic of Bashkortostan, Ufa

Аннотация:

Освоение скважин в ачимовских отложениях Уренгойского мегавала после их глушения при капи -тальном ремонте или после бурения в сложных горно- геологических условиях характеризуется сложностями, вызываемыми кольматацией коллектора, которая, в свою очередь, обуславливается использованием утяжеленного бурового раствора на основе барита. Дополнительным осложняющим фактором вывода скважин «на режим» также являются неблагоприятные фильтрационно-емкостные свойства и характеристики самих пластов ачимов -ских отложений. В статье представлены результаты лабораторных исследований возможностей деструктуризации баритовых «корок» в скважинах на основе разработанного химического реагента.

Ключевые слова:

глушение скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), вскрытие интервалов пластов с аномально высоким пластовым давлением, утяжеленные буровые растворы и жидкости глушения с соединениями барита, образование баритовых корок на стенках ствола скважины, снижение проницаемости призабойной зоны пласта, технологии ликвидации баритовых корок, ачимовский нефтегазоносный комплекс Уренгойского мегавала, разработка реагента и технологии для деструкции соединений барита в скважинах

Abstract:

The development of wells in Achimov formations of Urengoy megalithic bank after they were killed at the stages of well overhaul or drilling in chal lenging mining and geological conditions is char acterized by difficulties caused by formation plugging, which, in turn, is caused by the use of barite-based weighted drilling mud. The unfavor able filtration and capacitance properties and characteristics of Achimov formations are also the additional complicating factor in bringing the wells into operation. The authors of the paper present the results of lab studies related to the possibilities of destructing barite "crusts" effects in wells based on the designed chemical reagent.

Key words:

killing the wells with abnormally high formation pressure (AHFP), penetration into the intervals of formations with abnormally high formation pressure, weighted drilling muds and well-killing fluids with barite compounds, forma tion of barite crusts on the walls of borehole, reduction of permeability in reservoir bottomhole zone, technologies to control barite crusts, Achimov oil and gas structural complex in Urengoy megalithic bank, designing the reagent and tech nologies to destruct barite compounds in wells

Об авторах about authors:

Е.Н. Перевощиков1,  Ш.Х. Султанов1,2, д.т.н.,В.М. Чиликин1,

1. Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа,  2. Академия наук Республики Башкортостан, г. Уфа

E.N. Perevoschikov1, Sh.Kh. Sultanov1,2, DSc, V.M. Chilikin1

1. Ufa State Petroleum Technical University, Ufa, 2. Academy of Sciences in Republic of Bashkortostan, Ufa

Аннотация:

В настоящее время с целью глушения скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) применяются растворы с утяжелителями на основе сульфата бария (барита). Они позволяют эффективно и безопасно проводить работы по смене внутри скважинного оборудования и ликвидации межколонного давления, ремонтно-изоляционные работы и т. д. Однако в условиях ухудшенных фильтрационно- емкостных свойств ачимовских отложений Уренгойского мегавала использование утяжеленных растворов приводит к осаждению тяжелых частиц барита и кольматации призабойной зоны пласта. Это, в свою очередь, обуславливает снижение тех нологических показаний скважины после проведения процедуры глушения. В статье представлен анализ влияния процедуры глушения на производительность скважин. Отмечается снижение почти на 50 % коэффициента продуктивности при неизменности энергетического состояния (пластового и забойного давления). Приведены результаты проведения процедуры повторного гидроразрыва пласта с целью восстановления технологических показателей добы - вающих скважин.

Ключевые слова:

ачимовские отложения, Уренгойский мегавал, кольматация продуктивного пласта, первичное вскрытие и глушение продуктивных пластов с АВПД, утяжеленные растворы на основе сульфата бария, баритовые корки на стенках скважин, снижение эффективной проницаемости призабойной зоны пласта, оценка влияния утяжеленных жидкостей глушения на продуктивность скважины, отложение тяжелых частиц барита в околоскважинном пространстве, гидроразрыв пласта (ГРП), химическая обработка перед ГРП, применение после ГРП жидкостей очистки

Abstract:

Currently, the solutions with weighting agents based on barium sulfate (barite) are used for killing the wells with abnormally high formation pressure (AHFP). They make it possible carry out efficiently and safely the operations on changing downhole equipment and eliminating inter-col umn pressure, during water shut-off jobs, etc. However, in conditions of degraded filtration and capacitance properties of Achimov formations in Urengoy megalithic bank, the use of weighted solutions leads to the deposition of heavy barite particles and clogging in formation bottom-hole zone. This, in its turn, leads to a decrease in well process parameters well after well-killing opera tion. The authors of the paper present the analy sis well-killing process effect upon well produc tivity and note almost 50% decrease in produc tivity factor, while the energy status (formation and bottom-hole pressure) remains unchanged. The paper also contains the results of repeated formation hydraulic fracturing in restoring the production well process parameters.

Key words:

Achimov formations, Urengoy mega lithic bank, clogging in productive formations, pri mary penetration and killing of productive formations with AHFP, weighted solutions based on barium sulfate, barite crusts on well-bore walls, reduction of formation bottom-hole effec tive permeability, assessment of weighted well-killing fluid effect upon well productivity, deposition of heavy barite particles in near-well space, hydraulic fracturing (HF), chemical treat ment prior to formation hydraulic fracturing, appli cation of bore-hole cleaning liquids after hydraulic fracturing

Об авторах about authors:

Ю.А. Агрба,  Е.Н. Зыбарев,  М.Я. Гутовский, Р.Р. Косинский,  П.И. Гилёв, В.А. Карпенко, /ООО «Газпром добыча Ноябрьск», г. Ноябрьск/

Yu.A. Agrba, E.N. Zybarev, M.Ya. Gutovskiy, R.R. Kosinskiy, P.I. Gilyov, V.A. Karpenko /"Gazprom Dobycha Noyabrsk" LLC, Noyabrsk/

Аннотация:

В статье поднята проблема газогидратных (гидратных) образований на удаленных объектах газового производства ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Рассматривается способ ее решения с помощью метанола – ключевого ингибитора гидратообразования. Использование метанола как ингибитора гидратообразования на действующем фонде скважин, в трубопроводах и технологическом оборудовании в сочетании с продуманной логистикой, включающей мультимодальные перевозки, использование контейнеров-цистерн для химических продуктов (КЦХ), цифровых технологий, обеспечивает стабильную и безопасную работу добывающего предприятия в сложных климатических условиях, способствует снижению рисков аварий и экономических потерь.

Ключевые слова:

транспортировка метанола, ингибитор гидратообразования, газогидратное образование в системах добычи газа, предотвращение и ликвидация гидратных пробок, мультимодальные перевозки метанола, контейнер-цистерна для химических продуктов (КЦХ), танк-контейнер, резервуарный метанольный парк, хранение запасов метанола, цифровые логистические инструменты

Abstract:

The authors of the paper discuss the problem of gas hydrate (hydrate) formations at remote gas production facilities of "Gazprom Dobycha Noyabrsk" LLC and consider a procedure to resolve it through the use of methanol, i.e. main inhibitor of hydrate formation. The use of metha nol as hydrate inhibitor at the existing well stock, in pipelines and process equipment, in combina tion with well-thought-out logistics, including multimodal transportation, use of chemical prod uct tank containers (CPTC), digital technologies, ensures stable and safe operation of the produc tion company in challenging climatic conditions and helps in reducing the risks of accidents and economic losses.

Key words:

transportation of methanol, hydrate inhibitor, gas hydrate formation in gas production systems, prevention and elimination of hydrate plugs, multimodal transportation of methanol, chemical product tank container (CPTC), tank-con tainer, methanol tank farm, methanol inventory storage, digital logistics tools

Об авторах about authors:

Р.А. Калманов, В.В. Цилибин, Э.А. Гусейнов, /Научное подразделение «Газпром нефть», г. Санкт-Петербург/

R.A. Kalmanov, V.V. Tsilibin, E.A. Guseynov /Scientific Department of "GazPromNeft", St. Petersburg/

Аннотация:

В статье представлены итоги промышленных испытаний интегрированной системы автоматизации строительства скважин «Цифровая буровая 3.0» (ЦБ 3.0), проведенных в конце 2025 года на одном из месторождений Западной Сибири. Основное внимание уделено подтверждению работоспособности концепции полностью автономного цикла бурения «от клиньев до клиньев». Подробно рассмотрены результаты тестирования ключевых компонентов системы: модуля автоматического управления наклонно направленным бурением «Автослайд», комплекса автоматизированного контроля параметров бурового раствора и технологии удаленного управления проводкой скважины. Описана новая методика количественной оценки качества слайда, включающая показатели «дельта разброса» и «потерянная проходка». На основе полученных данных сделан вывод о технической готовности системы к промышленной экс- плуатациии определены направления дальнейшего развития автономного бурения.

Ключевые слова:

цифровая буровая 3.0, автономное бурение, наклонно направленное бурение (ННБ), удаленное управление наклонно направленным бурением (УННБ), бурение слайдом с функциями автовыставления и автоудержания отклонителя, модуль автоматического управления наклонно направленным бурением «Автослайд», автоматизированный контроль бурового раствора, предиктивная аналитика, цифровизация строительства скважин, методика оценки точности бурения в слайде

Abstract:

The authors of the paper present the results of industrial tests related to "Digital Drilling 3.0" (DD 3.0) integrated well automation well construction system, conducted at the end of 2025 at one of the fields in West Siberia. The main focus aimed at confirming the operability of the concept related to fully autonomous drilling cycle, "from wedges to wedges". The results of testing the key system components are considered in details, including "Autoslide" automatic directional drilling control module, complex for auto mated control of drilling fluid parameters and the technology for remote control over the well drilling operations. The authors describe the new technique of quantifying slide quality, including the "delta spread" and "lost penetration" indicators. Based on the data obtained, the authors make the conclusion on the technical readiness of the system for commercial operation and determine the directions for further development of autonomous drilling process.

Key words:

3.0 digital drilling, autonomous drilling, directional drilling, remote control over the directional drilling, slide drilling with auto-setting and auto-holding functions of whip-stock, "Autoslide" automatic directional drilling control module, automated control over the drilling mud, predictive analytics, digitation in well construction process, method to evaluate drilling accuracy in slide

Об авторах about authors:

А.В. Смородин1, А.В. Черепанов1, А.П. Мельников1, С.В. Суходеев1, Е.С. Ширяев2,3,

1. АО «Самаранефтегаз», г. Самара,  2. Самарский филиал ООО «РН-Проектирование Добыча», г. Самара , 3. ФГБОУ ВО «СамГТУ», г. Самара

A.V. Smorodin1, A.V. Cherepanov1, A.P. Melnikov1, S.V. Sukhodeev1, E.S. Shiryaev2,3

1. "Samaraneftegas" JSC, Samara,  2. Samara branch of "RN-Proektirovaniye Dobycha" LLC, Samara,  3. "SamSTU" Federal State Budgetary Educational Institution, Samara

Аннотация:

В статье представлена методика расчета дебита установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) на основе данных о давлении на приеме насоса и расходно-напорной характеристики (РНХ) насосного оборудования. Предлагаемая методика расчета реализована в программном обеспечении «Теле скоп +». Авторами проекта представлено сравнение расчетных значений дебита по РНХ с фактическими данными, полученными в ходе эксплуатации УЭЦН (замер на АГЗУ/МЗУ). Методика основана на анализе гидродинамических процессов, происходящих в насосе и скважине, и учитывает взаимосвязь между давлением на приеме, характеристиками насоса и дебитом жидкости. Для расчетов используются данные РНХ насоса, которые позволяют определить рабочую точку оборудования при заданных условиях.

Ключевые слова:

контроль дебита скважины, цифровой расходомер, многокомпонентные флюиды, глубинное насосное оборудование (ГНО), алгоритм расчета фактического дебита по жидкости через давление на приеме насоса, расходно-напорные характеристики ЭЦН, деградация характеристик ЭЦН, оперативный мониторинг дебита скважин, программа «Телескоп +», оптимизация режимов работы УЭЦН

Abstract:

This article presents a method for calculating the flow rate of an electric submersible pump (ESP) based on pump intake pressure and the pumping equipment's flow-head characteristic (FHC). The proposed calculation method is implemented in the Telescope+ software. The authors compare the calculated FHC flow rates with actual data obtained during ESP operation (measured at the AGZU/MZU). The method is based on an analysis of the hydrodynamic processes occurring in the pump and well and takes into account the relationship between intake pressure, pump characteristics, and fluid flow rate. The calculations utilize the pump's FHC data, which allows one to deter mine the equipment's operating point under given conditions.

Key words:

well flowrate control, digital flowmeter, multi-component fluids, down hole pumping equipment (DPE), algorithmto calculate actual fluid flow rate by pres sure at pump intake, ECP flow-pressure parameters, ECP degradation parameters, operational monitoring of well flowrate, "Telescope+" software, optimization of ECP operation modes

Об авторах about authors:

Ю.В. Проткова, /ООО «Ачим Девелопмент», г. Новый Уренгой/ Д.В. Масленников, К.В. Стрижнев, д.т.н., доцент, /ООО «Цифра», г. Москва/

Yu.V. Protkova /"Achim Development" LLC, Novy Urengoy/ D.V. Maslennikov, K.V. Strizhnev, DSc, Associate Prof. /"Digital" LLC, Moscow/

Аннотация:

В статье рассмотрено создание и внедрение цифрового двойника газоконденсатного актива на приме ре разработки залежей ачимовской толщи эксплуатационных участков 4А и 5А Уренгойского НГКМ. Представлена архитектура цифрового двойника, основанная на единой композиционной PVT-модели с замкнутым материальным балансом от пласта до точки сдачи продукции и алгоритмах автоматической адаптации к данным телеметрии и промысловых исследований на основе метода максимального правдоподобия. Показано, что применение данного подхода обеспечивает комплексный анализ режимов эксплуатации скважин и промысловой инфра структуры, повышая обоснованность технологических решений и устойчивость добычи.

Ключевые слова:

газоконденсатные место рождения, цифровой двойник газоконденсатного актива (ЦДГА), интеграция физически корректных моделей и алгоритмов анализа данных, подбор оптимальных режимов эксплуатации скважин, Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), сквозная PVT-модель, автоматическая актуализация и адаптация модели на данные промысловой эксплуатации скважин, оптимизация депрессии и режимов эксплуатации скважин, цифровой двойник на основе замкнутого материального баланса и принципа максимального правдоподобия, виртуальная расходометрия, интегрированная модель притока и гидравлики ствола, разработка низкопроницаемых газоконденсатных пластов ачимовской толщи

Abstract:

The authors of the paper discuss the creation and implementation of a digital twin at gas condensate asset using the example with the development of deposits in Achimov formation at production sites 4A and 5A of Urengoy OGCF. They present the architecture of a digital twin based on a single composite PVT model with closed material balance from reservoir to the point of product delivery and the algorithms for automatic adaptation to telemetry and field survey data as based upon maxi mum likelihood method. It is illustrated that the application of this approach provides for a comprehensive analysis of well and field infra structure operating modes, thus increasing the validity of process solutions and sustainability in production.

Key words:

gas condensate fields, digital twin of gas condensate asset (DTGCA), integration of physically correct models and data analysis algorithms, selection of optimal well operation modes, Urengoyskoye oil and gas condensate (UOGC) field, end-to-end PVT model, automatic model actualization and adaptation as per field well operation data, optimization of depression and well operation modes, digital twin as based on closed material balance and the principle of maximum likelihood, virtual flowmetry, integrated model of inflow and hydraulics of well-bore, development of low-permeability gas condensate formations in Achimov formation

Об авторах about authors:

В.М. Хмелевский1 С.И. Грачев2, д.т.н., проф., член-корр. РАН В.В. Юдчиц3, Ю.Ю. Быковских3, В.С. Корепанова1, к.т.н. С.П. Круглов4, Э.А. Туляев5

1. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. Москва , 2. ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень,  3. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. Когалым , 4. ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», г. Когалым,  5. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. Пермь

V.M. Khmelevsky1 S.I. Grachev2, DSc, Prof., Corr. Member at RAS V.V. Yudchits3 Y.Y. Bykovskikh3 V.S. Korepanova1, PhD S.P. Kruglov4 E.A. Tulyaev5

1.  LLC "LUKOIL-Engineering", Moscow, 2. Industrial University of Tyumen, Tyumen, 3.  LLC "LUKOIL-Engineering", Kogalym, 4.  LLC "LUKOIL-Western Siberia", Kogalym, 5. LLC "LUKOIL-Engineering", Perm

Аннотация:

В условиях цифровизации нефтегазовой отрасли технологии искусственного интеллекта все шире применяются для оптимизации системы разработки нефтяных месторождений. Однако эффективность внедрения нейросетевых моделей существенно ограничивается недостаточностью, зашумленностью, неполнотой промысловых данных, особенно на ранних и переходных стадиях разработки место рождений, а также при наличии длительных просто ев скважин. Предложен подход к расширению области примени мости нейросетевых моделей путем формирования представительной выборки на основе генерации физически содержательных синтетических данных. Процесс генерации данных осуществляется с использованием гидродинамического моделирования путем вариации режимов работы нагнета тельных скважин с сохранением баланса объемов закачки по объекту разработки, что реализуется на основе метода кластеризации по триангуляции. Физическая сопоставимость исходных данных и исключение накопленных расчетных искажений достигаются за счет того, что все сценарные расчеты выполняются синхронно от единой точки отсчета – даты последней исторической адаптации гидродинамической модели. Сгенерированный синтетический датасет, включающий обоснованное количество вариаций расчетов показателей приемистости, позволяет восполнить дефицит исторических данных, повысить устойчивость нейросетевых моделей и обеспечить учет нелинейного взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин. Предложенный подход обеспечивает физическую состоятельность обучающей выборки, открывая новые возможности при оптимизации системы под держания пластового давления на любой стадии разработки месторождений, включая объекты с зашумленными данными.

Ключевые слова:

искусственный интеллект при оптимизации системы разработки нефтяных место рождений, расчет оптимальной приемистости нагнетательных скважин, управление заводнением, геолого- гидродинамические модели (ГГДМ), прокси- моделирование на основе методов машинного обучения, нейронные сети (НС), создание синтетических данных методом гибридного моделирования, технологии на основе нейронных сетей по регулированию взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин, нейросетевое моделирование, вариация режимов на нагнетательных скважинах, геолого-промысловый анализ, адаптация существующей системы ППД для обеспечения эффективного вытеснения флюидов и поддержания пластового давления, метод кластеризации на основе триангуляции

Abstract:

As the oil and gas industry digitalizes, AI is increasingly used to optimize field development. However, the effectiveness of neural network models is often limited by field data that is sparse, noisy, or incomplete – especially during early development, transitional periods, or after extended well shutdowns. To solve this, we propose a method to expand the applicability of neural networks by generating a representative training dataset. This is done by creating physically meaningful synthetic data using reservoir simulation. The process involves varying injection well operating modes while maintaining the overall field injection balance, guided by a triangulation-based clustering method. To ensure the synthetic data is physically consistent with real-world conditions and free from cumulative simulation errors, all scenario runs are started from a single, synchronized reference point: the date of the model's last historical match. The resulting synthetic dataset – with a carefully considered number of injection scenarios – helps fill gaps in historical data, improves the stability of neural network models, and captures the complex nonlinear interactions between injectors and producers. This approach ensures the training data is physically valid, opening new opportunities for optimizing pressure maintenance systems at any stage of field development, even when working with noisy data.

Key words:

artificial intelligence in optimizing oil field development system, calculation of optimal well injectivity rate, water-flooding control, geological and hydrodynamic models (GHDM), proxy modeling based on machine learning methods, neural networks (NN), creation of synthetic data using hybrid simulation, neural network-based technologies to regulate mutual inter-influence between production and injection wells, neural network modeling, variation of injection well modes, geological and field analysis, adaptation of existing pressure maintenance (PM) system to ensure effective fluid displacement and maintain formation pressure, clustering method based on triangulation

Об авторах about authors:

Р.М. Амерханов1,2, А.А. Дьяконов2, д.т.н.

1. Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть», г. Альметьевск, 2. Альметьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти», г. Альметьевск

R.M. Amerkhanov,1,2 A.A. Dyakonov, 2Dsc

1. TatNIPIneft R&D Institute of PJSC TATNEFT, Almetyevsk, 2 . Almetyevsk State Technological University "Higher Oil School", Almetyevsk, the Republic of Tatarstan

Аннотация:

Прогнозирование проектного дебита горизонтальных скважин при разработке месторождений сверхвязкой нефти (СВН) методом парогравитационного дренирования (SAGD) является сложной многокритериальной задачей. Традиционные аналитические подходы, включая модель Батлера, обладают ограниченной точностью в условиях геологической неоднородности, а гидродинамическое моделирование требует значительных вычислительных ресурсов. В настоящей работе предложен подход к прогнозированию проектного дебита нефти на основе интеграции методов машинного обучения (МО) и результатов геолого-гидродинамического моделирования (ГГДМ). В ходе исследования выполнен анализ и предобработка данных по 570 скважинам, включающих фильтрационно-емкостные свойства, технологические параметры и результаты ГГДМ. Проведена кластеризация скважин (алгоритм KMeans показал наилучшее качество) для учета локальных геологических особенностей залежей. Среди протестированных алгоритмов машинного обучения (Linear Regression, RandomForest, Gradient Boosting, LightGBM, CatBoost и др.) наивысшую точность прогноза продемонстрировала модель CatBoost с показателем R2 = 0,825. Анализ важности признаков подтвердил физическую обоснованность модели. Апробация подхода при планировании бурения скважины X показала хорошую сходимость результатов машинного обучения с данными гидродинамического моделирования (расхождение не превышает 20 %). Разработанный подход позволяет автоматизировать процесс прогнозирования проектного дебита и может быть использован при планировании бурения новых скважин SAGD.

Ключевые слова:

сверхвязкая нефть (СВН), проектирование разработки месторождений СВН, горизонтальные скважины, парогравитационное дренирование, оценка потенциального дебита горизонтальных скважин при парогравитационном дренировании, методы машинного обучения для моделирования процесса парогравитационного дренирования, кластеризация данных при планировании бурения горизонтальных скважин SAGD на объектах СВН, методы искусственного интеллекта при планировании бурения скважин SAGD, проектный дебит нефти, геолого-гидродинамическое моделирование (ГГДМ), кластеризация скважин по геологическим признакам, модель машинного обучения CatBoost

Abstract:

Forecasting the design flow rate of horizontal wells in the development of high-viscosity oil reservoirs using Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD) is a complex multi-criteria task. Traditional analytical approaches, including the Butler model, have limited accuracy under conditions of geological heterogeneity, while hydrodynamic simulation requires significant computational resources. This paper proposes an approach for predicting the design oil flow rate based on the integration of machine learning (ML) methods and the results of geological and hydrodynamic simulation (G&H simulation). The study involved the analysis and preprocessing of data from 570 wells, including reservoir properties, technological parameters, and G&H simulation results. Clustering of wells was performed (the KMeans algorithm showed the best quality) to account for local geological features of the deposits. Among the tested machine learning algorithms (Linear Regression, RandomForest, Gradient Boosting, LightGBM, CatBoost, etc.), the CatBoost model demonstrated the highest prediction accuracy with an R2 value of 0.825. Feature importance analysis confirmed the physical validity of the model. Approbation of the approach during the drilling planning of well X showed good agreement between the machine learning results and hydrodynamic simulation data (the discrepancy does not exceed 20 %). The developed approach makes it possible to automate the process of forecasting the design flow rate and can be used in planning the drilling of new SAGD wells.

Key words:

ultra-viscous oil (UVO), designing UVO field development, horizontal wells, steam-gravity drainage, evaluation of horizontal well potential flow rate during the process of steam-gravity drainage, machine learning methods to simulate steam-gravity drainage process, data clustering while planning horizontal SAGD wells drilling at UVO objects, methods of artificial intelligence while planning SAGD wells to drill, target oil flow rate, geological and hydrodynamic model ing (GHDM), clustering the wells by geological features, "CatBoost" model of machine learning

Об авторах about authors:

Т.И. Соловьев1, к.т.н., Р.В. Щекалев2, д.с-х.н., Ю.С. Масленникова3,4, к.ф.-м.н., В.М. Нагимов5, к.т.н. Н.Н. Михайлов6, д.т.н.

1. ООО «РусГазАльянс», г. Новый Уренгой,  2. ПАО «Газпром», г. Санкт-Петербург,  3. ООО «СЕНСВЕЛЛ», г. Казань,  4. Казанский федеральный университет, г. Казань, 5. ООО «НЕОВЭЛЛ», г. Казань,  6. Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва

T.I. Solov'ev1, PhD, R.V. Shchekalev2, DSc, Yu.S. Maslennikova3,4, PhD, V.M. Nagimov5, PhD N.N. Mihaylov6, DSc

1. "RusGazAlliance" LLC, Novy Urengoy , 2. "Gazprom" PJSC, St. Petersburg , 3. "SENSEWELL" LLC, Kazan, 4. Kazan Federal University, Kazan,  5. "NEOWELL" LLC, Kazan,  6. Oil and Gas Research Institute, Russian Academy of Sciences, Moscow

Аннотация:

Постоянный мониторинг скважин и эксплуатируемых пластов с возможностью своевременного выявления аномалий их работы является крайне важным для высокодебитных газовых скважин, находящихся на большой удаленности от действующей инфраструктуры. Особую сложность представляет мониторинг скважин с большим отходом от вертикали. В настоящей статье представлена цифровая система постоянного мониторинга работы пласта-коллектора по данным DTS и автоматического выявления аномалий с использованием физически информированных моделей машинного обучения. Система успешно протестирована на одной из газовых скважин с большим отходом от вертикали (БОВ) место рождения акватории Обско-Тазовской губы. Особенность предлагаемого в статье подхода состоит в сочетании численных методов термогидродинамического моделирования с целью оценки текущих параметров пластовых систем по замеренным данным DTS, последующего подбора информационных признаков для обучения ансамбля моделей случайного леса и градиентного бустинга. Используемый стек моделей соответствует современным научно-практическим трендам в области машинного обучения, а сочетание с физическим моделированием обеспечивает не только высокую точность и надежность, но и хорошую интерпретируемость результатов в задачах мониторинга работы пластов- коллекторов.

Ключевые слова:

термометрия, термозондирование пластов-коллекторов, выявление заколонной циркуляции флюидов и притока из нецелевых пластов, автоматизированные системы по своевременному выявлению аномалий в работе пластов-коллекторов, газовые месторождения акватории Тазовской губы, Семаковское месторождение, контроль за работой продуктивных пластов, оптоволоконные системы DTS (Distributed Temperature Sensing), методики автоматической интерпретации температурных данных DTS, цифровая система постоянного мониторинга работы пласта-коллектора по данным DTS и автоматического выявления аномалий с использованием физически информированных моделей машинного обучения (ФИМО), газовые месторождения со скважинами с большим отходом от вертикали (БОВ), термогидродинамическое моделирование (ТГДМ) для оценки текущих параметров пластовой системы, симулятор программно-аппаратного комплекса ПАК NEO

Abstract:

Permanent monitoring of wells and productive reservoirs including the anomalies recognition is critically important for high-rate gas wells located far from existing infrastructure. Monitoring of the extended-reach drilling (ERD) wells is particularly challenging. This paper presents a digital system for permanent reservoir monitoring using DTS data and automatic anomaly detection through physics-informed machine learning models. The system has been successfully tested on the one of ERD gas wells in the Ob-Taz Bay area. The key feature of the proposed approach is the combination of numerical thermohydrodynamic simulation methods to estimate the current reservoir parameters using the measured DTS data, followed by the extraction of the informative features for training an ensemble of Random Forest and Gradient Boosting models. The proposed model stack aligns with the current scientific and practical trends in machine learning, and its integration with the physical modeling ensures not only high accuracy and reliability but also excellent interpretability of results for reservoir monitoring tasks.

Key words:

thermometry, thermal logging of reservoirs and formations, detection of fluid annular circulation and inflow from non-target formations, automated systems for timely detection of anomalies in reservoirs and formations, gas fields in Tazovskaya Bay region, Semakovskoye field, control over the operation of productive formations, DTS (Distributed Temperature Sensing) fiber-optic systems, methods of automatic interpretation of DTS temperature data, digital system for permanent monitoring of reservoir/formation performance based on DTS data and automatic detection of anomalies using physically informed machine learning models (PhIMLM), gas fields with the extended-reach drilling wells (ERD), thermos-hydrodynamic modeling (THDM) to assess current parameters of formation system, simulator of NEO software and hardware (NEO S&H) package

Об авторах about authors:

Д.С. Круглов1, Ж.И. Нурмакова2, к.б.н., Е.В. Егорова2, к.т.н.,

1. ООО «НВ-АСУПроект», г. Москва, 2. ФГБОУ ВО «Астраханский государственный технический университет», г. Астрахань

Аннотация:

Рассмотрены основные проблемы процесса осушки природного газа и регенерации триэтиленгликоля (ТЭГ), включая вспенивание абсорбента, недостаточную циркуляцию, высокое содержание воды в осушенном газе и повышенные потери гликоля в результате уноса продувочного газа и деградации. Показано, что существующая система автоматизации не обеспечивает оперативного и многопараметрического контроля, что приводит к росту энергозатрат, снижению качества обеспечения газа и повышению риска нештатных ситуаций. Для оптимизации режимов работы вводят дополнительное регулирование контроля расхода ТЭГ по подаче влажного газа и содержания влаги, а также применение нейросетевой системы управления, формирующей адаптивные зависимости между входными параметрами (расход газа, содержание влаги, давление ТЭГ) и выходными (расход продувочного газа, мощность нагревателей, расход ТЭГ). Показана возможность сокращения потерь гликоля, повышения стабильности технологического режима и снижения энергопотребления за счет интеллектуальной диагностики и регулирования множества причин отклонений на основе многомерных временных рядов.

Ключевые слова:

подготовка газа, осушка природного газа, автоматизированный процесс осушки газа, регенерация триэтиленгликоля (ТЭГ), вспенивание ТЭГ, потери гликоля, регулирование подачи ТЭГ в абсорбер, нейронные сети, нейросетевые модели диагностики, нейросетевая система регулирования диагностики множественных причин сбоев технологического блока осушки и регенерации ТЭГ на основе многомерных временных рядов

Abstract:

The main problems of the natural gas dehydration process and triethylene glycol (TEG) regeneration are considered, including absorbent foaming, inadequate circulation, high water content in the dehydrated gas, and increased glycol losses due to entrainment with fuel gas and degradation. It is shown that the existing automation system does not provide prompt and multiparameter control, which leads to growing energy consumption, reduced gas quality, and an increased risk of abnormal situations. To optimize operating regimes, an additional control loop for regulating TEG circulation rate according to the flow of wet gas and water content is introduced, along with the application of a neural network control system that forms adaptive relationships between input parameters (gas flow rate, moisture content, TEG pressure in the supply line) and output parameters (fuel gas purge flow rate, heater power, TEG withdrawal rate from the storage tank). The possibility of significantly reducing glycol losses, enhancing the stability of the technological regime, and lowering energy consumption through intelligent diagnostics and regulation of multiple deviation causes on the basis of multivariate time series is demonstrated.

Key words:

gas treatment, natural gas drying, auto mated gas drying process, triethylene glycol (TEG) regeneration, TEG foaming, glycol loss, regulation of TEG supply to the absorber, neural networks, neural network diagnostic models, neural network system to regulate the diagnosis of multiple causes in failures of TEG drying and regeneration process unit based on multi-dimensional time series

Об авторах about authors:

А.В. Гришагин, Д.В. Четверов, А.М. Жараспаев, А.Ю. Карпов, А.Н. Гуров /Самарский филиал ООО «РН-Проектирование Добыча», г. Самара/

A.V. Grishagin, D.V. Chetverov, A.M. Zharaspaev, A.Y. Karpov, A.N. Gurov /"RN-Upstream design" Limited Liability Company, Samara/

Аннотация:

Рассмотрены вопросы инициирования и мониторинга эффективных проектных решений в рамках целенаправленных работ по отысканию корпоративными научно-исследовательскими и проектными институтами ПАО «НК «Роснефть» эффективных (оптимальных) технических и проектных решений и внедрению их в практику на предприятиях нефтегазового комплекса Компании. Приведена статистика распределения инициатив среди инициаторов предложений в реестре эффективных проектных решений на уровне корпоративных проектных предприятий. Освещены вопросы методологии инициирования и мониторинга эффективных технических и проектных решений, в том числе с учетом построения и векторизации матрицы уровней готовности проекта (шкалы зрелости технологии) от базовых исследований до апробированного и проверенного внедрения. Рассмотрены результаты мониторинга применения эффективных проектных решений в ООО «СамараНИПИнефть» за период 2019–2024 гг. Подтверждено превалирование использования собственных инициатив как более востребованных по сравнению с инициативами других корпоративных проектных организаций, эффективные решения которых зависят от региональных условий об устраиваемых регионов и особенностей конструкционно- технологического набора объектов капитального строительства.

Ключевые слова:

оптимизация проектных решений с целью сокращения капитальных и/или эксплуатационных затрат, проектирование обустройства месторождений (ПОМ), эффективные проектные решения (ЭПР), методология оценки готовности проектов TPRL (Technology Project Readiness Level), матрица готовности TPRL, реестр эффективных проектных решения

Abstract:

The article examines the issues of initiating and monitoring effective design solutions within the framework of targeted work to find effective (optimal) technical and design solutions by corporate research and design institutes of PJSC NK Rosneft and their implementation into practice at the enterprises of the Company's oil and gas complex. Statistics are presented on the distribution of initiatives among the initiators of proposals in the register of effective project solutions at the level of corporate design enterprises. The article covers the methodology for initiating and monitoring effective technical and design solutions, including the construction and vectorization of a project readiness level matrix (technology maturity scale) from basic research to tested and proven implementation. The results of monitoring the application of effective design solutions at SamaraNIPIneft LLC for the period 2019–2024 are considered. The prevalence of the use of in-house initiatives has been confirmed as the most in-demand, compared to the initiatives of other corporate design organizations, the effective solutions of which depend on the regional conditions of the regions being developed and the specifics of the design and technological set of capital construction projects.

Key words:

optimization of design solutions in order to reduce capital and/or operating costs, designing the field development (DFD) process, effective design solutions (EDS), TPRL (Technology Project Readiness Level) project readiness assessment methodology, TPRL readiness matrix, register of effective design solutions

Об авторе about author:

Г.О. Голешов, /ООО «БурСервис», г. Южно-Сахалинск/

G.O. Goleshov /"BurService" LLC, Yuzhno Sakhalinsk/

Аннотация:

В современных условиях эксплуатации нефтегазового оборудования вопросы эффективной очистки поверхностей выходят на первый план. Накопление отложений, коррозия и загрязнения способны при водить к снижению производительности, росту затрат на обслуживание и даже к аварийным ситуациям. Одним из наиболее эффективных методов является гидродинамическая очистка под высоким давлением, позволяющая удалять загрязнения без необходимости демонтажа оборудования. В дан ном исследовании рассматриваются результаты применения компанией «БурСервис» технологии гидродинамической очистки резервуаров, теплообменников и емкостей с использованием роботизированного комплекса.

Ключевые слова:

очистка технологического оборудования, метод гидродинамической очистки оборудования, пульсационная очистка оборудования, удаление коррозионных отложений и накипи, гидродинамическая очистка оборудования с использованием роботизированного комплекса, очистка резервуаров вертикальных (РВС), очистка резервуаров горизонтальных (РГС), очистка колонного оборудования, очистка теплообменных аппаратов, очистка технологических трубопроводов

Abstract:

In modern operating conditions of oil and gas equipment, the issues of effective surface cleaning become first propriety ones. Accumulation of sediments, corrosion and contamination can lead to reduced productivity, increased maintenance costs, and even emergencies. One of the most effective methods includes high-pressure hydro dynamic cleaning, which allows the removing of impurities without the need in equipment dis mantling. The author of this study examines "BurService" Co. application results of hydrodynamic process cleaning of tanks, heat exchangers and vessels through the use of robotic equipment set.

Key words:

cleaning of process equipment, method of hydrodynamic equipment cleaning, pulse cleaning of equipment, removal of corrosive sediments and scale, hydrodynamic cleaning of equipment using robotic equipment set, cleaning of vertical tanks (VST), cleaning of horizontal tanks (HST), cleaning of column equipment, cleaning of heat exchangers, cleaning of process pipelines

Об авторах about authors:

А.Е. Рыжов /Аналитический центр «Гидробот», г. Москва/ ORCID: 0009-0007-8349-0154, Д.В. Гарбузов /ООО «Океон», г. Москва/ ORCID: 0009-0000-4816-570X

A.E. Ryzhov /"Gidrobot" Analytical Center, Moscow/ D.V. Garbuzov /"Okeon" LLC, Moscow/

Аннотация:

Резидентные подводные системы – постоянно размещаемые на дне роботизированные комплексы – в 2023 2025 годах прошли коммерческую проверку: дрон Hydrone-R на промысле Njord отработал суммарно более 500 суток без подъема на поверхность. В статье предложена классификация из пяти архетипов, оценена применимость технологии на восьми классах мировых шельфовых месторождений и предложена отраслевая метрика VDSAY – число судо- суток на обеспечение 365 дней подводных работ в году. Выводы верифицированы на трех сценариях российского шельфа.

Ключевые слова:

подводная нефтегазовая инфра структура, резидентные подводные робототехнические системы, архетипы резидентных робототехнических систем, беспроводные системы подводной зарядки, применение резидентных систем для зрелых месторождений, применимость резидентных систем на шельфовых месторождениях, метрика VDSAY (Vessel Days for Subsea Activity per Year), показатель эффективности VDSAY резидентных подводных робототехнических систем

Abstract:

Resident deep-water systems – permanently sea-bottom located robotic complexes – passed commercial test in 2023 – 2025: "Hydrone-R" drone at Njord field worked for more than 500 days (in total) without coming to the surface. The authors of the paper propose the classification that includes five archetypes, evaluate the process applicability at eight classes of global offshore fields, and suggest the VDSAY metric (Vessel Days for Subsea Activity per Year) – vessel days to support 365 days of underwater operations per year. The conclusions were verified by three scenarios at Russian off-shore objects.

Key words:

deep-water oil and gas infrastructure, resident deep-water robotic systems, archetypes of resident robotic systems, wireless under water charging systems, application of resident systems for mature fields, applicability of resident systems at offshore fields, VDSAY metric (Vessel Days for Subsea Activity per Year), VDSAY efficiency indicator of resident deep-water robotic systems