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 ] --

ISSN 20742339

42010

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ТЕМА НОМЕРА:

ОАО «НК «Роснефть» –

новые технологии и передовой опыт

Вниманию авторов статей, публикуемых

в Научнотехническом вестнике

ОАО «НК «Роснефть»

Научнотехнические статьи, планируемые к опубликованию в нашем изда нии, проходят процедуры рецензирования и утверждения на редакцион ной коллегии. При положительных заключениях материалы помещаются в «портфель» редакции для дальнейшего публикования. Процедура рецензированияутверждения занимает срок от 1 до 3 мес, далее – статья публикуется в порядке очереди. Порядок публикации зависит от актуальности материала.

Требования к текстовым и иллюстративным материалам для публикации в Научнотехническом вестнике ОАО «НК «Роснефть»

1. Статья должна быть написана грамотным научным языком, отражать достоверные факты, изложение материала должно быть построено по схеме «анализ – вывод» с обязательным выделением Введения и Заклю чения.

2. Авторский коллектив должен быть не более четырех человек. В све дениях об авторах необходимо указать фамилию, имя, отчество полно стью;

место работы и занимаемую должность;

ученые степень, звание (если есть);

рабочий почтовый адрес, рабочий телефон/факс;

электронную почту.

3. Объем статьи: от 12 до 16 тысяч знаков (с пробелами), число рисун ков – не более 4, число таблиц – не более 4.

4. Формат рисунков: Word, Excel, CorelDraw, Adobe Illustrator, Photoshop (тип файлов jpg или tif;

разрешение не менее 300 dpi).

5. Статьи следует представлять на электронных носителях или пересы лать по электронной почте. Если объем файла составляет 1 МГб и более, то при отправлении статей необходимо использовать архиватор RAR, ZIP.

За дополнительной информацией обращайтесь в Корпоративный научнотехнический центр ОАО «НК «Роснефть» к ученому секретарю Марине Эдуардовне Хлебниковой Email: m_khlebnikova@rosneft.ru Тел. (495) 2294728 или 6555 (Меридиан) НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ СОДЕРЖАНИЕ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «СамараНИПИнефть» 10 лет Издается с 2006 года Правильно выбранная стратегия развития и высокий профессионализм коллектива – два слагаемых успеха ООО «СамараНИПИнефть»................................... РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ Ардалин А.А., Головачева Е.Г. Внутрискважинная перекачка Худайнатов Э.Ю.

пластовых вод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз»................................................... (главный редактор) Гнибидин В.Н., Шиповский К.А., Шагалеев Б.Р., Черников М.А.

Хасанов М.М.

Внедрение новых информационных технологий в процессе (заместитель строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»............................... главного редактора) Байков В.А.

Бачин С.И. Экономика, управление, кадры Берлин А.В.

Рябчун Д.Е. Оптимизация управления абсолютной ликвидностью Гилаев Г.Г.

компании с использованием новых банковских продуктов Грибов Е.А.

для повышения доходности финансовых вложений..................................................... Давыдова Е.А.

Думанский Ю.Г.

Геология и геофизика Заикин И.П.

Исмагилов А.Ф. Афанасьев И.С., Гаврилова Е.В., Бирун Е.М., Калмыков Г.А., Балушкина Н.С.

Кондратьев Н.А. Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы......................................... Кошовкин И.Н.

Кузнецов А.М.

Бурение скважин Латыпов А.Р.

Ларин М.А., Бочкарев И.В. Анализ эксплуатации, преимуществ Литвиненко В.А.

и выбор оптимальной модели силового верхнего привода для бурения Малышева Н.А.

Нападовский В.В. скважин глубиной 4000 м на месторождениях Западной Сибири............................. Рудяк К.Б.

Телин А.Г. Разработка месторождений Тыщенко В.А.

Щемелинин Ю.А., Раздобреева Н.И., Ледовская Т.И., Тупицин Е.В.

Уваров Г.В.

О взаимосвязи абсолютной проницаемости для газа и фазовой Щукин Ю.В.

проницаемости для нефти................................................................................................ Можчиль А.Ф., Атнагулов А.Р., Исмагилов Р.Р. Повышение СЕКРЕТАРИАТ Мамлеева Л.А. эффективности освоения месторождения путем формирования Хлебникова М.Э. технико-экономического рейтинга бурения на примере Горшковской площади Приобского месторождения.............................................................................................. Конференции Х научно-практическая конференция «Геология и разработка Сдано в набор 15.11. Подписано в печать 15.12.2010 месторождений с трудноизвлекаемыми запасами»...................................................... Тираж 1300 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», Скважинная добыча нефти и газа Зарегистрирован Федеральной Стрижнев В.А., Пресняков А.Ю., Никишов В.И., Михайлов А.Г.

службой по надзору за соблюдением законодательства Методы изоляции прорывов газа при разработке нефтегазовых месторождений...... в сфере массовых коммуникаций Петренко С.Н., Гарифуллин А.Р., Абужаков А.З. Насосное оборудование и охране культурного наследия для эксплуатации скважин, впервые вводимых после бурения, 01.06.2007 г.

в осложненных условиях.................................................................................................... ПИ № ФС При перепечатке материалов Переработка нефти и газоконденсата ссылка на «Научнотехнический вестник ОАО «НК «Роснефть» Федоров С.К., Федорова Л.В., Сараев В.Т., Клюев Ф.К. Применение обязательна технологии электромеханической обработки в ремонтном производстве Отпечатано в ООО «Август Борг» ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод»................................................... Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство Рефераты............................................................................................................................... «Нефтяное хозяйство»

Алфавитный указатель...................................................................................................... 117997, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/ www.oilindustry.ru ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

Уважаемые коллеги!

Символично, что круглую дату Самарский научно-иссле довательский и проектный институт нефтедобычи отмечает в год 15-летия ОАО «НК «Роснефть».

С середины 2007 г. ООО «СамараНИПИнефть» является частью Корпоративного научно-проектного комплекса ОАО «НК «Роснефть», в состав которого входят 10 научно-исследо вательских и проектных институтов. ООО «СамараНИПИнефть» уча ствует в крупнейших проектах компании: генеральное проектирование объектов ОАО «Самаранефтегаз», разработка месторождений высоко вязких нефтей в Венесуэле, проектирование топливозаправочного ком плекса в аэропорту г. Владивостока, реализация совместно с американ ской нефтяной компанией Chevron инновационного проекта «Морское бурение на Черном море». Эффективная деятельность института стала возможной благодаря правильно выбранной стратегии развития и высо кому профессионализму коллектива. Это своего рода два слагаемых успе ха ООО «СамараНИПИнефть».

Научно-исследовательские и проектные работы ООО «Самара НИПИнефть» получили высокую оценку компании. Так, по итогам кон курса среди проектных групп и менеджеров Корпоративного научно проектного комплекса ОАО «НК «Роснефть» работы «Обустройство Западно-Коммунарского месторождения ОАО «Самаранефтегаз», «Проект разработки Западно-Коммунарского месторождения ОАО «Самаранефтегаз», «Научные рекомендации для проектирования двухпоточной УПСВ «Петрухновская» награждены дипломами побе дителей.

Устойчивое развитие ОАО «НК «Роснефть» является результатом преж де всего целеустремленной, слаженной и ответственной работы всех сотрудников компании. За добросовестный и безупречный труд, высокий профессионализм, ответственность, большой личный вклад в развитие нефтегазовой отрасли 25 специалистов института награждены почетными грамотами и благодарственными письмами ОАО «НК «Роснефть».

Позвольте поздравить коллектив Самарского научно-исследователь ского и проектного института нефтедобычи с 10-летием. Пусть вам все гда сопутствуют вдохновение и удача, которые помогут претворить в жизнь самые смелые проекты!

С уважением, М.М. Хасанов, директор по науке ОАО «НК «Роснефть»

2 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

Правильно выбранная стратегия развития и высокий профессионализм коллектива – два слагаемых успеха ООО «СамараНИПИнефть»

Почти 75 лет назад были добыты первые тонны самарской нефти. В 1936 г. впервые на территории Самар ской области в Сызранском районе началась промышленная добыча неф ти, в 1937 г. – возник первый нефтепро мысел, в 1938 г. – создано объединение «Востокнефтедобыча», которое было преобразовано в производственное объ единение «Куйбышевнефть», а в 1994 г. – в ОАО «Самаранефтегаз». Сегодня здесь добыто уже более 1 млрд. т «черного зо лота». Благодаря нефти и газу Самарская область превратилась в один из самых развитых регионов страны.

На рубеже 90-х годов XX века пред приятия нефтегазового комплекса ока зались в совершенно новых экономи ческих условиях. Для того, чтобы объ единить усилия предприятий нефтедо бывающей и нефтеперерабатывающей отраслей, Правительство Российской Федерации приняло решение о созда нии вертикально интегрированных нефтяных компаний, работающих по принципу «от скважины – до бензоко лонки». Предприятия, входившие в такую компанию, должны были соста вить единую технологическую цепочку:

одни выполняют геолого-разведочные работы, другие – добывают нефть, третьи – ее перерабатывают, четвер тые – продают. Все взаимо связаны и работают на За 10 лет в институте было общий результат. В этот выполнено более 800 ра период остро встала про блема отсутствия научно- бот по подсчету запасов, технического сопро - проектированию разработ вождения процессов неф ки и обустройства нефтя тедобычи. Среди карди ных месторождений.

нальных мер, принятых НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

нефтяными компаниями для преодоления кризис- ших программ для задач геологического и гидродина ных явлений на рубеже ХХ-ХХI веков, стало образо- мического моделирования нефтяных месторожде вание корпоративных научно-исследовательских ний. Проделана большая работа по адаптации, внед центров по проблемам добычи нефти. рению и развитию программного продукта «Прайм», который в настоящее время является базовым паке Свою историю «Самарский научно-исследова том для интерпретации результатов геофизических тельский и проектный институт нефтедобычи»

исследоаний скважин (ГИС) в ОАО «НК «Роснефть».

(ООО «СамараНИПИнефть») начал 10 лет назад как Выполнена оцифровка 40 % исходных данных ГИС один из институтов в составе Инжинирингового месторождений Самарской области. Эта работа легла центра НК «ЮКОС». Основу коллектива составили в основу создания банка данных ГИС.

специалисты из ОАО «Гипровостокнефть».

Определяющее значение для развития научно За 10 лет в институте было выполнено более технического потенциала института приобрело работ по подсчету запасов, проектированию разра вхождение ООО «СамараНИПИнефть» в 2007 г. в ботки и обустройства нефтяных месторождений. С единый Корпоративный научно-проектный ком 2007 г. институт стал генеральным подрядчиком плекс под общим руководством корпоративного ОАО «Самаранефтегаз», которое ведет производ научно-технического центра ОАО «НК «Роснефть».

ственную деятельность на территории 28 муници Перед институтом была поставлена задача обеспече пальных образований (26 – в Самарской области, ния комплексного научного сопровождения деятель 2 – в Оренбургской). На балансе предприятия ности ОАО «НК «Роснефть» в Самарской области и 144 мес торождения (20 – в разведке, 124 – в разра других регионах.

ботке), 1192 объекта. Самый высокий уровень про изводства был достигнут в Сегодня ООО «СамараНИПИ начале 70-х годов, когда нефть» – развивающийся добыча на месторождениях научно-исследовательский и Определяющее значение ПО «Куйбышевнефть» пре- проектный институт, осуществ для развития научнотехни вышала 35 млн. т. Последние ляющий научно-техническое ческого потенциала инсти 25 лет годовая добыча нефти сопровождение всего цикла составляет 8-12 млн. т. нефтедобычи на базе разработ тута приобрело вхождение ки и внедрения передовых С 2000 по 2008 г. ООО ООО «СамараНИПИнефть» в научных, технических и техно «СамараНИПИнефть» воз- 2007 г. в единый Корпора логических решений. Коллектив главлял кандидат техниче тивный научнопроектный ООО «СамараНИПИнефть» – ских наук Михаил Валентин комплекс под общим руко это 515 высококвалифициро ович Катеев. Под его руко ванных специалистов, среди водством корпоративного водством были сформирова которых 22 кандидата наук, 12 – ны основные направления научнотехнического цент являются соискателями ученых деятельности института ра ОАО «НК «Роснефть».

степеней. Средний возраст сот («Геология и Разработка», рудников – 39 лет.

«Проектирование обустрой ства месторождений»), постро- С 2006 г. общий объем ен лабораторный корпус, организован научный центр выполненных ООО «СамараНИПИнефть» работ математического моделирования процессов нефтедо- увеличился в 5 раз.

бычи, создана информационно-техническая база С 2008 г. институт возглавляет кандидат экономиче института. Уже на этапе формирования институт ских наук Азамат Фаритович Исмагилов. Под его руко выполнял уникальные проекты: «Система создания водством институт полностью интегрировался в про инертной парогазовой среды в резервуарах изводственные процессы ОАО «НК «Роснефть».

Радаевской УПН НГДУ «Сергиевскнефть», «Создание По решению компании на базе ООО «Самара постоянно действующей геолого-гидродинамической НИПИнефть» начали развиваться центры компетен модели Му хановского нефтяного месторождения ции по планированию и сопровождению полевых Самарской области», «Нормативный справочник сейсмических работ;

добыче, подготовке и транспорту услуг, материалов и оборудования для Томского, высоковязких нефтей и битумов;

разработке типовых Тюменского и Самарского регионов» и др. Большое проектов обустройства месторождений;

инжинирин внимание уделялось апробации и внедрению новей- гу бурения (Проектно-инжиниринговый центр по 4 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

Динамика объема выполненных работ строительству и реконструк- ринга разработки месторож Работа в структуре ОАО ции скважин). дений, с 2008 г. – реализуется интегрированное проекти В настоящее время инсти- «НК «Роснефть» дала инсти рование разработки место тут обеспечивает разработку туту новое развитие, рас рождений с комплексным программ геолого-разведоч ширила сферу деятельно рассмотрением вопросов ных работ, проектов на сти предприятия. геологии, разработки, по поисковое и разведочное верхностного обустройства бурение, обработку и интер и экономических показателей.

претацию данных сейсмораз ведки 2D/3D, проведение стандартных исследований В 2009 г. для уточнения сырьевой базы региона и коллекторов и пластовых флюидов, подсчет запасов, научного обоснования ее развития создана группа проектирование и текущий мониторинг разработки по оценке геологических и извлекаемых запасов по месторождений, инжиниринг процесса бурения, про- международным стандартам SPE и SEC.

ектирование в области обустройства процессов добы- Инжиниринг строительства чи, транспорта и подготовки нефти и газа. и реконструкции скважин Работа в структуре ОАО «НК «Роснефть» дала В 2009 г. на базе ООО «СамараНИПИнефть»

институту новое развитие, расширила сферу дея- создан Проектно-инжиниринговый центр (ПИЦ) тельности предприятия. по строительству и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть». Только за один год выполнено Геология и разработка проектов на строительство и реконструкцию сква С целью оценки необходимых вложений и дохо жин, в том числе многозабойных, для ОАО дов от планируемых инвестиций в институте соз «Самаранефтегаз», ООО «РН-Северная нефть» и дано направление «Концептуальное проектирова ОАО «РН-Юганскнефтегаз». Начата разработка ние проектов». С декабря 2009 г. рабочая группа проектно-сметной документации на строитель ООО «СамараНИПИнефть» приступила к концеп ство скважины на «глубокой» воде (глубина моря – туальному проектированию блока Хунин- 2 км, проектная глубина – 6 км). Осуществляется (Венесуэла). Реализация данного проекта может внедрение системы мониторинга строительства и принести российским компаниям до 10 % годовой реконструкции скважин на основе информацион добычи нефти.

ных технологий и удаленного доступа к информа С 2007 г. институт проводит мероприятия по соз ции с буровых площадок компании.

данию и развитию системы постоянного монито НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

Проектноизыскательские Инфраструктура Высокие эффективность и стабильность рабочих работы процессов любой организации сегодня немыслимы В 2009 г. Центром компетенции по типовому про без современной информационной инфраструкту ектированию совместно с ведущими корпоратив ры. Поэтому с 2008 г. в институте ведутся работы по ными научно-исследовательскими и проектными модернизации существующей ИТ-инфраструктуры институтами разработаны первые редакции типо и интеграции передовых информационных техноло вых технических решений по строительству кустов гий в производственную деятельность.

скважин, кустовых насосных станций, факельного С самого начала стратегия развития ИТ ООО хозяйства и нефтеперекачивающих станций с резер «СамараНИПИнефть» ориенти вуарным парком. Необходимо рована на полномасштабное отметить основные результа применение технологий вир ты направления «Проекти- Среди ключевых приори туализации для консолида рование обустройства тетов «СамараНИПИнеф ции вычислительных мощно наземной инфраструктуры»

ти» постоянное совершен стей в едином защищенном в 2009 г.: проектирование ствование деловой прак центре обработки данных.

объектов нефтесбыта;

реше Основой базовой информа ние проблем транспорта тики и повышение про ционной среды института высоковязких и тяжелых изводительности труда во должна стать инфраструк нефтей;

утилизация нефтя всех сферах деятельно тура виртуальных серверов.

ного газа с применением сти. Эти задачи успешно При ее построении исполь мультифазных насосных решаются путем внедрения зуются системы с кластериза станций;

комплексная под цией хост-серверов (так на готовка жидкостей для глу- централизованных прог зываемые пулы аппаратных шения скважин;

переработ рамм департамента кадров ресурсов) под управлением ка замазученных грунтов на ОАО «НК «Роснефть». программной среды виртуа месторождениях.

6 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

лизации, на которых Работа предприятия невозможна запускаются и работают без создания условий для высоко В ближайших планах ООО гостевые операционные производительного труда и про «Самара НИПИ нефть» – системы. При этом фессионального роста сот научнопроектное обес ключевым компонен- рудников. Среди ключевых при том архитектуры стано- оритетов ОАО «СамараНИПИ печение прироста запа вятся виртуальные ма- нефть» постоянное совершенство сов и дальнейшего роста шины, управление ими вание деловой практики и повыше добычи ОАО «Самара возлагается на специ- ние производительности труда во нефтегаз», развитие цен альную служебную про- всех сферах деятельности. Эти зада тров компетенции компа грамму – гипервизор. чи успешно решаются путем внед Для этих целей в 2009 г. рения централизованных про нии, интеллектуальной были приобретены и грамм департамента кадров ОАО системы управления на интегрированы в суще- «НК «Роснефть». Первоочередми земной инфраструктурой ствующую ин фра - являются работа с молодыми спе добывающего пред при структуру современные циалистами, обучение и развитие ятия, создание направле серверы-лезвия про- персонала, привлечение высоко изводства Hewlett- квалифицированных специали ния энергосбережения и Packard и система хра- стов, улучшение условий труда и энергоэффективности.

нения данных. В резуль- развитие корпоративной культуры.

тате большая часть уста- 5 февраля 2010 г. на базе ООО ревшего парка серверов «СамараНИПИнефть» и ЗАО «Сама была консолидирована в среде виртуализации и ра-Нафта» создана Самарская секция Общества появился ресурс, позволяющий наращивать инженеров-нефтяников (SPE). Миссией SPE являют вычислительные мощности по мере необходимо- ся продвижение технологий, обмен информацией сти путем простого увеличения числа хост-серве- между всеми профессионалами нефтегазовой от ров или их аппаратных компонентов. расли по всему миру. В 2010 г. Самару посетили С 2009 по 2010 г. парк персональных рабочих Президент SPE-2010 А. Лабастье, выдающиеся лек станций частично заменен новыми высокопроиз- торы SPE Б.Л. Бекнер и Эрни Браун, состоялась гео водительными компьютерами, введена в эксплуа- логическая экспедиция на обнажения юрского тацию новая структурированная кабельная систе- периода правого берега р. Волги.

ма с максимальной пропускной способностью Обеспечивая научно-технической и проектно 10 Гбит/с по витой паре;

оборудовано и введено в сметной документацией нефтедобывающие пред эксплуатацию современное помещение серверной, приятия ОАО «НК «Роснефть», ООО «Самара где сосредоточены все аппаратные средства НИПИнефть» поддерживает партнерские отноше ИТ-инфраструктуры института. Кроме того, была ния с другими нефтяными компаниями и отдельны модернизирована почтовая система. ми предприятиями.

Развитие информационной инфраструктуры про- В ближайших планах ООО «СамараНИПИ должается. Запланированы внедрение и ввод в экс- нефть» – научно-проектное обеспечение прироста плуатацию новых сервисов, таких как IP-телефония и запасов и дальнейшего роста добычи ОАО «Самара виртуализация приложений с доставкой «по требова- нефтегаз», развитие центров компетенции компании, нию» на рабочие места;

внедрение и развитие автома- интеллектуальной системы управления наземной тизированных систем управления организационно- инфраструктурой добывающего предприятия, созда распорядительным и инженерным документооборо- ние направления энергосбережения и энергоэффек том, системы управления проектами. тивности.

ООО «СамараНИПИнефть»

Российская Федерация, 443010, г. Самара, ул. Вилоновская, 18.

Тел.: (846) факс: (846) Email: snipioil@samnipineft.ru НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

А.А. Ардалин, Е.Г. Головачева, УДК 622.276. Внутрискважинная перекачка пластовых вод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз» А.А. Ардалин, Е.Г. Головачева (ОАО «СамараНИПИнефть») Ключевые слова: поддержание пластового давления (ППД), внутрискважинная перекачка, скважина.

Адрес для связи: snipioil@samaranipineft.ru Введение Рассмотрим принципиальные схемы установок С целью увеличения темпов отбора нефти и для ВСП.

повышения нефтеотдачи нефтегазодобывающие компании применяют нагнетание рабочего агента Технология ВСП по двухпакерной схеме (в 80 % случаев – воды) в пласт для создания «снизу вверх» (рис. 1) напорного режима, который часто характеризу- Жидкость из водоносного пласта перекачивает ется большим конечным коэффициентом ся с помощью установки электроцентробежного извлечения нефти (КИН) по сравнению с режи- насоса (УЭЦН) в полость насосно-компрессор мами истощения. Для заводнения широко ных труб (НКТ), а из нее – в межтрубное про используются сточные и пластовые воды, что поз- странство и далее в продуктивный пласт. Выше воляет решить проблему защиты водных ресур- продуктивного пласта устанавливается пакер сов и окружающей среды. типа П-ЭГМ с возможностью пропуска кабеля Стандартная система поддержания пластового УЭЦН. Параметры работы скважины (давление, давления (ППД) включает: источник воды, низко- расход, температура) измеряются с помощью напорные (питательные) водоводы, насосную стан- скважинного измерительного прибора.

цию второго подъема, кустовую насосную стан- Различие схем на рис. 1, а, б заключается в цию, нагнетательные скважины, комплекс прибо- исполнении УЭЦН (соответственно в кожухе и ров для измерения объемов закачиваемой воды. без него). При применении схемы на рис. 1, а воз При существенном снижении пластового давле- никает проблема с телеметрической системой ния или необходимости интенсификации добычи (ТМС) – невозможность замены расходомера при нефти возникает потребность ввода дополни- выходе его из строя без извлечения скважинного тельных нагнетательных скважин, а следователь- оборудования. В схеме на рис. 1, б такая проблема но, и периодической реконструкции систем ППД, отсутствует, так как скважинный измерительный являющейся дорогостоящим мероприятием. прибор спускается на геофизическом кабеле.

Уменьшить затраты на реконструкцию или Применение данных схем исключает необходи строительство системы ППД позволит примене- мость наземного обустройства для ППД и позво ние технологий внутрискважинной перекачки ляет вести замер объема закачиваемой воды.

(ВСП) пластовой жидкости.

1 Опубликована в трудах института «Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений». – 2010. – Вып. 1. – С. 162–169.

8 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

Рис. 1. Технология ВСП по двухпакерной схеме «снизу вверх» а б с УЭЦН в кожухе (а) и без него (б):

а: 1 – эксплуатационная колонна;

2 – НКТ;

3, 12 – пакеры;

4 – модуль нагне тания;

5 – спускной клапан;

6 – обратный клапан;

7 – ЭЦН;

8 – про тектор;

9 – погружной электродви гатель;

10 – кожух;

11 – продуктивный пласт;

13 – водоносный пласт;

14 – хвостовик;

15 – кабель;

16 – измерительный прибор;

б: 1 – кабель;

2, 6 – пакеры;

3 – пласт под закачку;

4 – измерительный прибор;

5 – ава рийный разъединитель колонны со срезом кабеля;

7 – струйный насос;

8 – обратный клапан;

9 – ЭЦН;

10 – пласт Технология ВСП по однопакерной схеме «снизу вверх» (рис. 2) Жидкость из водоносного пла ста перекачивается из-под пакера по хвостовику и кожуху в полость НКТ, а из нее через калиброванное отверстие – в межтрубное про странство и далее в продуктивный пласт.

Данная схема также не нуждает ся в наличии наземного обустрой ства для ППД, обеспечивает воз можность замера объема закачки, отличается простотой конструк ции и отсутствием пакера с кабельным вводом. Спуск прибо ров осуществляется на геофизи ческом кабеле, при заранее протарированном отверстии можно определить объем закачки по разнице показаний устьевых манометров, применяется стан дартное оборудование.

К недостаткам относится воз можность коррозии эксплуата ционной колонны.

Технология ВСП Рис. 2. Технология ВСП по однопа Рис. 3. Технология ВСП по однопакерной по однопакерной схеме керной схеме «снизу вверх»: схеме «сверху вниз»:

1, 2 – манометр;

3 – НКТ;

4 – калибро 1 – питающий кабель;

2 – питающий пласт;

«сверху вниз» (рис. 3) ванное отверстие;

5 – расходомер;

6 – 3 – компенсатор;

4 – погружной электро Конструктивно установка для ЦН;

7 – входной узел;

8 – датчик дав двигатель;

5 – протектор;

6 – насос;

7 – перекачки по схеме «сверху вниз» ления;

9 – кожух;

10 – погружной элек обратный клапан;

8 – расходомер;

9 – тродвигатель;

11 – продуктивный пакер;

10 – НКТ;

11 – пласт для закачки выполнена по перевернутой схеме пласт;

12 – хвостовик;

13 – водонос относительно традиционных ный пласт НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

УЭЦН. Поток жидкости направляется сверху вниз, В июле 2010 г. на Неклюдовском месторождении обеспечивая закачку воды в пласт. Зона закачки паке- (скв. 427) в рамках Системы Новых Технологий руется и таким образом отделяется от зоны подачи внедрена технология внутрискважинной перекачки жидкости. Жидкость подается сверху колонны. воды с нижележащего пласта С4 в вышележащие продуктивные пласты С1а+С2. В дальнейшем плани УЭЦНАВ (установки электроцентробежных насо руется провести испытание этой технологии еще в сов производства ОАО «АЛНАС» водяные) для одной скважине.

закачки воды в пласт позволяют избирательно Одновременно-раздельная закачка воды на место нагнетать воду в выбранные для этого скважины и рождениях ОАО «Самаранефтегаз» в настоящее имеют ряд преимуществ перед другими типами ана время не применяется.

логичного оборудования:

При реализации технологий ВСП учитывались – длительный срок службы;

следующие параметры:

– простота в эксплуатации;

– совместимость закачиваемой воды с водой про – отсутствие необходимости в специальном поме дуктивного пласта;

щении для монтажа установки, так как она находит – расстояние между объектами не менее 3 м;

ся в скважине;

– отсутствие водоводов для организации ППД;

– возможность выбора характеристик напора и – отсутствие нарушений эксплуатационной колонны;

производительности для отдельной скважины.

– минимальный диаметр эксплуатационной Сравнение стандартной схемы ППД и ВСП приве колонны 146 мм.

дено в табл. 1.

Характеристики нагнетательных скважин с ВСП Таблица на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» приве Кустовые насосные Внутрискважинная Параметры дены в табл. 2.

станции (КНС, БКНС) перекачка воды (ВСП) До 200 м3/сут Расчет накопленной дополнительной добычи По наличию подтоварной Объем закачки для месторождений воды с УПСВ (рис. 4) показал, что в настоящее время фактиче Самарской области ские показатели меньше расчетных. Однако полу Подтоварная вода с УПСВ, Вода водоносных Источник воды пресная вода, вода ченный отрицательный эффект не является сви горизонтов водоносных горизонтов детельством того, что система неэффективна. Из Наличие низко Системы и высоконапорных Отсутствует 24 скважин, оборудованных «перевертышами», обвязки водоводов, ВРП эффект четко прослеживается только в семи.

Высокие затраты Шесть скважин были введены в эксплуатацию на проектирование, Отсутствие возможности использования подтоварной строительство, Основные недавно, проследить эффект по ним станет воз эксплуатацию, необходимость воды, небольшие дебиты недостатки можным только через несколько месяцев. С уче водоносных горизонтов наличия постоянного обслуживающего персонала том ожидаемого технологического эффекта фак Сравнительно небольшие тические показатели приблизятся к расчетным.

Возможность использования Основные материальные и временные преимущества подтоварной воды По 11 скважинам эффект не прослеживается.

затраты на строительство Вероятная причина – негерметичность эксплуата На месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» в экс- ционной колонны.

плуатации находятся 24 нагнетательные скважины, в которых применяется технология внутрискважин ной перекачки подземной воды с целью ППД. Из Прогноз Накопленная дополнительная них 16 скважин находится в работе, одна – в накоп- Факт Факт с учетом будущих лении (циклическая закачка), одна – в бездействую- эффектов от 6 скважин добыча, тыс. т щем фонде прошлых лет, три – в бездействующем фонде текущего года, три – в простое (остановка). В 23 скважинах установлены перевернутые насосы типа ЭЦНАКИВ для внутрискважинной перекачки подземной воды с целью ППД. Закачка ведется с вышележащих водоносных горизонтов в нижележа 0 1 2 3 4 5 щие продуктивные нефтяные пласты. Год с момента запуска скважины Рис. 4. Динамика накопленной дополнительной добычи 10 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

Таблица Месторож- Номер Источник Приемис D, мм p, МПа Пласт Тип насоса Примечание тость, м3/сут пл дение скважины закачки Пласт А Алакаевское 226 B1 124 УЭЦНАКИВ-125-1200 150 17, Бариновско Пласт С 325 Б0 152 УЭЦНАКИВ-125-1550 91 16, Лебяжинское Пласт С Бирюковское 74 ДK 131 ЭЦНАКИВ5-125-1000 120 19, Пласт Д Боголюбовское 714 ДK 130 УЭЦНАКИВ-80-1200 77 Верхне- Эффект не прослеживается Пласт С 118 О3, B1 129 ЭЦНАКИВ5-60-1550 70 20, Ветлянское Пласт С Ветлянское 202 B1 131 ЭЦНАКИВ5-80-1400 90 Пласт С Ветлянское 205 B1 131 ЭЦНАКИВ5-125-1389 125 21, Для оценки эффекта прошло мало Ветлянское 230 B1 128 КНС «Ветлянское» 0 23, времени с момента запуска скважины Ветлянское 5 О2+О2' 131 Пласт С1 ЭЦНАКИВ5-125-1750 125 9,9 Эффект не прослеживается Винно 113 B1 131 Пласт С1 ЭЦНАКИВ5-125-1550 145 20, Банновское Для оценки эффекта прошло мало Восточное 111 ДВОР1 124 Пласт Д3 ЭЦНАКИВ-79-1850 80 28, времени с момента запуска скважины Западно 30 Б0 132 Пласт С1 ЭЦНАКИВ5-125-1750 41 20, Коммунарское Пласт С Киселевское 7 ДЛ 131 ЭЦНАКИВ5-125-1550 149 12, Пласт Д Кудиновское 740 Д1 ` 131 УЭЦНАКИВ-125-1350 120 Пласт БКНС- Неклюдовское 427 Б3(С1А), C2 131 296 25, Для оценки эффекта прошло мало Никольско 112 Б2(С1), B1 132 Пласт С1 УЭЦНАКИВ-60-1500 83 19,7 времени с момента запуска скважины Спиридоновское Пласт Д Петрухновское 54 Д3БУР 129 УЭЦНАКИВ-125-1550 113 24, Пласт Д 160 Д1 130 УЭЦНАКИВ-200-1450 210 27, Подъем Эффект не прослеживается Михайловское Пласт Д 165 Д1 126 ЭЦНАКИВ5-80-1500 115 23, Пласт С Смагинское 81 Б2(С1) 129 ЭЦНАКИВ-80-1350 81 7, Для оценки эффекта прошло мало Пласт Д Сологаевское 3 ДK, Д1 126 ЭЦНАКИВ5-200-850 250 25, времени с момента запуска скважины Пласт С Субботинское 84 О1+О2 125 ЭЦНАКИВ5-60-1900 97 15, Пласт С1 Эффект не прослеживается Сургутское 146 Д1 125 ЭЦНАКИВ5-125-1000 115 12, Пласт С Утевское 82 O2 126 ЭЦНАКИВ5-80-2200 80 19, Примечание. D – диаметр эксплуатационной колонны;

рпл – пластовое давление.

Список литературы Заключение Таким образом, после 5 лет работы всех сква 1. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника жин, оборудованных УЭЦН-«перевертышами», и газовика. – М.: Недра, 1986. – 325 с.

планируется фактически добыть только 2. Каплан Л.С. Совершенствование технологии закачки воды в 238,4 тыс. т, что на 162 тыс. т меньше расчетной пласт.//Нефтяное хозяйство. – 2001. – №7. – С.49-50.

добычи. 3. Аширов К.Б. О проблеме нефтеизвлечения//Нефтяное хозяй ство. – 1991. – №3. – С.17-19.

В дальнейшем увеличение нагнетательного 4. Ибрагимов Н.Г., Заббаров Р.Г., Гарифов К.М. Совершенствова фонда скважин, оборудованных УЭЦН-«перевер ние метода одновременно-раздельной эксплуатации пластов тышами», позволит достичь суммарной расчет ОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство. – 2009. – №7. – С. 46-48.

ной дополнительной добычи нефти 870 тыс. т.

5. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления/ И.И. Андреев, В.Г.

Фадеев, Р.Б. Фаттахов, Г.А. Федотов. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. – 232с.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 лет!

Коллектив авторов, УДК 681.518:622. Внедрение новых информационных технологий в процессе строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть» В.Н. Гнибидин, к.т.н., К.А. Шиповский, Б.Р. Шагалеев, М.А. Черников (ООО «СамараНИПИнефть») Ключевые слова: проектноинжиниринговый центр, информационная система, реальновременные и пакетные данные.

Адрес для связи: snipioil@samaranipineft.ru Введение исследованиях и затратах для решения геологиче Для существенного повышения эффективности ских и технологических задач, проведения эконо буровых работ и опережающего ввода в эксплуата- мического анализа и обеспечения стратегического цию новых нефтяных и газовых скважин на место- планирования в области строительства скважин.

рождениях ОАО «НК «Роснефть» перед проекти- Стадия опытно-промышленной эксплуатации ровщиками и инженерно-технологическими служ- системы для решения технологических и экономи бами поставлены следующие задачи: ческих задач осуществляется Проектно-инжини 1) повысить качество строительства скважин;

ринговым центром по строительству и рекон 2) увеличивать коммерческие скорости бурения струкции скважин (ПИЦ) в г. Самаре.

на 5 % ежегодно;

ИС «КиУСС» является территориально распре 3) сокращать время на ликвидацию аварий и деленной трехуровневой системой.

осложнений в процессе бурения на 5 % ежегодно;

1. Первичный уровень — буровые площадки. На 4) снизить стоимость буровых и сервисных данном уровне супервайзером формируются опера работ при одновременном повышении качества тивная информация, рабочая документация и предоставляемых услуг;

суточная сводка («Журнал супервайзера»), необхо 5) сократить непроизводительное время при димая для деятельности супервайзерской и инже бурении (простои, ремонтные работы) на 10-15 %. нерной служб. База данных состоит из проектных Развитие информационных технологий осу- данных, суточных отчетов, вышестоящих управлен ществляется в рамках проекта создания информа- ческих решений, справочных ресурсов по техниче ционной системы «Контроль и управление строи- скому оборудованию, химическим реагентам и др.

тельством скважин» (ИС «КиУСС»), разработан- 2. Региональный уровень состоит из двух систем.

ной по заданию Департамента бурения, скважин- • Проектно-инжиниринговый центр по строи ных технологий и супервайзинга (ДБСТС) и тельству и реконструкции скважин. ИС «КиУСС»

Департамента информационных технологий используется для контроля исполнения проектных (ДИТ) ОАО «НК «Роснефть». Основное назначение решений;

своевременной корректировки про ИС «КиУСС» — обеспечение всех уровней управ- ектно-сметной документации (ПСД);

ведения ления ОАО «НК «Роснефть» и при необходимости информационных баз данных по строительству и подрядных буровых и сервисных компаний пол- реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»;

ной и достоверной информацией о процессе инженерно-технологическому сопровождению строительства скважин, проводимых работах, работ. База данных включает проекты по всем 1Опубликована в журнале «Нефть. Газ. Навигации». – 2009. – №10. – С. 19-22;

в трудах института «Разработка, эксплуатация и обу стройство нефтяных месторождений». – 2010. – Вып. 1. – С. 229–236.

12 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 лет!

скважинам ОАО «НК «Роснефть»;

принятые буровой площадки, ПИЦ и дочернего нефтегазодо управленческие решения (протоколы, программы бывающего общества ОАО «НК «Роснефть». ИС и др.);

накопленные данные в режиме реального «КиУСС» осуществляет передачу данных в режиме времени от станции ГТИ и забойной телеметрии, реального времени для Центра геологического суточные рапорты супервайзеров;

справочные сопровождения бурения скважин ОАО «НК «Рос ресурсы, дела скважин, аналитические отчеты об нефть». Функционирование системы поддерживает исполнении проектных решений и качестве строи- ся ДБСТС и ДИТ ОАО «НК «Роснефть» (рис. 1).

тельства скважин. Функционирование системы на Информационная подсистема «Удаленный мони данном уровне обеспечивает ПИЦ. торинг бурения» (ИП «УМБ») является одним из • Нефтегазодобывающее общество. ИС «КиУСС» основных компонентов ИС «КиУСС», который используется для оперативного управления всеми обеспечивает формирование и доставку геологи объектами бурения предприятия, решения задач ческой, технологической и производственной анализа и отчетности. База данных состоит из про- информации с буровых площадок на объекты ектов, принятых управленческих решений (прото- управления (в профильные департаменты колов, программ и др.), накопленных данных в ОАО «НК «Роснефть», ПИЦ, дочерние нефтегазо режиме реального времени от станции ГТИ и добывающие компании, буровым и сервисным забойной телеметрии, суточных рапортов супер- подрядчикам), а также доставку управленческих вайзеров, дел скважин. Функционирование систе- решений с различных уровней управления на мы обеспечивается дочерним нефтегазодобываю- буровую. ИС «УМБ» по функциональности щим обществом. состоит из двух подсистем:

3. Корпоративный уровень – профильные департа- – подготовки и передачи в режиме реального менты, Центр геологического сопровождения буре- времени пакетных технологических, геологических ния скважин ОАО «НК «Роснефть» в г. Москве. На и геофизических данных;

этом уровне ИС «КиУСС» обеспечивает посто- – формирования и обработки суточной отчетно янный удаленный (терминальный) доступ к данным сти «Журнал супервайзера».

Рис. 1. Концептуальная схема ИС «КиУСС»

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 лет!

Информационно-техническая – температура промывочной жидкости на архитектура ИП «УМБ» выходе, °С;

Первичный уровень, устанавливаемый на буро- – объем промывочной жидкости в рабочих емко стях, м3;

вой площадке, представляет собой программно технический комплекс в составе сервера буровой – объем промывочной жидкости в доливной емкости, м3;

площадки, к которому подключены через сеть – суммарные газопоказания бурового раствора Wi-Fi компьютеры системы сбора от станций ГТИ, на выходе, %;

забойной телеметрии (ЗТС), ГИС в процессе буре – компонентный состав углеводородного газа из ния (LWD).

бурового раствора на выходе (метан, этан, пропан, Региональный уровень, устанавливаемый в ПИЦ и бутан, пентан), %;

нефтегазодобывающих компаниях ОАО «НК «Рос – технологический этап, код;

нефть», представляет собой программно-техниче – нештатная ситуация, код;

ский комплекс в составе сервера управления, объ – данные ЗТС и LWD.

единенного в локальную сеть предприятия и управ В июле – сентябре 2009 г. тестовые испытания ляющего сервером буровой площадки.

ИС «КиУСС» были проведены при строительстве Корпоративный уровень, устанавливаемый в двух горизонтальных скважин в ОАО «Самара профильных департаментах ОАО «НК «Роснефть», нефтегаз». В ходе испытаний все элементы систе представляет собой программно-технический мы работали в штатном режиме.

комплекс в составе сервера уровня управления, Некоторые возможности системы можно про объединенного в локальную сеть предприятий и демонстрировать на примере скв. 24 Советского имеющего доступ к данным, расположенным на месторождения. На этом объекте работа всех уровнях, в терминальном режиме по корпора ИП «УМБ» ИС «КиУСС» осуществлялась в пер тивной сети.

вую очередь с целью оценки возможности анали ИП «УМБ» функционирует в круглосуточном за соответствия фактических параметров буре режиме. Информационный обмен между буровой ния проектным решениям. В вагончике супервай площадкой и объектами управления проводится зера, обученного передаче информации, был раз на основе использования постоянного спутнико мещен сервер с программным обеспечением ИП вого канала связи. Программные средства ИП «УМБ» ИС «КиУСС», установлена связь со стан «УМБ» обеспечивают два режима передачи цией ГТИ, развернут спутниковый терминал.

информации: в режиме реального времени и Было также проведено обучение специалистов пакетную передачу данных. Данные в режиме ПИЦ работе с системой и ведению проектных баз реального времени передаются с частотой, опреде данных. Передача информации с буровой осу ляемой характеристиками системы сбора инфор ществлялась в режиме реального времени от мации в составе станций ГТИ и LWD и пропускной станции ГТИ и в режиме пакетной информации способностью канала связи (не чаще чем 1 раз в «Журнал супервайзера» по схеме: датчики стан секунду).

ции ГТИ – компьютер ГТИ – сеть Wi-Fi – сервер Минимальный набор данных, передаваемых в супервайзера – спутниковый терминал с переда режиме реального времени или в режиме пакетной чей сигнала на ИСЗ «Ямал» – сервер ОАО «НК передачи, с привязкой ко времени сбора информации «Роснефть» – канал корпоративной связи – сервер следующий:

ПИЦ. При анализе проектных баз данных в – глубина забоя, м;

сравнении с фактическими результатами установ – глубина долота, м;

лено, что наиболее значимыми показателями в – положение долота над забоем, м;

процессе бурения, по которым можно зафиксиро – положение талевого блока, м;

вать серьезные технологические несоответствия, – скорость движения талевого блока, м/с;

являются траектория ствола скважины, парамет – механическая скорость бурения, м/ч;

ры бурового раствора, баланс времени строитель – вес на крюке, тс;

ства, а также уровень качества услуг, предостав – нагрузка на долото, тс;

ляемых подрядными организациями в процессе – давление на входе, атм;

бурения. Системное предоставление информа – поток на выходе, л/с;

14 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 лет!

Рис. 2. Отклонение фактических параметров траектории скважины от проектных решений ции, основанное на оперативном контроле техно- временно обнаружить начало и причину осложне логических показателей бурения, экономических ния и принять оперативные решения. Опыт пока показателях, поступающих от супервайзера, дает зал, что отсутствие оперативных действий при возможность оценивать качество работ по всем первых признаках начала осложнения приводит к основным циклам строительства скважины длительным работам по его ликвидации. Анализ, (рис. 2). Работа специалистов с использованием проведенный специалистами ПИЦ, определил, что ИС «КиУСС» позволяет видеть реальное положе- причиной осложнения стало нарушение подряд ние дел и оперативно корректировать ход буро- ной организацией проектных решений в части вых работ. Обязательное оснащение ИС «КиУСС» несоблюдения параметров бурового раствора.

особо ответственных и дорогостоящих скважин Результаты работы в данном направлении приве позволит обеспечить должный контроль процес- дены в виде графиков на рис. 3 с соответствующи са буровых работ для повышения качества и ми комментариями.

эффективности строительства скважин.

При использовании ИС «КиУСС» также был Заключение выявлен ряд параметров, совместный анализ кото- Контроль исполнения проектных решений поз рых дает возможность спрогнозировать и обнару- волит в будущем определять соответствие факти жить потенциальные аварийные ситуации в про- ческих данных бурения решениям, заложенным в цессе строительства скважины. Для анализа были проекте, по всем объектам строительства взяты изменения нагрузки на долото, веса на ОАО «НК «Роснефть», а также вырабатывать крюке и давления бурового раствора в нагнета- оптимальные решения с целью совершенствова тельной линии в режиме реального времени от ния процесса строительства скважин. Системное станции ГТИ. Информация о появлении призна- накопление баз данных и включение в проект ков осложнения в процессе бурения должна иден- эффективных решений обусловливают снижение тифицироваться специалистом в режиме визуаль- аварийности, увеличение коммерческой скорости ного контроля данных. Специалист, ответствен- бурения, а в дальнейшем – совершенствование ный за контроль режимов бурения, обязан свое- технико-технологических решений при строи НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 лет!

Рис. 3. Выявление признаков осложнений в процессе строительства скважины тельстве и реконструкции скважин. Для совер- работ для совершенствования проектных реше шенствования ИС «КиУСС» необходимо разрабо- ний, повышения качества и эффективности тать систему прогнозирования осложнений, нару- строительства скважин, внедрения инновацион шений режимов бурения и отклонений от про- ных технологических решений.

ектных решений в автоматизированном режиме.

В настоящее время ИС «КиУСС» установлена на Список литературы корпоративном уровне управления в ОАО «НК «Роснефть» (г. Москва), на региональ 1. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника ных уровнях в ООО «РН-Юганскнефтегаз» и газовика. – М.: Недра, 1986. – 325 с.

(г. Нефтеюганск), ЗАО «Ванкорнефть» (п. Туру- 2. Каплан Л.С. Совершенствование технологии закачки воды в ханск), ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» пласт.//Нефтяное хозяйство. – 2001. – №7. – С.49-50.

(г. Южно- Саха линск) и ООО «СамараНИПИ- 3. Аширов К.Б. О проблеме нефтеизвлечения//Нефтяное хозяй ство. – 1991. – №3. – С.17-19.

нефть» (г. Самара). В 2009 г. к системе «КиУСС»

4. Ибрагимов Н.Г., Заббаров Р.Г., Гарифов К.М. Совершенствова планируется подключить ОАО «Самаранефтегаз».

ние метода одновременно-раздельной эксплуатации пластов В 2010–2013 гг. в ИС «КиУСС» будут интегрирова ОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство. – 2009. – №7. – С. 46-48.

ны все наиболее сложные и ответственные буро 5. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в вые площадки нефтегазодобывающих компаний системе поддержания пластового давления/ И.И. Андреев, ОАО «НК «Роснефть», что позволит обеспечить В.Г. Фадеев, Р.Б. Фаттахов, Г.А. Федотов. – М.: ОАО «ВНИ полный и своевременный контроль хода буровых ИОЭНГ», 2006. – 232с.

16 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ Д.Е. Рябчун, УДК 338.45:622. Оптимизация управления абсолютной ликвидностью компании с использованием новых банковских продуктов для повышения доходности финансовых вложений Д.Е. Рябчун (ОАО «Удмуртнефть») Ключевые слова: абсолютная ликвидность, банковские продукты, финансовые вложения Адреса для связи: deryabchun@udmurtneft.ru Введение Для реализации подобной стратегии необходи ОАО «НК «Роснефть» и ряд дочерних обществ мы разработка и постановка модели управления компании, которые имеют возможность распоря- потоком временно свободных денежных средств с жаться денежными средствами, формируют поток использованием новых банковских продуктов.


временно свободных денежных средств. Временно При этом решаются следующие задачи.

свободные денежные средства требуют максималь- 1. Определение стратегии, необходимой для но эффективного использования. В настоящее использования структурных продуктов.

время компания и определенные дочерние обще- 2. Изучение различных типов структурных про ства в основном пользуются простыми депозита- дуктов [1].

ми, позволяющими получить умеренную доход- 3. Выбор математических моделей для задания ность при наличии только кредитного риска. параметров необходимого продукта, сравнения С целью оптимизации сальдо дохода и расхода предложений банков и определения их эффектив по прочей деятельности и увеличения выручки не ности.

только за счет продажи нефти и других основных 4. Изучение и применение методологии финан продуктов, но и за счет иных видов деятельности совой проверки банков и расчета лимитов кредит необходимо использовать финансовые инструмен- ного риска.

ты с более высокой доходностью, которые при 5. Постановка и автоматизация алгоритма рабо этом отвечали бы консервативной стратегии ты модели.

управления денежными средствами. В данном слу- 6. Оценка эффективности проекта.

чае требуется применение новой стратегии управ ления абсолютной ликвидностью структурных Оптимизация размещения временно банковских продуктов. свободных денежных средств Структурный банковский продукт – это инве- Для использования структурных банковских стиционная стратегия с заранее оговоренным сро- продуктов необходимо дополнить действующую ком, сформированная с помощью различных стратегию управления абсолютной ликвидностью финансовых инструментов и составленная с уче- новыми элементами. Первым и главным этапом том условий клиента. Такая стратегия позволяет не текущей стратегии является управление портфе только получить доход при выполнении опреде- лем валют для поддержания платежеспособности ленных условий, но и обеспечить защиту инвести- компании и реальной стоимости портфеля. Вто ций. При формировании структурного продукта в рой этап подразумевает оценки потока временно виде структурного депозита обязательным услови- свободных денежных средств путем определения ем в соответствии с законодательством Россий- страхового остатка. Третий этап – размещение вре ской Федерации является получение дохода. менно свободных денежных средств.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ Рассмотрим третий этап более подробно. Дей- 5. Формирование и утверждение окончательного ствующая стратегия включает: определение исход- варианта исходных условий и перечня банков по ных условий (сумма, валюта, срок);

расчет лимита перечню возможных условий ответственным за кредитного риска по выбранным компанией банкам принятие решения лицом (или комиссией).

[2];

заключение договоров с банками в рамках рас- 6. Проведение конкурса.

четных лимитов;

проведение конкурса;

выбор наи- 7. После представления банками-претендентами лучших котировок в рамках лимита. Предлагаемая предложений по размещению средств на заданных стратегия отличается от действующей наличием сле- условиях полученные данные вводятся в модель, где дующих дополнительных этапов (рис. 1): строится график прибыли и убытков, рассчиты – определение вероятности и доверительных ваются вероятность получения дохода [5], риск воз интервалов колебаний базовых активов;

никновения упущенной выгоды по каждому пред – формирование расчетных условий по размеще- ставленному предложению и формируется ранжи нию;

рованный список банков в разрезе котировки, лими – анализ предложений банков;

та, риска, а также характеристики (параметров) каж – проверки финансового состояния банка при дого инструмента и комментариев эксперта.

необходимости [3]. На основе итогового отчета принимается реше ние о размещении средств. При принятии данного Определение условий депозита (сумма, валюта, срок) решения для выполнения анализа варианты груп Расчет лимита размещения по выбранным банкам пируются по трем видам депозитов: простой, бива Проведение финансовой проверки лютный и структурный.

Заключение договора В качестве примера рассмотрим один из струк Определение доверительного интервала колебаний базового актива турных депозитов, предлагаемых банками, кото Формирование расчетных параметров продукта рый основан на применении экзотической опционной стратегии Double-No-Touch [6, 7].

Проведение конкурса Опцион Double-No-Touch предоставляет его дер Анализ предложений банков жателю право получить заранее определенное Выбор наилучших условий в рамках лимита денежное вознаграждение на дату исполнения Рис. 1. Предлагаемая стратегия размещения опциона, если цена базисного актива не достигнет денежных средств ни одной из двух заданных величин (барьерных Для реализации предлагаемой стратегии необхо- значений). Базовыми могут быть любые активы, димо создать модель, основанную на следующем находящиеся в обращении на открытых рынках алгоритме. (валютный, сырьевой, фондовый и др.). Базовым 1. С заданной периодичностью ввод данных о активом в нашем случае является валютная пара котировках базовых активов из базы данных (БД) рубль – доллар США.

«Рейтерс», данных рейтинга банков из БД РБК, а Из рис. 2 видно, что существенно более предпоч также отчетности присутствующих в рейтинге тительным представляется вариант размещения банков из БД Центрального банка РФ. средств на структурный депозит, поскольку доход 2. Ввод данных о сроке, сумме, валюте вклада, ность практически на всем вероятностном отрезке если известно, валюте будущих платежей и требуе- колебаний актива превышает доходность по просто мом уровне риска. Модель представляет исполни телю на рассмотрение доверительные интервалы колебаний базовых активов и другую аналитиче скую информацию для выполнения экспертных оценок [4].

3. С помощью дополнительной опции обеспечи вается возможность выбора контрагентов, форми рования по ним отчетности, ее анализа, отображе ния результатов комплексной финансовой провер ки и расчета лимитов по банкам.

4. Формирование перечня возможных условий для проведения конкурса и перечня банков на основе Рис. 2. Сравнение простого (1), бивалютного (2) и полученной информации и экспертной оценки. структурного (3) депозитов 18 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ му валютному и бивалютному депозитам, а риск буется всего 2 недели нахождения курса в данном возникновения упущенной выгоды ограничивается коридоре. Вероятность нахождения курса в данном только потерей доходности (вероятность возникно- коридоре 6 мес составляет почти 70 %. При расчете на вения данного события невелика). 16 дней вероятность приближается к 100 %.

Рассмотрим эффективность использования предлагаемой стратегии на примере потенциаль- Заключение ного проведения двух операций размещения Применение модели управления потоком вре средств на депозит в 2009 г. Сравним доходность менно свободных денежных средств с использова простого и структурного депозитов (табл. 1). нием структурных депозитов позволяет:

– быстро, автоматически подбирать наилучшие Таблица варианты размещения;

Срок депозита, мес – автоматически определять контрагенты, рассчи Показатель 2 тывать лимиты кредитного риска по ним, а также Сумма, млн. долл. 500/500 300/ проводить комплексную финансовую проверку для Ставка, % 8/16 7/9, снижения кредитного риска при размещении;

Интерес, млн. долл. 6,7/13,3 5,3/6, – существенно снизить трудоемкость выполняе Примечание. В числителе приведены значения показателей в случае размещения на простой депозит, в знаменателе – на структурный.

мых исполнителем операций;

Прирост капитала по структурным депозитам – расширить эффективную диверсификацию составил 20,2 млн. долл. США, по простым – вложений;

12 млн. долл. США. – упростить обработку информации при приня В табл. 2 представлено несколько структурных тии управленческих решений о размещении;

продуктов в сравнении с простым депозитом по – исключить дополнительные затраты при реа состоянию на 23.06.10 г. Срок размещения – 6 мес, лизации проекта;

текущий курс 1 долл. США – 30,5 руб. – получить существенно более высокую доход ность при размещении и, как следствие, дополни Таблица 2 тельную выручку от другой деятельности.

Процентная Применение модели в 2009 г. позволило бы полу Вид депозита ставка, % Strike 1 Strike 2 Trigger 1 Trigger чить прирост доходности 68 %.

Currency deposit 1 - - - (CD) Knock out (KO) 3 31 - - Knock in (KI) 8 31 - 31 Dual currency 9 31 - - deposit (DCD) Список литературы Threefold currency 10,8 31 1,22 - deposit (TCD) 1. Энциклопедия финансового риск-менеджмента/под ред.

Range accrual 13 31 - 29 32,5 А.А. Лобанова и А.В. Чугунова. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2006. – (RA) 878 с.

No touch (NT) 19 31 - 31,5 2. Методические указания № П2-06 С-016 М-001 «Методика рас Double no touch 22 31 - 28,5 чета лимитов кредитного риска на контрагентов по депозитным (DNT) операциям», версия 1. Примечание. Strike (strike price) – страйковая цена (цена исполнения опциона);

3. Указание ЦБ РФ от 16 января 2004 г. N 1379-У «Об оценке Trigger – барьерная цена, триггер;

Currency deposit – валютный депозит;

финансовой устойчивости банка в целях признания ее достаточ Dual currency deposit – бивалютный депозит;

Threefold currency deposit – мультивалютный депозит;

Knock in, Knock out – структурные депозиты, ной для участия в системе страхования вкладов» в ред. Указаний основанные на использовании барьерных опционов;

Range accrual – ЦБ РФ от 18.02.2005 N 1552-У, от 10.03.2006 N 1667-У, от структурный депозит, основанный на использовании накопительного 20.09.2006 N 1724-У, от 10.07.2007 N 1861-У.

опциона;

No touch, Double no touch – структурные депозиты, основанные на использовании бинарного опциона.


4. Нейман Эрик Л. Малая энциклопедия трейдера. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2006. – 456 с.

Например, для определения итоговой ставки по 5. Винс Р. Математика управления капиталом. – М.: Альпина Биз депозиту RA (см. табл. 2) рассчитывается срок нахож нес Букс, 2006. – 400 с.

дения курса валют в заданном коридоре. Затем этот 6. Халл Джон К. Опционы, фьючерсы и другие производные срок делится на общий срок вклада и умножается на финансовые инструменты. – М.: Вильямс, 2007. – 1056 с.

ставку. Для того, чтобы доходность по депозиту RA 7. Макмиллан Лоуренс Г. Опционы как стратегическое инвестиро превысила доходность по простому депозиту, потре- вание. – М.: Евро, 2003. – 1232 с.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Коллектив авторов, УДК 553. Баженовская свита.

Общий обзор, нерешенные проблемы И.С. Афанасьев, к.ф.м.н., Е.В. Гаврилова, Е.М. Бирун (ОАО «НК «Роснефть»), Г.А. Калмыков, к.г.м.н., Н.С. Балушкина (МГУ им. М.В. Ломоносова) Ключевые слова: битуминозные аргиллиты, органическое вещество, карбонатные породы, гидроразрыв пласта, трещиноватость.

Адрес для связи: e–gavrilova@rosneft.ru В настоящее время баженовская свита рассматривается как один из стратегически важных объектов для восполнения ресурсной базы нефтяной отрасли России. ОАО «НК «Роснефть» ведет промышленную экс плуатацию этих отложений на Салымском месторождении (ООО «РН-Юганскнефтегаз») и планирует ее расширение.

В 2010 г. в компании принята и реализуется Целевая Инновационная Программа (ЦИП) «Разработка техно логий освоения карбонатно-глинисто-кремнистых толщ баженовской свиты». В рамках этой программы мы начинаем публикацию цикла статей, посвященных баженовской свите. В первой части цикла основное внима ние будет уделено вопросам геологического изучения отложений, во второй – планируется рассмотрение про блем, связанных с технологиями освоения и разработки.

Уважаемые читатели, когда вы возьмете в руки этот номер выпуска, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» уже будет завершено бурение трех добывающих скважин на баженовские отложения Правдинского месторож дения. Планируется отобрать изолированный керн, провести его расширенные современные исследования и выполнить геофизические исследования скважин (ГИС), а также испытать технологию множественных гидроразрывов пласта (ГРП).

Публикация материалов продолжится, и мы приглашаем всех к обсуждению результатов, обмену мнениями и идеями.

Введение ными запасами нефти в БС, однако бурение сква Баженовская свита (БС) является одним из наи- жин с целью получения гарантированного прито более изучаемых, но при этом наименее предска- ка нефти даже в оконтуренных залежах по-преж зуемых объектов нефтегазовой геологии в России. нему проводится методом «дикой кошки». Место Достаточно сказать, что с начала изучения баже- рождения нефти в БС открываются случайно, уни новской свиты прошло уже более 50 лет, более фицированной методики подсчета запасов по пла сту Ю0 нет. Поэтому вполне объяснимо, что и 10 % всех защищенных диссертаций по нефтяной оценки запасов порой различаются более чем на геологии посвящено этим отложениям. Исследова порядок (от 600 млн. до 30 млрд. т). Опыт эксплуа ния проводятся постоянно, появляются новые тации Салымского месторождения свидетельству публикации, однако это не делает баженовскую ет об отсутствии надежных технологий рентабель свиту более предсказуемой. В настоящее время ной разработки БС.

известно более 70 месторождений с промышлен 20 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Геология баженовской свиты Объем пор (2,5 %) Баженовская свита входит в состав одноименно- Кероген (15 %) го горизонта. Отличительной чертой этого гори зонта считается битуминозность пород. На боль шей части Западной Сибири баженовский гори зонт, включая баженовскую и частично тутлеим скую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскую и другие свиты, представлен битуминозными аргиллитами [1].

Латеральными аналогами БС по окраинам бас- Пирит (2,5 %) Кремнезем, Глины (20 %) сейна являются небитуминозные и слабобитуми- карбонат (60 %) нозные породы соответствующих частей данилов ской (на северо-западе), яновстанской (на северо- Рис. 1. Минеральнокомпонентная модель баженовской свиты (район деятельности ООО «РНЮганскнефтегаз») востоке), марьяновской (на востоке и юге) и дру гих свит.

Породы собственно БС подстилаются прибреж- Состав пород БС определяется соотношением но-морскими и морскими отложениями абалак- биогенной и терригенной составляющих (рис. 1).

ской или георгиевской свит, отражающих процес- К биогенной составляющей относятся кремнезем, сы постепенного затопления территории Западной слагавший скелеты и раковины организмов, керо Сибири в поздней юре. Перекрываются песчано- ген, который в некоторых случаях может занимать глинистыми клиноформными отложениями ниж- большую часть объема породы, иногда также него мела. Накопление пород в составе баженов- породообразующее значение приобретает карбо ского горизонта отвечало условиям максимальной натный материал. Карбонатные породы в составе позднеюрско-раннемеловой трансгрессии морско- БС могут быть нескольких типов. К первичным го бассейна, площадь зеркала воды которого биогенным относятся карбонаты, слагающие достигала 2 млн. км2. остатки пелеципод, фораминифер, гастропод, теу Возраст битуминозных пород различен. Западнее тид, кокколитофорид и пеллетовых образований центрального поля развития отложений БС про- [3]. Это могут быть органогенные постройки позд исходит последовательное омоложение битуми- неюрского и раннемелового возраста, которые нозных пород от титона до готерива. Эта инфор- формировались в наиболее мелководных частях мация дает представления о динамике развития существующего в то время морского бассейна.

баженовского бассейна, что необходимо учитывать Карбонатные породы могут являться вторичными при корреляции разрезов битуминозных пород и по отношению к первичным биогенно-кремни фациальных построениях. стым. Биоморфная структура пород при карбона БС хорошо прослеживается по латерали и распро- тизации сохраняется, но кремнистый состав странена на территории площадью более 1 млн. км2 меняется на карбонатный. Вторичные карбонаты при толщине от 10 до 60 м (в среднем 30 м). В неко- являются продуктами хемогенного замещения.

торых случаях, в так называемых «аномальных раз- Обломочный материал представлен в основном резах» БС, толщина достигает 100 м и более. глинистыми минералами, которые сносились в Глубины залегания отложений возрастают в бассейн с прилегающей суши: Уральской равнины направлении от южных частей Западно-Сибир- на западе, Средне-Сибирской равнины на востоке, ской плиты к северным. Минимальные отметки Казахской возвышенности на юге и Алтае кровли составляют 600 м, максимальные – 3800 м. Саянской возвышенности на юго-западном окон Для битуминозных и обогащенных органиче- чании плиты (рис. 2). Удаленность источников ским веществом пород часто используется термин сноса от центральных частей палеобассейна опре «черные сланцы» (black shales). Применительно к делила поступление терригенного материала в БС устоявшимся термином остается «битуминоз- центральную часть бассейна преимущественно в ный аргиллит». Термин этот изначально использо- составе глинистой фракции.

вался для того, чтобы подчеркнуть существенное Пирит также является постоянным компонен отличие пород БС от вмещающих [2]. том пород. При этом установлена пиритизация НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА фиксируется увеличение доли наземной гумусовой органики. Эти выводы подтверждаются как угле петрографическими, так и геохимическими мето дами. Остатки витринита характерны для окраин ных районов распространения отложений БС.

Характерной особенностью является увеличение содержания в породах органического вещества от подошвы свиты к кровле.

Наряду с высокими содержаниями органическо го вещества в породах установлены повышенные концентрации многих элементов: Mo, U, V, Cu, Zn, Ni, As, Sb, Se, Ag, Au, Ba, Br. Распределение их по раз резу коррелирует с распределением органического вещества в породах. Повышенные содержания микроэлементов чаще всего объясняют концент рационной функцией планктонных организмов, заселявших водную толщу [4]. При описании пород БС на многих площадях авторами обнару жены остатки двустворчатых бентосных организ мов (рис. 3).

Считается, что условия осадконакопления в баженовском бассейне характеризовались серово дородным заражением придонных вод. Однако Рис. 2. Палеогеографическая карта Западной Сибири в первые находки следов илоедов в высокоуглероди поздневолжское время [3]:

стых (Сорг = 10,5 %) баженовских породах на юго палеогеографические обстановки: 1 – плато, нагорья, гор востоке плиты в районе Томской области свиде ные области (более 600 м);

2 – области денудации (холми стое плато) (200600 м);

3 – аллювиальноозерноболот тельствуют о том, что «приходится допускать ная равнина (до 200 м);

4 – марши, лагуны;

5 – верхняя суб наличие участков со слaбым кислородным насы литораль;

6 – средняя сублитораль;

7 – нижняя сублито щением ниже поверхности осадок – вода в глубо раль;

8 – псевдобатиаль;

границы: 9 – Западной Сибири;

10 – битуминозных отложений;

11 – аномальные разрезы;

ководных впадинах на дне баженовского моря» [5].

органические остатки: 12 – кокколитофориды;

13 – радио Находки следов зарывающихся организмов, остат лярии;

14 – белемниты;

15 – аммониты;

16 – двустворчатые моллюски;

17 – фораминиферы ки бентосной фауны, различные геохимические показатели указывают на, по крайне мере, перио нескольких стадий. Пирит более ранней генерации дическое отсутствие условий сероводородного присутствует в тонкодисперсной форме и образует заражения в придонных слоях баженовского моря.

прочно связанные с керогеном органоминераль ные комплексы. Пирит более поздней генерации развит неравномерно и образует прослои и линзы толщиной в несколько сантиметров.

В общем случае органическое вещество БС, количество которого в отдельных прослоях дости гает 60 % и более по объему, имеет первичную природу и связано с жизнедеятельностью фито планктона, водорослевых организмов и наземной растительности. При этом преимущественно мор ское сапропелевое вещество (в первую очередь, бесскелетные организмы – бактериальные и водо рослевые) характерно для центральных областей Рис. 3. Скопления раковин бентосных организмов в бассейна, тогда как при приближении к окраин- отложениях баженовской свиты, вскрытых на Салым ным частям в составе органического вещества ском месторождении 22 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА По мнению авторов, баженовское море было 18 декабря 2008 г.). По оценкам С.Г. Вольпина, неф относительно мелководным. Об этом свидетель- теотдающие интервалы обеспечивают 30 %, мат ствуют разности глубин залегания ундоформен- рица – 70 % добычи нефти.

ной и фондоформенной частей ачимовских клино- Основной задачей при изучении нефтеносности циклитов, заполнивших бассейн позднее, которые является получение информации о нефтеотдаю составляют 200-300 м. щих интервалах БС. Практически не имея возмож ности изучить их на керне, геологи разработали Нефтеносность около десятка моделей, объясняющих тип коллек История совместной разработки баженовско- тора и процессы его образования. К сожалению, абалакского комплекса залежей БС в центральной пока ни одна из них надежно не подтвердилась.

части Западной Сибири показывает, что она отли- В то же время анализ механизмов образования чается от разработки традиционных коллекторов. емкости пород БС невозможен без создания кор Прежде всего необходимо отметить следующие ректной геологической модели отложений, учиты особенности. вающей множество факторов. Среди них глав • Неравномерное по площади распределение ные – процессы преобразования минеральной и скважин с высоким начальным дебитом. Причем органической пород при накоплении осадка, диа- и разница в дебитах может составлять два порядка: катагенезе. Осложняющим фактором являются от первых тонн в сутки до нескольких сотен. образование трещин и кольматация при техноген • Скважины с притоками нефти характеризуют- ном воздействии на породу при бурении и подъе ся (но не всегда) повышенными температурами и ме колонки керна на поверхность. Задача определе аномально высоким пластовым давлением ния и корреляции типов пород осложняется также (АВПД), которое может превышать гидростати- тем, что разрезы БС, охарактеризованные керном, ческое в 1,8 раза. Это свидетельствует, во-первых, значительно различаются даже в соседних скважи о наличии значимых запасов нефти, приведших к нах. Вмещающие промышленные скопления автофлюидоразрыву пласта и повышению давле- нефти отложения, имеющие «нетрадиционный»

ния, во-вторых, о потенциально больших коэф- состав пород-коллекторов, требуют специально фициентах извлечения нефти (КИН) на упругом разработанных методик их изучения. Такой ком режиме разработки. плексной методики в настоящее время нет.

• Существенное увеличение дебитов скважин Нефтеотдающие интервалы в БС имеют ограни после проведения гидроразрыва пласта (ГРП). ченное распространение по площади, распределе • Достаточно резкий спад производительности ны в разрезе неравномерно, их толщина состав скважины: в течение года дебит может снизиться ляет от первых десятков сантиметров до первых на порядок. При этом притоки из основного про- метров. Проблема исследования нефтеотдающих дуктивного пласта КС1 (карбонатный слой) баже- интервалов заключается в том, что трещиноватые, новско-абалакского комплекса на Салымском листоватые породы при бурении практически месторождении могут поддерживаться на протя- невозможно извлечь на поверхность в виде целых жении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут. образцов керна: они обычно крошатся и выносят Согласно анализу данных гидродинамических ся в виде шлама или небольших обломков пород.

исследований скважин на Салымском месторожде- По этой причине изучение нефтеотдающих интер нии, проведенных С.Г. Вольпиным и Л.В. Закри- валов на керне практически невозможно, а оце ничным (ОАО «ВНИИнефть»), БС следует рас- нить их фильтрационно-емкостные свойства сматривать как толщу, состоящую из интервалов- (ФЕС) можно только по данным промыслово-гео коллекторов, отдающих нефть из пласта в скважи- физических исследований (ПГИ) скважин. Причем ну, и матрицы, отдающей нефть в интервалы-кол- оценка проницаемости может быть проведена лекторы. Эти выводы прозвучали в докладе «Опре- только по данным гидродинамических исследова деление типа коллектора в отложениях баженов- ний (ГДИ).

ской свиты по данным ГДИ (Салымское месторож- Проблема разработки залежей нефти в БС дение)» на рабочем семинаре «Нефтегазоносность заключается в низком КИН. В настоящее время отложений баженовской свиты: проблемы и реше- коэффициент извлечения нефти из пласта Ю баженовской свиты Салымского месторождения ния» (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть», Москва, НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА из запасов, подсчитанных на основании неоче- Выяснение природы карбонатных тел – очень видной методики, составляет около 7 %. Основ- важный фактор для прогноза их распространения.

ным при разработке баженовской свиты остается Возраст и время формирования органогенных вопрос увеличения КИН. При этом в первую оче- карбонатных построек могут различаться в зави редь интерес представляют уже сформировав- симости от времени максимальной трансгрессии шиеся залежи нефти, из которых ее можно морского бассейна. Поэтому поиск и прогноз рас извлечь «традиционными» методами. В дальней- пространения карбонатных пород необходимо шем объектом разработки может являться вся проводить на базе литолого-фациальных исследо толща, насыщаемая нефтью при термической ваний. После проведения литолого-фациального деструкции керогена. анализа необходимо оценить и установить законо мерности изменения литологического состава. В Продуктивность общем виде эти закономерности проявляются в Отдающими интервалами в баженовско-абалак- увеличении доли терригенной (глинистой) состав ском комплексе прежде всего могут быть трещин- ляющей в прикровельной и приподошвенной но-кавернозные карбонатные отложения. Вторым частях БС и повышении генерационного потен типом коллектора могут быть трещиноватые или циала вверх по разрезу.

листоватые баженовиты, сложенные преимуще- Породы, которые имеют преимущественно ственно керогеном и кремнеземом. Пористость кремнистый и карбонатный состав, являются этих пластов, по оценкам разных авторов, может потенциальными коллекторами с емкостью тре достигать 20 % при проницаемости, превышаю- щинного и порово-трещинного типа. Они наибо щей 1 мкм2 (сообщающиеся хорошо раскрытые лее предрасположены к образованию трещин в трещины). При этом пористость матрицы состав- результате тектонических движений или иных воз ляет единицы процентов (обычно 1-2 %), не пре- действий, выразившихся в резком снижении пла вышая 5 % (один образец из 200 исследованных стового давления и изменении напряженного авторами). состояния этих пород. Признаки такого воздей Ознакомившись с разрезами БС в центральной и ствия можно наблюдать на керне (рис. 4).

западной частях ее распространения, данными о продуктивности, результатами ПГИ, учитывая огромный опыт предыдущих исследований, авто ры пришли к выводу, что наиболее перспективным объектом являются карбонатные прослои, протя женность которых может составлять несколько километров. На Большом Салыме к ним относится пласт КС1, расположенный в пограничной зоне между отложениями абалакской и баженовской свит. К северу от Большого Салыма, на Сургутском и Красноленинском сводах такие пласты встре чаются в самой толще БС и идентифицируются Рис. 4. Густая сеть техногенных трещин, развитых на «горбушке» керна (а), и отсутствие трещины внутри как первично карбонатные (водорослевые, ракуш керна (б) няковые банки) или вторично-карбонатизирован ные пласты. В разрезе БС можно выделить Для оценки свойств разреза, с точки зрения несколько интервалов, где кремнистые породы того, какие породы и при каких начальных усло подверглись частичной или полной карбонатиза- виях следует подвергать гидроразрыву, необходи ции. Лучше всего по площади прослеживается кар- мо охарактеризовать разрез по упруго-прочност бонатный прослой, приуроченный к границе верх- ным свойствам слагающих пород. Для этого сле ней и нижней частей БС, которые существенно дует провести исследования пород в условиях различаются по плотности, что обусловлено раз- неравномерного сжатия. Коллекция керна должна личным содержанием керогена. Плотностные включать все основные типы пород, особое вни характеристики этих частей свиты позволяют мание необходимо обратить на кремнистые и выявлять границу по данным сейсморазведки. карбонатные разности. Ожидается, что последние 24 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА будут наиболее хрупкими и разрыв их сплошно- поэтому авторы считают необходимым обозна сти произойдет при меньших внешних давле- чить круг наиболее актуальных в настоящее ниях. Такая информация необходима как для про- время вопросов поиску решения которых будет ектирования дизайна ГРП, так и для оценки рабо- посвящена в дальнейшем научно-исследователь ты пласта в целом. ская работа в рамках Целевого Инновационного Проекта:

Основные подходы к разработке – модель коллектора: вещественный состав, пет баженовской свиты рофизические свойства и закономерности;

При наличии значимых запасов следующим – содержание подвижной нефти: методика опре ключевым фактором является проницаемость деления и оценки запасов;

пласта. В настоящее время главным механизмом, – технологии локализации продуктивных зон:



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.