авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 |
-- [ Страница 1 ] --

ТЕМА НОМЕРА:

Развитие информационных

технологий в ОАО «НК «Роснефть»

«В условиях жесткой международной конкуренции экономическое развитие страны

должно определяться главным

образом ее научными и

технологическими преимуществами»

Из послания Федеральному Собранию Президента РФ В.В. Путина, 10 мая 2006 г., Москва

Уважаемые коллеги!

Перед вами второй номер научно-технического вестника ОАО «НК «Роснефть»,

посвященный состоянию и перспективам развития информационных технологий в ком пании и итогам прошедшего в апреле этого года в г. Нефтеюганске научно-технического семинара «Информационные технологии при разработке месторождений».

На сегодняшний день Президентом ОАО «НК «Роснефть» С.М. Богданчиковым поставлен ряд важных бизнес-задач: удержание уровня операционных затрат в усло виях роста инфляции, подготовка к переходу на биржевую торговлю углеводородным сырьем, привлечение в производство новых современных технологий для получения конкурентных преимуществ, сниже ния себестоимости продукции и увеличения добычи. При решении указанных задач важную роль играет уровень разви тия научного потенциала и информационных технологий.

Базовым уровнем является АСУ ТП. На этом уровне налажена система измерений производственных показателей, контроля и управления состоянием объектов и транспорта данных на оперативный уровень. Важная задача, решаемая на базовом уровне, - создание системы контроля качества АСУ ТП начиная от этапа проектирования и заканчивая техниче ским обслуживанием.

Оперативный уровень обеспечивает сбор и доступ к оперативным данным. Для него созданы скоростная и безопас ная инфраструктура системы связи, система гарантированной доставки данных, необходимые архивы и программное обеспечение для доступа к ним, системы нормативного обеспечения бизнеса, формирования и доступа к управленческой отчетности.

Уровень принятия решений – это системы анализа, проектирования, прогнозирования и принятия как тактических, так и стратегических решений. На данном уровне требуется подготовка данных в виде, удобном для анализа по всем аспектам финансово-экономической, производственно-хозяйственной и технологической деятельности, что ведет к повышению каче ства управленческих решений, основанных на комплексном изучении ситуации и достоверной, правильно структурирован ной информации. Для подготовки данных необходимы система электронного проектирования при обустройстве месторож дений, система транспорта и переработки;

система доступа к добычной и другой производственной информации, система доступа и управления хозяйственно-экономической деятельностью;

база знаний компании. Принятие решений – это коллек тивная работа, требующая наличия современного телекоммуникационного оборудования, включая системы видеоконферен ций, комнаты трехмерной визуализации и высокоскоростные средства передачи информации. Кроме того, необходимы инструменты геологического и ситуационного моделирования, прогнозирования и бизнес–планирования, что демонстриру ет переход к новой роли информационных систем как инструмента поддержки принятия решений и снижения рисков.

На верхнем уровне находится система контроля исполнения решений. Для этого создаются системы доставки реше ний до каждого ответственного, электронного документооборота, управления проектами. Важная задача, решаемая на этом уровне, – разработка системы контроля основных производственных показателей (KPI), отражающих практическое исполнение решений и их влияние на бизнес компании. Таким образом, в компании формируется замкнутый информа ционный цикл от производства до руководства компании, и обратно.

В российских компаниях объемы затрат на развитие информационных технологий существенно ниже, чем в запад ных, при одинаковом уровне развития. Экономия средств происходит благодаря эффективному использованию научно технического потенциала и единой стратегии развития. За счет высокой интеграции возможно использование процедур гармонизации данных, что способствует снижению затрат на материально-технические ресурсы, программно-техниче ские средства вследствие эффективного перераспределения и управления скидками при работе с компаниями-поставщи ками. На фоне повышения вычислительных мощностей и необходимости закупки дорогостоящих вычислительных ком плексов мы используем технологии распределенных вычислений, кластерных систем, механизмов виртуализации ресур сов и перераспределения лицензий, Web-доступа, что также же снижает совокупную стоимость владения вычислительны ми комплексами. И, наконец, современный уровень развития информационных технологий в компании позволяет гово рить о начале перехода от внедрения информационных систем к поставке решений и типовых проектов в регионы. Акку мулировав лучший проектный опыт, мы сформулировали для себя принцип, согласно которому речь идет уже не о вне дрении того или иного программного продукта, а о решении той или иной бизнес-задачи посредством информационных технологий. В результате значительно снижаются затраты на внедрение информационных технологий в регионах.

Надеюсь, что материалы научно-технического вестника помогут вам в решении ваших задач.

Вице-президент ОАО «НК «Роснефть»

В.А. Борисенко БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА ОАО «НК «Роснефть»

«Я поздравляю читателей с выходом первой книги «Библиотеки нефтяного инжиниринга» НК «Рос нефть» и надеюсь, что она, как и все последующие выпуски, окажется полезной для всех студентов, аспирантов, ученых и инженеров, выбравших своей профессией нефтяное дело – основу процветания и главную надежду на развитие нашей Родины.»

Президент НК «Роснефть», д.т.н.

С.М.Богданчиков ПЕРВАЯ КНИГА СЕРИИ Р. Эрлагер мл.

Гидродинамические методы исследования скважин.

Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006 г. - 512 с.

В книге изложены методы исследований скважин на нестационарных режимах и соответствующие методики интерпретации, приведены оценки влияния раз личных факторов на результаты исследований, освещены вопросы планирова ния исследований и выбора измерительного оборудования. Рассматриваемые методы исследований иллюстрируются примерами.

Книга предназначена для инженерно-технических работников нефтегазовой отрасли, специалистов научно-исследовательских институтов и высших учеб ных заведений.

ГОТОВЯТСЯ К ПЕЧАТИ 1. James P. Brill, Hemanta Mukherjee. Multiphase Flow in Wells. SPE, Mono graph Series, Volume 17, Dallas, 1999 (11th Printng) Джеймс Брилл, Хеманта Махерджи. Многофазный поток в скважинах.

2. Mark P. Walsh, Larry W. Lake. A generalized approach to primary hydrocarbon recovery. Handbook of petroleum exploration and production. Elsevier, 2003.

Марк Уолш, Ларри Лейк. Обобщенный подход в анализе первичных методов разработки месторождений углеводородов.

3. Laurie P. Dake. The Practice of Reservoir Engineering (Revised Edition).

Elsevier, Developments in Petroleum Science Series, Volume 36, 2001.

Л.П. Дейк. Практический инжиниринг резервуаров.

ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ МОЖНО ПРИОБРЕСТИ:

через Интернет-магазин:

http://shop.rcd.ru А также:

ФТИАН (Москва, Нахимовский пр-т, 36/1, к. 307, тел.: (495) 332-4892, почтовый адрес: Нахимовский пр-т, 34) ИМАШ (Москва, ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414, тел.: (495) 135-5437) МГУ им. М.В. Ломоносова (Москва, ГЗ, 1 этаж) «Дом научно-технической книги» (Москва, Ленинский пр-т, 40) «Московский дом книги» (Москва, ул. Новый Арбат, 8) «Библиоглобус» (Москва, ул. Мясницкая, 6) «ФИЗМАТКНИГА» (Московская обл., г. Долгопрудный, Новый корпус МФТИ, 1 этаж, тел.: (495) 409-9328) «Санкт-Петербургский дом книги» (Санкт-Петербург, Невский пр-т, 28) СОДЕРЖАНИЕ НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Ставинский П.В., Бирун Е.М., Давыдова Е.А., Савичев К.С.

Издается с 2006 года Использование передовых технологий геологического выходит 4 раза в год моделирования в ОАО «НК «Роснефть»................................................................... Иванюк В.В., Мельников В.В., Речкалов И.В.

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ Банк данных ОАО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз».......................................... Богданчиков С.М.

(главный редактор) БУРЕНИЕ СКВАЖИН Кудряшов С.И.

Заикин И.П., Сарычев Г.И., Горшенин В.И.

(заместитель Актуальность и перспективы использования информационных главного редактора) технологий для контроля и управления процессами Кузнецов А.М.

(заместитель строительства скважин в ОАО «НК «Роснефть»................................................ главного редактора) Пасынков А.Г., Комаров В.С., Буков О.В., Филиндаш С.В.

Бачин С.И. Результаты внедрения технологии зарезки боковых Борисенко В.А.

стволов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»........................................ Бульба В.А.

Грибов Е.А. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Дашевский А.В.

Байков В.А., Латыпов А.Р., Васильев И.Б., Савичев В.И.

Думанский Ю.Г.

Фрактальная модель многофазной фильтрации Заикин И.П.

в неоднородных пористых средах.......................................................................... Ковалев Н.И.

Кондратьев Н.А. Хасанов М.М., Пашали А.А., Хабибуллин Р.А., Краснов В.А.

Кудрявцев А.В. Оценка забойного давления механизированной Латыпов А.Р. скважины: теория и опыт применения................................................................. Нападовский В.В.

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Сапронов А.А.

Ставский М.Е.

Байков В.А., Васильев И.Б., Емченко О.В., Маякова С.А.

Тропин Э.Ю.

Моделирование теплового поля в скважине после перфорации...................... Телин А.Г.

Хасанов М.М. ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Щукин Ю.В.

Пасынков А.Г., Згоба И.М., Байков В.А.

Концепция построения информационно-аналитической СЕКРЕТАРИАТ системы нефтепромыслов в ОАО «Юганскнефтегаз»........................................ Линник Н.В.

Мамлеева Л.А. Тальянов О.Ю., Нечухаев М.А., Байков В.А., Галеев Р.М.

Попович Т.А. Информационные системы сбора и Хлебникова М.Э. обработки геолого-промысловых данных............................................................ Куликов Д.Е. Интеграция АСУ ТП с информационными системами ОАО «Юганскнефтегаз»....................................................................... Пасынков А.Г., Згоба И.М., Каменских А.Ю., Плечная В.А.

Использование программного комплекса «Геология и Добыча»

Сдано в набор 22.05.2006 при мониторинге разработки месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»........ Подписано в печать 22.06. Латыпов А.Р., Байков В.А., Емченко О.В., Васильев И.Б.

Тираж 950 экз.

BOS – прикладной пакет для моделирования нефтегазовых многопластовых систем.................................................................. © ОАО «НК «Роснефть», Игнатьев Д.А. Использование картографического банка данных для централизации хранения При перепечатке материалов пространственных данных в ОАО «НК «Роснефть»........................................... ссылка на «Научнотехнический вестник ОАО «НК «Роснефть»

Обжерин В.В., Варивода А.Г., Миронов П.А. Применение обязательна информационно-телекоммуникационной системы управления проектированием (ИТСУП-РН) при проектировании и Отпечатано в ООО «Август Борг»

контроле обустройства нефтегазовых месторождений...................................... Научное редактирование статей и НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ prepress ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство»

Сафина М.Б. Система новых технологий:

www.oilindustry.ru риски интеллектуальной собственности.............................................................. Информационные технологии при разработке месторождений 26-27 апреля 2006 г. в Нефтеюганске состоялся научно-практический семинар «Информационные технологии при разработке месторождений», организованный ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Юганскнефтегаз» и журналом «Нефтяное хозяйство». В работе семинара приняли участие более 120 специалистов из различных нефтегазовых компаний, научно-исследовательских центров и сервисных компаний: ОАО «Сургут нефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «РИТЭК», КогалымНИПИнефть, ТатНИПИнефть, ВолгоградНИПИнефть, НижневартовскНИПИнефть, РМНТК «Нефтеотдача», НТЦ Русснефть, ВНИИгаз, НАЦРН им. Шпильмана, ROXAR, «ПетроАльянс», Earth Decision Sciences, Zebra Data Sciences и др. «Ядро» участников семинара составили специалисты НК «Роснефть»: руководители и сотрудники московского и уфимского научно-техниче ских центров, Департамента информационных технологий ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Юганскнефтегаз».

Рабочий президиум семинара: А.М. Кузнецов (зам. директора КНТЦ ОАО «НК «Роснефть»), А.В. Кудрявцев (директор Департамента ИТ ОАО «НК «Роснефть»), А.Ю. Юков (начальник Управления перспективного планирования ОАО «Юганскнефтегаз») Открывая семинар, начальник Управления перспективного планирования ОАО «Юганск нефтегаз» А.Ю.Юков подчеркнул: «Встреча такого формата является очень важной, так как в одном зале собрались и представители добывающих предприятий, и представители науч ных подразделений. Понимание сторонами наиболее важных проблем и определение эффек тивных путей их решения и является основной целью семинара».

За два дня работы семинара участники заслушали и обсудили 39 докладов по следующим направлениям:

• «Использование ИТ при мониторинге разработки месторождений углеводородов», • «Автоматизированные системы контроля и управления производственными процессами при разработке месторождений», • «Геологическое и гидродинамическое моделирование залежей», • «ИТ в исследовании скважин», • «Экологический мониторинг».

Доклады директора Департамента ИТ ОАО «НК «Роснефть» А.В.Кудрявцева «Корпора тивная информационная система в области добычи ОАО «НК «Роснефть», начальника Управления разработки месторождений И.М.Згобы «Концепция построения информа ционно-аналитической системы нефтепромыслов в ОАО «Юганскнефтегаз», а также ряд 4 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

докладов специалистов КНТЦ ОАО «НК «Роснефть», ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа», ООО «НК «Роснефть-Пурнеф тегаз», ООО «Ройлсофт», ООО «РН Автоматика» и других позволили собравшимся получить достаточно полную и подробную информацию о состоянии и развитии информацион- А.В. Кудрявцев, директор Департамента ИТ ных технологий в НК «Роснефть». ОАО «НК «Роснефть»

Интерес собравшихся вызвали также доклады «Средства оценки эко номической эффективности от про ведения мероприятий на добываю щем фонде» (М.Ш.Вайзер, ОАО «Сургутнефтегаз»), «Оценка добывного потенциала нефтяных месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» (И.П.Толстолыткин, НАЦРН им. Шпильмана), «Корпоративные информационные системы разведки, разработ И.М. Згоба, начальник ки и эксплуатации месторождений компании. От проекта к реализации» Управления разработки (А.А.Ситников, «ПетроАльянс») и ряд других. Полный перечень докладов приве- месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»

ден на сайте журнала «Нефтяное хозяйство» (www.oil-industry.ru).

Плотный регламент семинара порой не оставлял времени на дискуссию по наиболее интересным докладам, и тогда она продолжалась в перерывах между заседаниями, по окончании рабочего дня и даже на экскурсии по объектам ОАО «Юганскнефтегаз», организованной для участников семинара.

Все выступавшие дали высокую оценку проведенного мероприятия, отметили его четкую организацию и выразили благодарность руководству и специалистам ОАО «Юганскнефтегаз» за безупречное обеспечение работы семинара.

Журнал «Нефтяное хозяйство» уже третий год подряд принимает участие в органи- В.А. Байков, зации отраслевого семинара по данной тематике. Такие семинары с успехом прошли начальник Департамента ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа»

в 2004 г. в ОАО «Татнефть», в 2005 г. в ОАО «Сургутнефтегаз». Постоянный интерес специалистов к этим семинарам, повышение научно-технического уровня докладов участников свидетельствуют об актуальности и важности этих мероприятий для развития научно-технического прогресса в отечественной нефтяной отрасли.

Р.М. Галеев, зав. отделом разработки ПО ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа»

П.А. Миронов, начальник Участники семинара на экскурсии на объектах ОАО «Юганскнефтегаз» отдела маркетинга и развития бизнеса ООО «Ройлсофт»

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА © Коллектив авторов, УДК 550.8. Использование передовых технологий геологического моделирования в ОАО «НК «Роснефть»

П.В. Ставинский, Е.М. Бирун, Е.А. Давыдова, К.С. Савичев (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть») Введение динамично развивающаяся компания, и одним из приоритетных направлений развития является Одним из необходимых условий успешной разра геологическое моделирование. Для создания ботки нефтяных месторождений является деталь современных и высококачественных геологиче ное знание особенностей геологического строения ских моделей необходимо обладать не только под природных резервуаров. Адекватные представления готовленным и квалифицированным кадровым о геологическом строении изучаемых объектов составом, но и современным математическим могут быть реализованы в рамках трехмерной аппаратом. Для этого в компании используются цифровой геологической модели. Трехмерное геоло программные продукты мировых лидеров в обла гическое моделирование позволяет решать задачи, сти геологического моделирования, таких как связанные с оценкой запасов углеводородов, прог Petrel (Shlumberger), IRAP (Roxar) и GoCad (Earth нозированием свойств пласта и параметров добычи, decision sciences).

а также со снижением рисков при разработке место рождения. Основные направления деятельности компа нии в области геологического моделирования Практически все ведущие нефтяные компании проводят собственные исследования по созданию ОАО «НК «Роснефть» – компания с географией геологических моделей разрабатываемых место- работ от Черного моря до Камчатки (рис. 1). Компа рождений. ОАО «НК «Роснефть» - современная, ния разрабатывает месторождения с разнообразны Рис. 1. География работ ОАО «НК «Роснефть»

6 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ния являются глубинное положение, стратиграфи ми условиями осадконакопления, различной степе ческая принадлежность, размер, форма, литологиче нью изученности и многократно различающимися ский состав и коллекторские параметры природных запасами углеводородов. Такое многообразие резервуаров углеводородов. В связи с этим в каче начальных условий формирует широкий диапазон стве основных этапов моделирования можно наз задач, которые необходимо решать с помощью гео вать следующие:

логического моделирования.

- изучение региональных аналогий;

Основными направлениями деятельности ком пании в области геологического моделирования - определение пространственного положения являются: природного резервуара;

- построение моделей месторождений со слож- - создание структурно-тектонического каркаса;

ным структурно-тектоническим строением залежи;

- детальное литологическое описание пород, сла - построение моделей месторождений с продол- гающих резервуар;

жительной историей разработки;

- понимание того, как фация контролирует каче - прогноз коллекторских свойств на месторож- ство резервуара;

дениях, находящихся на начальной стадии эксплуа- - выбор алгоритма моделирования;

тации;

- вариограммный анализ;

- построение моделей трещиноватых коллекто- - построение параметрической модели (фациаль ров;

ное моделирование и распределение петрофизиче - оперативное сопровождение бурения. ских свойств);

Описание геологической модели - подсчет запасов.

Геологическая модель объединяет знания различ- Все этапы взаимосвязаны, и ошибка на любом ных направлений науки (седиментологии, геологии, из них означает, что модель неадекватная. Поэтому геофизики, петрофизики, петрографии, математики на последнем этапе создания модели, который и статистики) и отражает пространственное пред- предшествует передаче ее в гидродинамическое ставление о нефтяном резервуаре. Основным объек- моделирование, выполняется экспертиза геологи том геологического моделирования является зал- ческой модели независимыми экспертами (рис. 2).

ежь. Для каждого месторождения, по которому под- После построения трехмерной геологической считываются запасы или составляется технологиче- модели совместно со специалистами–гидродина ская схема разработки, должна быть построена гео- миками проводится ремасштабирование геологи логическая модель и проведена геометризация вне- ческой сетки в гидродинамическую (более грубую) шней формы залежи и ее внутренних свойств. В сетку для оптимизации времени счета гидродина настоящее время на смену двумерным моделям при- мических моделей.

шли трехмерные, которые отражают объемное распределение свойств нефтегазового резервуара.

В основе создания качественной цифровой модели лежит анализ структурно-тектонического стро ения региона, где расположено место рождение, изучение истории разви тия и формирования залежей на изу чаемой площади. В каждом регионе вследствие специфики геологическо го строения и его развития в пред ыдущие эпохи каждое осадочное трехмерное тело имеет свои законо мерности и аномалии [1]. Неизвест ными элементами для прогнозирова- Рис. 2. Схема построения геологической модели НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Методы моделирования тренды. Существует возможность моделирования для каждого типа пород отдельно.

Остановимся подробнее на методах геологиче ского моделирования, так как они являются основой Объектное моделирование является разновид качественной модели. ностью стохастического метода и применяется, когда известны размеры геологических тел. Объект Детерминированный метод ные стохастические методы предназначены для В качестве математической модели для описания получения представительного набора реализаций геолого-геофизических признаков обычно прини фациальной (литологической) модели в результате мается модель последовательного заполнения трехмерного объема (x,y) = f(x,y) + (x,y), объектами - геометрическими аппроксимациями где (x,y) – функция, описывающая изменение осадочных тел различных типов.

признака по площади;

f(x,y) – закономерная, детерми Примеры геологических моделей нированная составляющая функции (x,y);

(x,y) Месторождения Ставропольской группы случайная составляющая функции (x,y).

Месторождения этого региона имеют 50-лет При построении детерминированной модели нюю историю разработки. Наличие большого обычно применяется кригинг для получения наи – объема геолого-геофизической информации лучшей оценки функции (х,у) по известным значе позволяет построить детерминированные модели ниям (x,y), определения таких коэффициентов ci, – месторождений. Как отмечалось выше, детермини благодаря которым значение =сii является наи рованный подход позволяет получить наилучший лучшей оценкой с точки зрения средней квадратич вариант карт средних величин. С использованием ной ошибки. При этом считается, что поле стацио этого алгоритма строятся карты трендов основных нарно и система уравнений для определения иско геофизических параметров. В современных про мых коэффициентов основывается на единой для граммных продуктах, использующихся в ОАО «НК всего участка вариограмме. Качество решения зада «Роснефть», существуют модули, позволяющие чи зависит от вида используемой вариограммы, точ точно воссоздавать тренды параметров в трехмер ности определения ее параметров и размеров окна, в ном пространстве. Это позволяет добиться почти котором учитываются исходные данные и др. [2].

100%-ного схождения трендов и карт параметров, Такой метод широко используется для получения полученных из кубов свойств. Таким образом, на наилучшего варианта карт средних величин при основе 2D моделей, по которым подсчитывались подсчете запасов.

запасы, построены трехмерные геологические Стохастический метод модели нескольких месторождений Ставрополь Под стохастическим (вероятностным) методом ского региона.

понимается генерация представительного набора Ванкорское месторождение реализаций геологической модели углеводородов Ванкорское месторождение расположено в при наличии небольшого числа исходных данных. В Красноярском крае и находится на начальной ста таких моделях используются алгоритмы, которые являются разновидностями кригинга - последова тельное индикаторное моделирование (SIS) и после довательное Гауссово моделирование (SGS).

Для моделирования литологии обычно исполь зуется SIS, основанное на дискретизации непре рывного случайного поля. Оно позволяет полу чить представительный ансамбль равновероятных реализаций поля литологии. Для распределения петрофизических параметров в пространстве применяют SGS, которое при моделировании сох раняет исходное распределение свойств. При использовании Ко-кригинга можно применять Рис. 3. Фрагмент геологической модели Ванкорского сейсмические атрибуты, учитывать 1D, 2D, 3D месторождения 8 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Заключение дии разработки. На площади проведена сейсмора зведка 2D и 3D. На начало создания геологической Соответствие геологической модели реальным модели было пробурено 10 разведочных скважин условиям ограничено возможностями используе на площади 300 км2. По сейсмическим и каротаж- мых программных продуктов. ОАО «НК «Роснефть»

ным данным выделено три нефтепродуктивных не только широко внедряет лучший имеющийся в интервала общей толщиной около 200 м. Для настоящее время опыт, но и использует новейшие повышения достоверности была построена много- разработки, например, возможность распростране вариантная стохастическая модель, которая учи- ния свойств в пространстве. В ближайшем буду тывала все имеющиеся скважинные и сейсмиче- щем планируется использование следующих алго ские данные (рис. 3). Из 100 вариантов геологиче- ритмов.

ских моделей был выбран наиболее вероятный Многоточечная статистика (Multi–point stati вариант, который передавался на гидродинамиче- stics). Позволяет наилучшим образом отражать кон ское моделирование. цептуальную модель при моделировании фаций.

На основе созданной геологической модели Градационное изменение (Gradual deformation).

Ванкорского месторождения была рекомендована Дает возможность корректировать геологическую скважина с двумя горизонтальными отходами до 1 модель в процессе адаптации гидродинамической км. При испытании скважины из каждого гори- модели.

зонтального отхода был получен дебит нефти Моделирование процессов седиментологии. Обес более 1000 т/сут. печивает моделирование геологических тел, сфор Месторождения Вала Гамбурцева мировавшихся в результате седиментологических Месторождения Вала Гамбурцева расположены процессов.

в Тимано-Печорской провинции. Весь Вал Гамбур- Безусловно, эффективная разработка месторож цева имеет протяженность более 90 км. Толщина дений связана с постоянным мониторингом объе этажа нефтеносности составляет 400 м. Внутрен- ма запасов углеводородов и миграцией флюидов в нее строение месторождений очень сложное из-за продуктивных толщах. Поэтому большое внима большого числа разломов. Тектонические блоки ние в ОАО «НК «Роснефть» уделяется будущему смещены относительно друг друга в пространстве. отечественной науки. Развитие направлений, свя По проекту предыдущих владельцев месторожде- занных с изучением и разведкой месторождений ний было пробурено семь скважин, которые не углеводородов, создает надежное будущее компа попали в продуктивную часть пласта. Поэтому нии на многие годы.

после приобретения этого актива компанией ОАО «НК «Роснефть» была проведена площадная сейс моразведка 3D, которая покрыла всю площадь Вала Гамбурцева. На основе полученной геологиче ской модели было приостановлено бурение ранее запланированных скважин, попавших в зону Список литературы риска, что обеспечило компании доход в 126 млн. долл. США. Далее был составлен новый 1. Чернова О.С. Седиментология резервуара. – проект на бурение 70 скважин и все пробуренные Томск: ТомскНИПИнефть, 2005. – 320 с.

скважины вскрыли нефтенасыщенные пласты. 2. Методические рекомендации по подсчету Таким образом, на примере месторождений геологических запасов нефти и газа объемным методом/ Под ред. В.И. Петерсилье, Вала Гамбурцева можно сделать вывод об эффек В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М.: Недра, тивном применении геологической модели на ста 2003. – 250 с.

дии освоения месторождения.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА © В.В. Иванюк, В.В. Мельников, И.В. Речкалов, УДК 681.518:550. Банк данных ОАО «НК «Роснефть» Пурнефтегаз»

В.В. Иванюк, В.В. Мельников (Губкинский филиал ОАО «РоснефтьНТЦ»), И.В. Речкалов (ОАО «НК «Роснефть» Пурнефтегаз») Введение организации информации для помощи в приня В ноябре 1995 г. в ОАО «Пурнефтеотдача» - тии управленческих решений в следующих напра дочернем предприятии ОАО «Пурнефтегаз» был влениях.

создан Центр геолого-геофизического моделирова- • Поиск и разведка залежей углеводородов.

ния (ЦГГМ), который должен был решать три • Эксплуатационное бурение.

основных задачи. • Геолого-технические мероприятия (ГТМ).

1. Создание и сопровождение банка геолого-гео- • Научно-технические исследования.

физической информации в ОАО «Пурнефтегаз». С самого начала работы создание БД не было 2. Информационное обеспечение геолого-разве- самоцелью, она задумывалась как инструмент для дочных и поисково-оценочных работ. решения геологических задач. Для этого требова 3. Создание геолого-гидродинамических моделей лось, чтобы БД:

и мониторинг разработки месторождений. • содержала актуальные, достоверные, непроти Коллектив насчитывал 15 - 20 человек и состоял воречивые, достаточные данные;

из различных специалистов: геологов, петрофизи- • создавала удобный и оперативный доступ для ков, геофизиков, гидродинамиков, программистов. просмотра данных;

В то время создание подобного центра на севере • обеспечивала удобную и оперативную процеду Западной Сибири при нефтедобывающем пред- ру загрузки-выгрузки данных для дальнейшего приятии было делом новым, и отношение к нему использования в прикладных программных про было разное: от полного скептицизма до надежды, дуктах, передачи внешним пользователям;

что все проблемы будут решены. • обеспечивала движение информации на всех Если необходимость создания базы промысловых стадиях производственного процесса согласно опре данных была очевидна всем, то о роли геолого-геофи- деленному регламенту.

зической цифровой базы данных в производствен- Была разработана схема прохождения данных, ном процессе существовали разные мнения. Напри- включающая: загрузку исходных данных с контро мер, такое, что специально базой данных (БД) зани- лем на соответствие форматов и полноту информа маться не следует, достаточно создавать геологиче- ции;

контроль качества и при необходимости редак ские модели, а вся информация, которая будет в этом цию данных в процессе работы с проектами, созда участвовать, и является базой данных. В результате ния геомоделей, интерпретации. Соответственно всех споров и поисков были разработаны определен- данной схеме сформировалась основная структура ные подходы и принципы создания и сопровождения БД, состоящая из банка исходных данных и банка банка геолого-геофизической информации. интерпретированных данных (рис. 1).

Принципы построения банка данных Мы попытались также систематизировать дан Основным критерием принятия решений в ные по смыслу информации. В результате было области работы с БД является принцип необходи- выделено несколько типов информации:

мости: каждое действие должно иметь смысл и 1) геолого-геофизическая: отчеты по сейсмора быть направлено на достижение основной цели - зведке, ВСП, подсчет запасов, данные гравиразведки, 10 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА скважинам включает около 1500 разведочных и 6500 добывающих скважин, по которым загружены навигация и отметки по основным реперам, данные геофизических исследований скважин (ГИС), петрофизические свойства. По мере создания гео лого-гидродинамических моделей был сформиро ван архив моделей (тексты отчетов, графика, проек ты, гриды и др.).

Как важный момент следует отметить то, что удалось организовать взаимодействие с подрядчи ками таким образом, что все результаты работ подрядных организаций передаются в единой при нятой системе координат. Это позволяет быстро и Рис. 1. Общая структура БД и схема прохождения инфор мации без ошибок загружать данные, обновлять карты, пополнять сейсмические проекты.

Создание БД способствовало выполненнию сле магниторазведки, геохимии;

исследования в скважи- дующих работ.

нах (керн, геофизические исследования, исследова- ¬ Построены сводные структурные карты по ние флюидов и др.);

разнообразные карты и схемы основным отражающим горизонтам Г, Б, БП7, БП10, (топографические, космоснимки, др.) и т.д.;

БП12 по территории деятельности и прилегающим 2) научно-техническая и методическая: научные участкам ОАО «НК «Роснефть»- Пурнефтегаз»

исследования, методологические разработки, руко- (см. рис. 2, б).

водящие документы, регламенты, инструкции и др.;

¬ Построены карты изученности по территории 3) экологическая (планируется): данные о деятельности и прилегающим участкам ОАО состоянии загрязнения почвы, воды (наземная и «НК «Роснефть»- Пурнефтегаз».

аэрофотосъемка);

границы водоохранных зон, ¬ Создано 36 геологических и 33 гидродинами заказников и др. ческие модели по cеми месторождениям.

Что сделано ¬ Информация БД постоянно используется при Большинство геолого-геофизических объектов решении множества производственных задач, начи имеет привязку в пространстве, поэтому очень важ- ная от проектирования геолого-разведочных работ ной их характеристикой являются координаты. и заканчивая формированием ГТМ.

В 1996 г. в ОАО «Пурнефтегаз» данные по каждо- Промысловые и технологические данные му месторождению имели свою систему координат, В ОАО «Пурнефтегаз» давно существовали раз что не позволяло вывести на карту скважины по личные программы со своими базами данных.

нескольким соседним площадям. Кроме того, раз- Объединить их было очень сложно и занимало ные подрядные организации сдавали работы в раз- много времени. С 1998 г. в ОАО «Пурнефтегаз»

личных проекциях и системах координат. К тому работает комплекс программ OilInfoSystem (OIS), времени в архивах ОАО накопилось множество в базе данных которого накапливается промысло материалов, которые можно было только просма- вая и технологическая информация по скважинам тривать в бумажном варианте, но не использовать и месторождениям. Геофизические данные в совместно в цифровом виде для дальнейшей рабо- цифровом виде и наиболее полном объеме были ты. Поэтому первым шагом в создании БД было доступны для узкого круга специалистов в Центре приведение всех пространственных объектов (сейс- моделирования ОАО «Пурнефтеотдача», осталь мические профили, скважины), а также рабочих ные пользовались в основном бумажными носите проектов, карт к единой системе координат. лями. Разрозненную информацию нужно было База сейсмических данных реализована в про- объединить, что выполнялось лишь на этапе грамме IESX в виде отдельных проектов, а также построения геологических и гидродинамических проекта, объединяющего все съемки в единый про- моделей.

ект. В результате можно оперативно решать пробле- В переходный период от отдельных баз данных к мы, требующие привлечения данных сейсморазвед- единому корпоративному банку данных пришлось ки, составлять региональные профили по любым столкнуться с рядом проблем, связанных главным направлениям. В настоящее время в ОАО «Пурнеф- образом с программными продуктами (ПП): отсут тегаз» создано около 60 проектов в Geoframe, в ствие необходимых ПП и использование «сырых»

которых загружено более 70 000 км сейсморазрезов ПП. С отсутствием необходимых ПП пришлось и 14 сейсмических кубов (рис. 2, а). База данных по НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА неподходящее время. Большая часть ошибок была устранена в первый год работы СМД, но до сих пор не исключена воз можность получения «не тех цифр».

В настоящее время функ ционирующая в ОАО «НК «Роснефть»-Пу рнефтегаз»

СМД по сути является состав ной частью корпоративного банка данных НК «Роснефть», предоставляет доступ к разно родной информации (геофи зической, геологической, про мысловой и технологической) через единый интерфейс. Про мысловые данные автоматиче ски поступают в эту систему.

Данные ГИС поступают от сервисных компаний в регла ментированных форматах, что упрощает их загрузку в БД.

Различные документы, напри мер отчеты по подсчету запа сов, отчеты по интерпретации сейсмических данных, отчеты ОИС, можно загрузить и хра нить в виде структурирован ных отчетов, которые позво ляют найти нужный файл, гра фическое приложение или таблицу с данными с помо Рис. 2. Сейсмопрофили в проекте IESX, интерпретация по отражающему гори щью системы поиска.

зонту Б (а), структурная карта по отражающим горизонтам Б и Ю1 (б) В СМД ОАО «НК «Рос нефть» - Пурнефтегаз» содер жится статистика по состоя столкнуться, когда потребовалось 140 тыс. ранее нию разработки 19 месторождений, можно быстро собранных файлов ГИС в кратчайшие сроки увидеть средний дебит, добычу нефти, газа и газо загрузить в систему мониторинга добычи (СМД).

конденсата за месяц, с начала года и с начала раз Стандартными средствами в СМД можно было работки. По всему фонду скважин можно быстро загружать по одному файлу и только в интерак найти замеры дебитов и результаты гидродинами тивном режиме. Такая работа продолжалась бы и ческих исследований, посмотреть конструкцию по сей день. Однако благодаря открытой структу скважин, проанализировать события и мероприя ре СМД нам удалось написать свои загрузчики тия по скважинам, оценить их потенциал. Досту данных ГИС, и 90 % всей информации было загру пны также геофизические данные (каротаж, жено в течение 3 мес.

инклинометрия, ПГИ, исследования керна, резуль Еще одна проблема заключалась в том, что СМД таты заключений как в табличном, так и в графи при внедрении ее в ОАО «НК «Роснефть»-Пурнеф ческом виде), отчеты и результаты геологических тегаз» в 2003 г. представляла собой конструктор, из моделей.

которого разработчики формировали на определен Все эти данные не только собираются в СМД, но и ной основе новые модули и формы. В ОАО «Пур активно просматриваются пользователями системы.

нефтегаз» все обкатывалось, примерялось, и порой Ежедневно в ней работает около 30 человек, которые новшества делались поспешно, что влекло скрытые делают в среднем по 100 запросов к системе.

ошибки, проявляющиеся впоследствии в самое 12 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Проблемы информационного обеспечения и ченными данными, подгоняя их под представления основные методы их решения авторов о строении геологического объекта.

В процессе работы возникло понимание того, 4. Наличие большого числа подрядных организа какая информация необходима, как она должна ций, занимающихся обработкой и интерпретацией, быть структурирована и какие проблемы существу- использующих различные программные продукты ют при формировании баз данных. Отметим основ- и методические подходы.

ные проблемы, присущие различным видам инфор- 5. Появление новых методов регистрации и мации, и возможные варианты их решения. интерпретации.

Топогеодезическая информация 6. Обработка и интерпретация различных мето Любая информация, поступающая на вход, дол- дов и интервалов разреза для решения разных жна быть приведена в единую координатную систе- задач.

му, принятую для проекта, а лучше для всего регио- 7. Существование множества форматов.

на, в котором осуществляются работы. Координа- 8. Частое непонимание между программистами и тная система должна быть условной географиче- геофизиками на уровне терминологии. Одни и те же ской, число сотрудников, владеющих секретной термины имеют для различных специалистов раз информацией, - минимальным. Растровые файлы, в ный смысл.

которых часто поступают космоснимки и топокар- Попытка разделить поступающий в базу матери ты, должны быть «привязаны» к принятой коорди- ал ГИС на основные потоки отражена в таблице.

натной системе. В базе данных проекта не должна содержаться информация, дублирующая друг друга, Исходный Сейсмо- Сейсмогеологичес Подсчет запасов материал разведка кая модель или имеющая незначительные отличия.

Увязка кривых Заключения сделаны Кривые Используется не Сейсмическая информация выполнена не по всему под принятую не сшиты весь комплекс Состоит из следующих видов. стволу геомодель Заключения сделаны Разбивки не всегда Возможен сдвиг кривых 1. Сейсмический объем в виде разрезов или Ошибки под принятую соответствуют «на контакт», который в оцифровке кубов в формате SEG-Y (временные, глубинные, геомодель местным вносится в альтитуду атрибутов, инверсий). Возможен сдвиг Часто не Разбивки кривых «на контакт», ГИС могут быть 2. Корреляция отражающих горизонтов, привя- используется занесены проведены только в появление эксплуатационный занная к координатам или к CDP. с ошибками «альтернативной» целевом интервале фонд скважин инклинометрии 3. Корреляция тектонических нарушений в виде Сдвиг кривых может линий, полигонов, плоскостей.

быть различным для Заключения не 4. Литофациальный анализ в виде линий глини- разных интервалов.

всегда верны, Используется не весь зации, литологического замещения, литофациаль- водонефтяной комплекс. ГИС могут контакт ных границ. быть проведены не определен только в целевом 5. Карты изохрон, скоростей, динамических атри интервале бутов в векторных и растровых файлах. Гриды в ASCII-файлах.

Наибольшую проблему представляет загрузка С учетом всей сложности проблемы было решено интерпретации тектонических нарушений. Файлы ввести понятие «проект- отчет». Первичный матери интерпретации плоскостей разломов до сих пор ал, несмотря на имеющиеся недостатки, не редактиру существуют в различных форматах и обычно требу- ется и не удаляется. Кривые ГИС (ФОРМАТ Las.*), ют тщательной проверки перед загрузкой. поступающие после интерпретации, заносятся в базу с Геофизическая информация по скважинам признаками источника (подрядчика) и года выполне Во всех БД, существующих в настоящее время в ния отчета по титулу (не поступления в базу, дата нефтедобывающих организациях, формирование загрузки в базу указывается отдельно). Вместе с кри информации по ГИС представляет одну из главных выми обязательно заносится таблица досадок. В проблем. Причины этого заключаются в следую- настоящее время этот вариант представляется опти щем. мальным при понимании того, что в данном случае 1. Наличие достаточно большого числа методов многократно увеличивается как объем информации, и соответственно приборов ГИС. хранящийся в базе, так и общая энтропия системы.

2. Наличие большого количества аналогового Исключение составляет инклинометрия: в базе материала, при оцифровке которого в той или иной должны храниться выверенные данные. Часто работа степени вносились искажения. по приведению инклинометрии в порядок занимает 3. Недостаточная достоверность инклиноме- достаточно много времени, но сделать ее нужно трии, что часто позволяет манипулировать полу- обязательно.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Основным методом контроля является сравне- с тем имеющаяся БД не представляет собой единую ние проектного и фактического местоположения геоинформационную систему. Данные находятся в скважины, а также проектных и фактических отме- различных программных продуктах и доступа к ток пластопересечений. Для этого используется ним из центрального модуля, который бы решал простейший математический аппарат: программы, проблему быстрой выборки, просмотра и вывода осуществляющие проверку инклинометрии перед на бумагу или выгрузку в файлы, пока нет.

загрузкой в базу, могут быть написаны в Excel. В связи с этим необходим переход в програм Геологические и сейсмические отчеты мный комплекс ArcGis. Работа в данном направле С данной информацией проблем значительно нии ведется, но не слишком быстро. Основной при меньше, чем с другими видами информации. Если в чиной является отсутствие технологических цепо начале создания базы данных большое количество чек, позволяющих сделать загрузку данных более материала приходилось оцифровывать, то сейчас простой с выявлением некондиционных данных. И весь материал поступает в цифровом виде. Вместе с эту проблему на современном этапе развития гео тем существует разница в форматах передаваемых информационных систем необходимо решить.

данных, поэтому проверка необходима. Заключение Геолого-технологические и гидродинамические В данной статье мы специально не останавлива модели лись детально на программном обеспечении (так Изначально база данных создавалась для постро- как это всего лишь инструмент), а показали идеи и ения и мониторинга геологических и гидродинами- результаты работы по созданию БД и ее роль в ческих моделей. Однако при их появлении возникла решении производственных задач: построение гео проблема с размещением моделей в базе. Причины лого-гидродинамических моделей;

мониторинг раз следующие: работки;

выработка ГТМ;

проведение геолого-раз 1) структура модели построена сложно;

ведочных работ.

2) выгрузка данных и их описание занимают БД можно представить как:

много времени;

• собственно данные;

3) восстановление модели из выгруженных дан- • программы загрузки-выгрузки и визуализации ных - процесс трудоемкий. данных;

Наиболее оптимальным представляется хране- • регламент, административный механизм, упра ние моделей в виде самих проектов и их архивов. вляющий потоками информации.

Однако это возможно только в том случае, если Как показал полученный опыт, именно регламент, работа выполняется с использованием лицензион- управляющий потоками информации, - самая важ ных продуктов, приобретенных в собственность, а ная, проблемная и трудоемкая составляющая как в не находящихся в аренде или лизинге. В настоящее процессе создания, так и при текущей работе с БД.

время каких-либо устоявшихся подходов к хране- Основные положения, которые необходимо учи нию трехмерных моделей нет. тывать при формировании геолого-геофизических Промысловая скважинная информация банков данных и работе с ними, cледующие.

Промысловая cкважинная информация включа- 1. Создание корпоративного регламента управле ет информацию о добыче и закачке;

информацию о ния данными, определяющего перечень необходи ГТМ. Проблемы этого вида информации в ее досто- мой информации в БД, форматы данных, обеспечи верности. Часто по различным причинам она быва- вающие удобный обмен между различными при ет искажена или не занесена в базу. Информация о кладными программами (предлагается максималь ГТМ в скважинах хранится на бумажных носителях. но использовать текстовые файлы), систему коорди Такая информация сканируется и в дальнейшем нат, дающую возможность совместно работать с хранится в виде скан-образов. различными пространственными объектами.

Для большей части промысловой информации 2. Разработка удобной программы хранения, пока нет методик контроля входных данных. Про- визуализации, загрузки-выгрузки геолого-геофизи верку в основном приходится проводить по косвен- ческой информации.

ным признакам. 3. Создание корпоративной линейки програм Перспективы развития много обеспечения.

Современные технологии позволяют получать 4. Разработка регламента, административного большой объем информации по модели в короткое механизма, управляющего потоками информации, время и в различном виде (в виде карт, графиков, передачей данных между исполнителями внутри разрезов, текстовых файлов) и главным образом компании и обменом данными с внешними органи удовлетворяют потребности производства. Вместе зациями.

14 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН © И.П. Заикин, Г.И. Сарычев, В.И. Горшенин, УДК 681.518:622.24.002. Актуальность и перспективы использования информационных технологий для контроля и управления процессами строительства скважин в ОАО «НК «Роснефть»

И.П. Заикин, Г.И. Сарычев, В.И. Горшенин (ОАО «НК «Роснефть») Введение Предполагается создание следующих програм мных комплексов.

Рост объемов строительства новых и рекон ­ Оперативное управление строительством сква струкции имеющихся скважин, значительная капи талоемкость этих работ, стремление к повышению жины.

их эффективности, непосредственное влияние ­ Комплексная система обработки и анализа гео результатов бурения на оценку запасов углеводоро- лого-технологической и геофизической информа дов и уровни добычи нефти и газа обусловливают ции.

необходимость создания системы контроля и упра- ­ Оценка качества законченных строительством вления строительством скважин. скважин.

Основой для создания этой системы должны ­ Оценка проекта на строительство скважины.

стать прогрессивные информационные технологии, ­ Электронное дело скважины.

которые позволят Департаменту бурения, скважин ­ Технико-экономические показатели.

ных технологий и супервайзинга компании и соот База данных ИС КиУСС будет основой для ветствующим службам дочерних нефтегазодобы последующего системного анализа эффективности вающих обществ успешно выполнять основные как бурящихся и планируемых к бурению скважин, свои задачи:


так и добывающих скважин при мониторинге раз - создание основных средств компании – разве работки месторождений.

дочных, добывающих нефтяных и газовых скважин;

Основными свойствами информации, получае - оптимизация использования инвестиционных мой из ИС КиУСС, должны стать достоверность, средств компании в области строительства и восста оперативность и регламентированность. Достовер новления скважин.

ность информации будет обеспечена:

В современных условиях необходим новый под - формированием представителем заказчика ход к управлению буровыми работами на базе созда (супервайзером) непосредственно на объекте буре ния информационной системы «Контроль и упра ния суточного отчета в электронном виде;

вление строительством скважин» (ИС КиУСС).

- автоматической регистрацией первичных данных Составные элементы и функции ИС КиУСС с помощью программно-технических средств стан ИС КиУСС будет представлять единую систему ции геолого-технологических исследований (ГТИ);

контроля, управления и оптимизации затрат на - автоматической доставкой информации на строительство скважин (рис. 1). Основными ее региональный и корпоративный уровни управления элементами будут являться информационная систе без участия обслуживающего персонала.

ма «Удаленный мониторинг бурения» (ИС УМБ), Оперативность и регламентированность обеспе программные комплексы, обеспечивающие обра чат программные и технические средства ИС ботку поступающей из ИС УМБ информации и база КиУСС. С их помощью на объектах бурения, регио данных строительства скважин как интегрирующее нальном и корпоративном уровнях управления звено всех элементов ИС КиУСС.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН Рис. 1. Информационная система «Контроль и управление строительством скважин»

будет создана иерархическая структура, состоящая искажений в отчетную документацию. Единая из территориально распределенных объектов авто- информационная среда позволит на региональ матизации, выступающих в роли информационных ном и корпоративном уровнях управления авто узлов системы (рис. 2). матизировать рабочие места специалистов разно го профиля: технологов, геологов, экономистов, ИС КиУСС сформирует единую информацион снабженцев и др.

ную среду по процессу строительства скважин, проводимым работам, исследованиям и текущим Функционирование ПК, входящих в ИС КиУСС, затратам. Вся исходная информация (в первую возможно только при наличии информационной очередь ежесуточная отчетность супервайзера) системы, обеспечивающей получение и незамедли будет поступать стандартным унифицированным тельную доставку геологической, технологической и образом, содержаться в одном месте с регламенти- производственной информации с буровых площадок рованным доступом к ней специалистов ОАО «НК на региональный и корпоративный уровни управле «Роснефть», что исключит сознательное внесение ния. В настоящее время некоторые отечественные и зарубежные компании уже разработали такие системы и предлагают их для внедрения в ОАО «НК «Роснефть». Наиболее предпочтительным было предложение ОАО «ОЭГ «Петросервис»

по внедрению ИС УМБ.

Информационная система «Удаленный мониторинг бурения» (ИС УМБ) ИС УМБ состоит из двух систем:

- системы оперативного геолого-техноло гического контроля процесса строительства скважин, позволяющей в реальном времени получать информацию с объекта бурения и, следовательно, контролировать и управлять всеми процессами, происходящими на буро вой площадке;

Рис. 2. Иерархическая структура баз данных ИС КиУСС 16 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН Передача информации может быть реализована в двух режимах: в режиме реального времени и пакет ная передача данных.

Средства ИС УМБ поддерживают в режиме реального времени непре рывное поступление с частотой один раз в секунду данных ГТИ (рис. 3) и обеспечивают передачу следующих параметров:

- глубина забоя, м;

- положение талевого блока, м;

- положение долота над забоем, м;

- вес на крюке, т;

- нагрузка на долото, т;

- частота вращения (силового привода), мин-1;

- момент на роторе (силовом Рис. 3. Реальновременные данные ГТИ в графическом виде приводе), т;

- системы формирования и обработки суточной - расход промывочной жидкости на входе и отчетности, обеспечивающей унифицирование выходе, л/c;

отчетности, формирование электронной базы данных - давление на входе, атм;

о пробуренных скважинах, оперативный расчет теку- - температура промывочной жидкости на входе и щих затрат и, как следствие, повышение технико-эко- выходе, °С;

номических показателей строительства скважин.

- механическая скорость бурения, м/ч;

Не менее важной является возможность ретро - объем промывочной жидкости в емкостях, м3;

спективного просмотра и анализа всей совокупно - объем промывочной жидкости в кольцевом сти информации, хранящейся на серверах объек пространстве, м3;

тов управления, для решения геологических, тех - объем промывочной жидкости в инструменте, м3;

нологических и производственных задач, а также - плотность промывочной жидкости на входе и для технико-экономического анализа процессов выходе, г/см3;

строительства скважин.

- число ходов насоса в минуту;

- суммарные газовые показания бурового раствора на выходе, %;

- компонентный состав углеводо родного газа из бурового раствора на выходе (метан, этан, пропан, бутан, пентан), %;

- технологический этап;

- нештатная ситуация.

Пакетный режим доставки информации обеспечивает передачу данных ГТИ, формируемых с при вязкой к глубине (рис. 4) и данных суточной отчетности. Доставка пакетов выполняется периодически по установленному регламенту, один раз в сутки или исходя из про изводственной потребности в дан ной информации.

Рис. 4. Данные по глубине в графическом виде НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН Доставка пакета с данными ГТИ, формируемыми - сведения о траектории ствола скважины;

с привязкой к глубине, обеспечивает передачу сле- - сведения о спускаемой обсадной колонне;

дующих параметров: - наличие и расход материалов;

- глубина забоя, м;

- сведения о буровом оборудовании;

- вес на крюке, т;

- состав работающих вахт буровой бригады.

- нагрузка на долото, т;

Кроме этого, система ИС УМБ позволяет пере - частота вращения (силового привода), мин-1;

давать различную информацию в виде файлов - момент на роторе (силовом приводе), т;

операционной системы. Файлы доставляются либо по заданному регламенту, либо по мере их - расход промывочной жидкости на входе и образования в установленном месте. Возможен выходе, л/c;

регламентированный обмен файлами между - давление на входе, атм;

объектами информатизации. Эта возможность - температура промывочной жидкости на входе и ИС УМБ используется для доставки результатов выходе,°С;

геофизических исследований скважин (ГИС) и - детальный механический каротаж (ДМК), других видов исследований с объектов бурения на мин/м;

уровни управления, а также результатов интерпре - объем промывочной жидкости в емкостях, м3;

тации ГИС с регионального уровня управления на - объем промывочной жидкости в кольцевом корпоративный.

пространстве, м3;

Режим пакетной передачи данных ГТИ (ежеднев - объем промывочной жидкости в инструмен- но и согласно регламенту) обеспечивает доступ спе те, м3;

циалистов к совокупности полученной и обработан - плотность промывочной жидкости на входе и ной информации за период истекших суток и ко выходе, г/см3;

всей информации, полученной ранее.

- суммарные газовые показания бурового раство- Средства обработки суточной отчетности ра на выходе, %;

позволяют получать сводные отчеты с наращива - компонентный состав углеводородного газа из емым итогом в любой момент времени и форми бурового раствора на выходе (метан, этан, пропан, ровать документы со следующим перечнем разде бутан, пентан). лов:

Пакеты с данными геологии содержат параме- - сведения о фактических затратах времени и тры, получаемые при обработке и анализе шлама: средств на строительство скважины по видам работ - интервал глубины, с которой взят образец с построением соответствующих графиков;

шлама, м;

- фактические сведения о работе долот, режимах - содержание отдельных литологических разно- бурения и применяемых буровых растворах по рейсам;

стей в образце шлама (шламограмма), %;

- фактические данные инклинометрии с соответ - фракционный анализ шлама, %;

ствующими проекциями траектории ствола сква жины;

- литологическое описание выбуренной породы;

- плотность глин, г/см3;

- фактические сведения о спущенных обсадных колоннах и их цементировании;

- карбонатность пород, %;

- сведения об осложнениях и авариях, произо - люминесцентный анализ бурового раствора и шедших в процессе строительства скважины;

шлама;

- сведения о простоях и их причинах;

- открытая пористость шлама, %.

- сведения о расходе материалов;

Данные суточной отчетности, доставляемые в - балансы календарного времени по видам работ пакетном режиме, включают сведения о работе буро с начала строительства скважины и с разбивкой под вой площадки за прошедшие сутки по разделам:

спущенные обсадные колонны с изображением в - баланс времени с описанием работ и простоев виде диаграмм.

на буровой и в скважине;

Доступ пользователей к получаемой информа - характеристика долота и режим бурения;

ции осуществляется в терминальном режиме, что в - характеристики и работа буровых насосов;

свою очередь значительно упрощает администриро - компоновка бурильной колонны;

вание, сопровождение и обновление системы.


- сведения о буровом растворе;

18 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН В ОАО «Юганскнефтегаз» уже начаты работы по - формирование и долговременное хранение опытной эксплуатации ИС УМБ. Полученные резуль- информации в базе данных для ее дальнейшего таты показали, что ИС УМБ работоспособна и позво- использования;

ляет в реальном времени передавать данные без уча- - обеспечение доступа к информации всех заин стия обслуживающего персонала. Поддержание ее тересованных служб дочерних обществ и структур работоспособности, в том числе при смене объекта ных подразделений компании;

мониторинга, возможно без участия представителей - повышение эффективности и производитель разработчика программного обеспечения. Вместе с ности труда специалистов, занятых в формирова тем в связи с краткосрочностью реализации пилотно- нии, доставке и обмене информации, за счет четкой го проекта и необходимостью предварительного регламентации их деятельности и взаимоотноше обучения супервайзеров подсистема формирования ний между подразделениями;

суточной отчетности не была опробована. - повышение эффективности и производитель Работу по внедрению ИС УМБ необходимо про- ности труда технологов, геологов, разработчиков и должить с учетом уже полученного опыта и решени- других специалистов, занимающихся обработкой и ем возникающих проблем. Планируется провести анализом информации, хранящейся в базе данных;

опытную эксплуатацию ИС УМБ на одной из сква- - автоматизированное формирование отчетно жин ОАО «Юганскнефтегаз» в полном объеме в сти и технико-экономических показателей по уста течение всего цикла строительства скважины. При новленной в компании системе документооборота.

этом в информационный обмен будут включены Разработка корпоративной ИС КиУСС и ее вне уровни управления ОАО «НК «Роснефть» и дрение позволят снизить затраты на добычу нефти и ОАО «Ванкорнефть».

газа за счет сокращения затрат на строительство Заключение скважин и оптимизации разработки месторожде Эффективность строительства скважин во мно- ний в результате накопления и использования гом будет зависеть от организации работы службы достоверной информации о строительстве скважин.

бурения компании в целом. Современный уровень Список литературы решения этой задачи должен базироваться на при менении ИС КиУСС, которая должна обеспечить: 1. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геологотех нологические исследования в процессе буре - контроль технологии проведения работ и ния. – М.: Нефть и газ, 1997. – 697 с.

соблюдение требований технического проекта на 2. РД 39014771610287. Геологотехнологи строительство скважины;

ческие исследования в процессе бурения. – - оптимизацию процессов строительства сква- Тверь: ВНИИ, 2001. – 90 с.

жин;

3. РД 15339.006901. Техническая инструк - формализованную оценку качества скважины, ция по проведению геологотехнологических исследований нефтяных и газовых скважин. – законченной строительством;

Уфа: ВНИИ НПГ, 1987. – 272 с.

- оценку качества технического проекта по 4. Геологотехнологические исследования сква результатам фактической реализации решений, жин/Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шаки заложенных в проекте;

ров и др. – М.: Недра, 1993. – 240 с.

- контроль соответствия реальных финансовых 5. Дамаскин М.М., Нестерова Т.Н. Использова затрат затратам, представляемым к оплате подряд- ние информационной системы «Удаленный мониторинг бурения» в нефтяных компа чиком буровых работ;

ниях//Бурение и нефть. – 2004. Июльавгуст. – - формирование текущих и окончательных тех С. 2426.

нико-экономических показателей строительства 6. Нестерова Т.Н., Ракичинский В.Н. Концепция конкретной скважины и нескольких скважин в информационной системы сопровождения целом;

строительства скважин для нефтегазодобы вающей компании//Каротажник. – 2005.

- формирование электронного дела скважины.

№ 56. – С. 5160.

При разработке ИС КиУСС необходимо учесть 7. Нестерова Т.Н., Кузнецов Ю.А., Макаров А.А.

все факторы, определяющие ее эффективность, и в Удаленный управляемый мониторинг бурения первую очередь такие как: как элемент информационной системы «Сопро - регламентированное получение информации о вождение строительства скважин»//Каротаж ник. – 2005. № 56. – С. 6165.

процессе строительства скважины и проводимых работах и исследованиях;

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН © Коллектив авторов, УДК 622.24.085. Результаты внедрения технологии зарезки боковых стволов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»

А.Г. Пасынков, В.С. Комаров, О.В. Буков, С.В. Филиндаш (ОАО «Юганскнефтегаз») Введение становлением аварийного фонда скважин на участ ках, где наличие остаточных запасов подтверждено Ресурсная база ОАО «Юганскнефтегаз» характе результатами эксплуатации соседних скважин или ризуется наличием значительной доли запасов аварийных скважин-кандидатов. Задачи текущего нефти, сосредоточенных на месторождениях, находя этапа работ можно разделить на следующие группы.

щихся длительное время в разработке. Выработка этих запасов осложнена наличием аварийного и 1. Вовлечение в разработку участков залежи, не нерентабельного фонда скважин, а также высокой охваченных активной выработкой и заводнением.

долей трудноизвлекаемых запасов, представленных 2. Извлечение запасов из нефтенасыщенных про целиками нефти, блокированными системой промы- слоев, расположенных в зоне активной выработки тых высокопроницаемых каналов. Доля трудноизвле- или приуроченных к кровельной части.

каемых запасов составляет 71,7 % общих запасов. В 3. Геологическое изучение недр путем зарезки таких условиях все большую актуальность приобре- боковых стволов, проводимое по двум направле тают передовые технологии воздействия на остаточ- ниям: углубление до нижележащих продуктивных ные запасы нефти, в частности зарезка боковых ство- пластов и зарезка с отходом в краевой части зал лов, в том числе с горизонтальным участком. Первые ежи. Применение зарезки вторых стволов для зарезки вторых стволов в ОАО «Юганскнефтегаз» решения данной задачи позволяет значительно были проведены в 1993 г., за 1993-2003 гг. выполнено сократить финансовые и трудовые затраты на под 14 зарезок боковых стволов на четырех месторожде- готовительные работы при разведочном бурении.

ниях: Мамонтовском, Приразломном, Восточно-Сур- При эксплуатационном бурении в слабоизученных гутском, Южно-Сургутском. В 2005 г. в ОАО «Юган- зонах опережающие зарезки вторых стволов обес скнефтегаз» начался новый этап работ по зарезке печивают кратное сокращение непроизводитель боковых стволов, который характеризуется не только ных затрат путем минимизации рисков.

совершенствованием технологии зарезки как в сер- 4. Особой задачей является апробирование висных организациях, так и в других нефтяных ком- результатов моделирования, подтверждение зон паниях, но и качественно новой методологией выбо- наличия остаточных запасов. В настоящее время ра участков и скважин для применения технологии, геофизические исследования в открытом стволе и обоснования типа заканчивания ствола, траектории результаты эксплуатации вновь введенных скважин проводки, расчета ожидаемых параметров работы позволяют наиболее достоверно оценить результаты скважин после проведения геолого-технических моделирования.

мероприятий (ГТМ).

Применяемая в компании методика выбора Принципы организации и мониторинга работ участков скважин предусматривает использование по зарезке вторых стволов программных продуктов для локализации остаточ Начальный этап работ по зарезке вторых стволов в ных запасов, что предполагает решение данной зада большинстве компаний, если не во всех, связан с вос- чи при реализации каждой зарезки ствола.

20 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН Данный этап характеризуется комплексным под- карты остаточных запасов и «трубок» тока в програм ходом ко всему процессу работ по зарезке вторых мном комплексе «ГиД» (рис. 1). По рейтингу «ячеек стволов. Для повышения качества работ и получения разработки» выбираются первоочередные участки их максимальной эффективности в 2005 г. в ОАО для выполнения работ по зарезке вторых стволов. По «Юганскнефтегаз» сформирована группа для монито- ним анализируются построенные геологические ринга данного вида работ. В нее входят геологи, разра- модели или проводится работа по их созданию.

ботчики и технологи управления строительства сква- Следующим этапом являются определение и пер жин, т.е. процесс контролируется на всех его этапах. вичная оценка потенциальных дебитов жидкости и Первыми результатами работ стали разработка прин- нефти по проектной скважине. В этом направлении ципов, методики подбора скважин-кандидатов и была проведена большая работа и проанализировано мониторинга процесса зарезки, что отражено в регла- множество вариантов расчета дебита жидкости сква менте на проведение работ [1], выбор первоочеред- жины. Наибольшая трудность возникла в определе ных скважин-кандидатов для зарезки ствола и, как нии дебитов скважин с горизонтальным окончанием.

следствие, повышение эффективности проводимых Из множества вариантов в настоящий момент за работ. Процесс подбора скважин-кандидатов включа- основу выбрана зависимость Joshi-Economides [2] ет определение первоочередных зон, расчет и обосно вание ожидаемых параметров, выбор с помощью многокритериальной функции скважины для зарезки (1) второго ствола.

Первоначальная информация по участкам посту пает из трех источников: проектные документы и где Q – дебит жидкости;

k - проницаемость;

h – модели, принятые за основу;

оперативно обновляю толщина;

pr, pc – соответственно пластовое и забой щийся рейтинг выработки по элементам разработки;

ное давление;

µ - вязкость;

Во - объемный коэффи Рис. 1. Пример анализа информации в ПО «ГиД» в районе скв. 6354 пласта АС4 Мамонтовского месторождения НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН циент;

а - половина главной оси эллипса, равного по наличие остаточных запасов, геологическая изучен площади зоне дренирования в горизонтальной пло- ность района, наличие в латеральной и вертикальной скости;

L - длина горизонтальной секции;

Rс - ради- близости обводненных участков залежи, ожидаемые ус скважины. параметры скважины.

Параметр а определяется по формуле После оценки технической возможности проведе ния работ в предложенных скважинах с учетом наземной инфраструктуры и экономического анали за рассчитывается проектный профиль ствола и (2) определяются возможные способы заканчивания скважины. С учетом того, что все работы по данному где Re - половина малой оси зоны дренирования.

^ направлению выполняются сервисными предприя Расчет проводится по разработанному шаблону для тиями, немаловажное значение для успешного прове различных сценариев геологических свойств пласта и дения запланированных работ имеет тесное сотруд параметров ствола скважин (тип ствола, длина гори- ничество группы специалистов ОАО «Юганскнефте зонтального участка). Параллельно с разработанным газ» и специалистов подрядчика, которое начинается алгоритмом расчета дебита скважины применяется на этапе выбора скважин и наибольшую значимость программное обеспечение Perform. При определении приобретает в процессе проводки и заканчивания ожидаемой обводненности продукции скважины скважины. Построение профиля скважины в трех используются значения текущей нефтенасыщенности, мерной геологической модели, а также ежедневная исходя из зависимостей Баклея–Леверетта [3]. Завер- его корректировка по фактическим данным проход шающим шагом составления рейтинга скважин-кан- ки, телеметрическим данным геофизических иссле дидатов является определение многокритериальной дований скважин (ГИС) осуществляются в програм функции, к основным параметрам которой относятся мном комплексе Petrel (рис. 2). В процессе бурения в Рис. 2. Геологическое моделирование, проектирование траектории бокового горизонтального ствола и после дующее сопровождение бурения ствола в программе Petrel скв. 6354 Мамонтовского месторождения 22 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН не только затраты, но и время бурения. В качестве примера можно привести бурение скв.

6014 Южно-Сургутского месторождения, где по резуль татам бурения пилотных и горизонтальных стволов в соседних скв. 1319 и 1263Р был пробурен горизонтальный ствол с проходкой по заданно му коридору бурения (рис. 3).

После ввода скважины с БГС в эксплуатацию проводится постоянный мониторинг их работы, динамики режимов эксплуатации самой скважи ны и окружающих ее скважин.

В связи с кратным увеличе нием объемов работ возникает вопрос о качестве работ, про водимых сервисными органи зациями. Поэтому в 2005 г. осо Рис. 3. Схема расположения БГС и пилотных стволов в районе скв. 6014 Южно бое внимание было уделено Сургутского месторождения решению задачи выбора зависимости от геологических условий и целей про- подрядчиков, отработки схемы взаимодействия.

водится следующий комплекс ГИС: телеметрия теку- Работы велись одновременно с шестью подрядчи щего положения ствола (гироскоп), гамма-каротаж, ками: Schlumberger, Baker Hughes, ООО «Буркан», электрический каротаж (кривая амплитудного зату- ЗАО «ЕАСКО Буровые Станки», ЗАО «Панора хания, кривая фазового смещения);

проводят отбор и ма–ТЭК», ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз».

анализ шлама. Результаты работ по зарезке вторых стволов в При бурении боковых горизонтальных стволов 2005 - начале 2006 г.

(БГС) в 2005-2006 гг. в зависимости от геологиче- За этот период выполнены зарезки БГС в ских условий и полноты имеющейся геолого-про- скважинах, в 7 в 2005 гг. и в 6 за 4 мес 2006 г. Для мысловой и геофизической информации исполь- геологического изучения недр проведено углубле зовались варианты с пилотным стволом и без ние в трех скважинах. После зарезки вторых ство него. При этом бурение пилотного ствола имеет лов введены в эксплуатацию 12 скважин, одна наибольшее значе ние в зонах пласта с высокой латераль ной и вертикальной не однороднос тью коллекторов, зонах с отсутствием информации по текущему положе нию ВНК, а также в краевых зонах. В то же время при высо кой надежности данных отказ от бурения пилотного ствола сокращает Примечание. Средний дебит нефти скважин с БС (БГС) составил 115 т/сут, накопленная добыча нефти равнялась 47511 т.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН ликвидирована. Начальный дебит нефти варьиру- исследований рекомендуется предусмотреть сниже ет от 16 до 359 т/сут, средний – составляет ние уровня.

115 т/сут, средний дебит жидкости достигает 277 В трех скважинах выполнено углубление путем м3/сут, потенциал скважин при забойном давле- зарезки вторых стволов. Одна скважина введена в нии, равном давлению насыщения, значительно эксплуатацию, в двух ведутся работы по заканчива больше. Обводненность по скважинам изменяет- нию и освоению. В скв. 6079 Мамонтовского место ся от 93 до 1 % (см. таблицу). Суммарный дебит рождения нефтенасыщенная толщина целевого нефти по всем скважинам на текущую дату соста- объекта работ ЮС2 составила 5,4 м, дебит нефти вляет 706 т/сут. Эффект по всем успешным сква- после зарезки и ГРП - 33,7 т/сут. Путем углубления в жинам продолжается. скв. 6079 подтверждена перспективность горизонта Скв. 336Б Южно-Сургутского месторождения ЮС2, прирост извлекаемых запасов нефти составил была пробурена в восточной части залежи пласта 240 тыс. т. Ожидаемый прирост запасов по пласту БС10. По результатам сейсморазведки 2D, нефтена- ЮС2 Южно-Сургутского месторождения в районе сыщенная толщина данного участка составляет 5- скв. 2061 и 2050, находящихся в освоении, оценива 10 м. В то же время залежь осложнена сбросами и ется в 500 тыс. т.

характеризуется большими перепадами высот Заключение поверхности пласта. В связи с этим было принято 1. В 2005 г. в ОАО «Юганскнефтегаз» был приме решение по проведению опережающей зарезки нен принципиально новый подход к проведению бокового ствола с отходом 250 м в район планируе- работ по зарезке вторых стволов. Разработаны мето мого эксплуатационного бурения. Результаты буре- дика подбора скважин-кандидатов и схема взаимо ния пилотного ствола показали, что кровля пласта действия служб ОАО, подрядчиков и сервисных находится ниже расчетной абсолютной отметки и компаний.

контура ВНК. Проведение работ по зарезке второго 2. За 2005-начало 2006 г. зарезки проведены в ствола позволило уточнить геологическое строение 13 скважинах, 12 из них введены в эксплуатацию.

залежи и избежать неэффективных затрат на стро- Средний дебит нефти составил 115 т/сут, накоплен ительство кустовой площадки и бурение добываю- ная добыча - 47,5 тыс. т.

щих скважин, предусмотренных проектным доку 3. В результате углубления в скв. 6079 прирост ментом.

извлекаемых запасов составил около 0,3 млн.т.

Как было отмечено выше, тип заканчивания 4. Основными являются следующие направления определяется по каждой скважине дифференциро повышения эффективности работ по зарезке вто ванно: по семи скважинам пробурен ориентирован рых стволов:

ный ствол, по шести - с горизонтальным участком.

- совершенствование качества цементирования, Основным методом заканчивания вторых стволов заканчивания скважин;

является применение нецементируемого щелевого - построение по всем скважинам-кандидатам фильтра Ф102-6,5-Д.

секторных гидродинамических моделей;

В скв. 3079 Усть-Балыкского месторождения был - уточнение по мере накопления статистических проведен гидроразрыв пласта (ГРП) во втором ство данных ожидаемых режимов работы скважин после ле. Суммарная нефтенасыщенная толщина состави выполнения работ по зарезке БГС (БС).

ла 31,2 м, разрез расчлененный, с толщиной просло ев 0,6-2,1 м. Начальный дебит нефти равен 59,5 т/сут при ожидаемом без ГРП - 21 т/сут.

Список литературы Анализ работы скважин после зарезки вторых стволов выявил, что практически по всем скважи 1. Положение о взаимодействии при капитальном нам, где расчетные параметры не совпадают с фак- ремонте скважин методом зарезки боковых ство тическими, это связано с заканчиванием и цементи- лов, версия 1.00. N 16ЮНС0604). Нефтею рованием хвостовиков. Геологическая успешность ганск: ОАО «Юганскнефтегаз», 2005. – 100 с.

работ составила 85 %. В трех скважинах заколонные 2. Economides M.J., Hill D.A., EhligEconomides C.

Petroleum production systems, 1994 by Prentice перетоки воды подтверждены методами промысло Hall Inc. Upper Saddle River. NJ 07458. Р. 3136.

вых геофизических исследований. Для их ликвида 3. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторож ции предложено цементирование с использованием дений при заводнении. М.: Недра, 1974. 189 с.

заколонных пакеров, при проведении промысловых 24 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ © Коллектив авторов, УДК 622.276.031:532.529.5.001. Фрактальная модель многофазной фильтрации в неоднородных пористых средах В.А. Байков, А.Р. Латыпов, И.Б. Васильев, В.И. Савичев (ООО «ЮНГНТЦ Уфа») Введение Как известно, объекты, обладающие свойством (1) самоподобия, называются фракталами [1]. Фрак тальность пород (песчаников) на микроуровне была где (r, t) – сглаженная по флуктуациям плот впервые доказана экспериментально [2] в широком ность вероятности нахождения диффундирующей диапазоне размеров частиц (от 0,1 до 100 мкм) и частицы вещества в точке c координатами r, t;

D – размерность фрактала по Хаусдорфу [2];

k, – пара пористости (от 0,05 до 0,3). При этом фрактальные размерности образцов изменялись от 2,57 до 2,87 и метры, описывающие аномальную проводимость зависели от сорта песчаников. Корректный учет фрактальной среды.



Pages:   || 2 | 3 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.