Ключевые слова и аннотации статей
Повышение энергетической эффективности процесса подготовки природного газа к транспорту в условиях Крайнего Севера — техническое решение ООО «Газпром проектирование»
Вагарин В.А., Желтов А.О., Павленко В.В., Скворцов П.В., ООО «Газпром проектирование»
УДК 622.691.4
Ключевые слова: Крайний Север, подготовка газа, морская вода, Ямал
Перспективным направлением в развитии технологии промысловой подготовки газа к транспорту в условиях Крайнего Севера и вечномерзлых грунтов для морских и прибрежных месторождений является применение холодной морской воды в качестве хладагента. В статье на примере Крузенштернского месторождения выполнена оценка эффективности применения холодной морской воды в теплое время года, для условий УКПГ Крузенштернского ГКМ определены технологические процессы в схеме подготовки газа, где логично применения морской воды, разработаны принципиальные технологические схемы, параметры и условия применения данного решения. В статье показано, что применение морской воды как хладагента позволяет не только снизить расходы на процесс подготовки газа за счет улучшения в охлаждении, но меняет сами результаты по выбору оптимальной схемы — явный приоритет получает схема промысловой подготовки газа, основанная на получении холода для изкотемпературного процесса в холодильных установках (ХУ). Техническое предложение выполнено на уровне конструктивной схемы с учетом выпускаемого в промышленности оборудования, принятых строительных и технологических решений, требуемого качества подготовки газа и подтверждено расчетами в программе технологических расчетов.
Гидрохимические особенности инфильтрационных вод и формирование пустотного пространства коллекторов
(на примере месторождений севера Западной Сибири)
Горева А.В., Институт проблем нефти и газа РАН УДК
556.3:553.98(07)
Ключевые слова: гидрохимические условия, осадочный бассейн, углеводороды, метеорные (инфильтрационные) подземные воды, гидродинамический режим, геодинамика
В статье представлены результаты анализа геохимических особенностей инфильтрационных вод и их влияния на формирование пустотного пространства коллекторов углеводородов отдельных месторождений севера Западной Сибири. Показано, что на регрессивных этапах геологической истории создавались благоприятные условия для инфильтрации метеорных вод в осадочный чехол, вследствие чего влияние гидрогеологического фактора на эпигенетическую трансформацию коллекторов проявлялось достаточно явно. Подчеркнута необходимость возврата к практике гидрогеологического опробования поисковых и разведочных скважин на нефть и газ, решения на этой основе ряда практических задач, в том числе и прогноз высокоемких коллекторов в зоне развития инфильтрационных водонапорных систем.
Инновационные технологии выявления и оценки геологических рисков при бурении и возведении объектов нефтегазового комплекса на арктическом шельфе
Токарев М.Ю., Локтев А.С., Росляков А.Г., Пирогова А.С., МГУ имени М.В. Ломоносова,
Рыбин Н.А., Хоштария В.Н., ООО «Газпром недра»,
Данилевская Н.С., ПАО «Газпром»
УДК 658.014.41:16
Ключевые слова: опасные геологические процессы и явления, Арктический шельф, Карское море, инженерно-геологические изыскания, инженерно-геофизические исследования, сейсмические методы, количественная и качественная интерпретация геофизических данных, трехмерная сейсмоакустика
Представлены основные результаты выполнения первых двух этапов научно-исследовательской работы по проекту «Создание технологий выявления и оценки геологических рисков при бурении и возведении объектов нефтегазового комплекса на шельфе». Проект выполняется в рамках соглашения между МГУ имени М.В. Ломоносова и ПАО «Газпром». На первом этапе был проведен обзор и анализ существующих российских и мировых подходов к изучению и ранжированию геологических рисков, связанных с опасными геологическими процессами и явлениями (ОГПиЯ) в верхней части разреза на Арктическом шельфе. На втором этапе на тестовом полигоне в Карском море опробована разработанная в МГУ технология полевых инженерно-геофизических и камеральных работ, направленных на выявление, характеристику и ранжирование ОГПиЯ с точки зрения потенциальных рисков при бурении на Арктическом шельфе.
Технологии подводной добычи как основной потенциал развития шельфа Арктики
Салеев Э.Р., ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск»
УДК 622.279.04
Ключевые слова: шельф Арктики, северный морской путь, подводный добычной комплекс, сжиженный природный газ
В статье представлены результаты аналитической работы, касающейся шельфа Арктики. Автор дает свою оценку перспективам развития Арктики в разрезе сегодняшних экономических конъюнктур. Акцент сделан на выборе метода освоения месторождений на арктическом шельфе с использованием технологий подводной добычи. Рассмотрены перспективные направления развития северного морского пути. Приведены примеры освоения шельфа Арктики отечественными и зарубежными компаниями.
Обзор нормативно-методического обеспечения производственной безопасности освоения морских нефтегазовых месторождений континентального шельфа России в Арктике
Пименова И.Н., Лопатина Д.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 629.5.011.14
Ключевые слова: производственная безопасность, плавучие буровые установки, морские нефтегазовые месторождения, морские стационарные платформы, континентальный шельф России в Арктике
В статье рассмотрено современное состояние и перспективные направления развития нормативно-методического обеспечения в области производственной безопасности на морских стационарных платформах и плавучих буровых установках, используемых для разведки и добычи нефти и природного газа на месторождениях континентального шельфа Российской Федерации в Арктике. Рассмотрены основные международные, межгосударственные (для стран-участников ЕАЭС), федеральные и корпоративные нормативные документы, регулирующие управление рабочей средой посредством применения риск-ориентированного подхода, внедрения технических и организационных решений на стадии проектирования и эксплуатации морских нефтегазовых объектов, а также путем применения культуры производственной безопасности.
Моделирование неоднородностей при построении геологической модели нефтяных месторождений, разрабатываемых в Арктической зоне
Нагаева С.Н., Самитова К.А., ТИУ, филиал в г. Сургуте, РФ
УДК 551.31
Ключевые слова: Арктическая зона, геологическая модель, неоднородности, строение пласта
В статье рассматривается необходимость моделирования неоднородностей при построении цифровой модели, дающей представление о строении пласта в условиях значительной геологической неопределенности месторождений, разрабатываемых в Арктической зоне.
Методология определения продуктивности горизонтальных скважин по данным ГДИ разведочных скважин при гидродинамическом моделировании газоконденсатных месторождений
Шандрыгин А.Н., Казанцев М.А., Морев М.В., Бадалов Э.З., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 622.276.1
Ключевые слова: месторождение газоконденсатное, гидродинамическая модель, продуктивность, дебит, горизонтальная скважина, разведочная скважина, мультипликатор, калибровка
Представлена методика обоснования продуктивностей проектных горизонтальных скважин на основе данных эксплуатации и ГДИ вертикальных скважин при гидродинамическом моделировании газоконденсатных месторождений. Описан алгоритм корректного воспроизведения продуктивных характеристик проектных скважин в ГДМ. Методика разработана на основе опыта моделирования и разработки залежей меловых отложений месторождений природного газа Западной Сибири и предназначена для моделирования газовых и газоконденсатных месторождений в условиях недостатка геолого-промысловой информации на начальной стадии их освоения.
Особенности обустройства акваториальной части Крузенштернского газоконденсатного месторождения с учетом мирового опыта строительства искусственных островов
Голубин C.И., Савельев К.Н., Захаров А.И., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 553.061.11
Ключевые слова: Арктика, морские месторождения, искусственный остров, слабый грунт
Ямальский регион и близлежащая к нему акватория являются стратегической ресурсной базой для добычи газа, газового конденсата и нефти. Первоочередными в освоении на п-ове Ямал определены месторождения Бованенковской группы — Бованенковское НГКМ, Харасавэйское ГКМ и Крузенштернское ГКМ. Уникальное по запасам газа Крузенштернское газоконденсатное месторождение расположено на западном побережье п-ова Ямал и прилегающей части залива Шарапов Шар Карского моря. Газоносность Крузенштернского месторождения приурочена к меловым пластам яронгской, танопчинской и марресалинской свит. Основная часть запасов газа находится в пределах акватории залива. Для максимального вовлечения запасов газа Крузенштернского месторождения в разработку, определенную часть добывающего фонда скважин целесообразно размещать в акватории. Суровые арктические условия, предельная мелководность акватории и наличие в заливе Шарапов Шар донных отложений, представленных преимущественно илами и сильносжимаемыми глинистыми грунтами текучей и текучепластичной консистенции с длительной консолидацией во времени и низкой несущей способностью, значительно ограничивают выбор возможных типов морских нефтегазопромысловых сооружений для размещения кустов добывающих скважин. Авторами выполнен анализ гидрологического режима и инженерно-геологических условий залива Шарапов Шар. Показано, что для обустройства акваториальной части Крузенштернского месторождения наиболее оптимальным морским нефтегазопромысловым сооружением является искусственный остров. Проанализирован мировой опыт строительства искусственных островов при освоении месторождений нефти и газа, в том числе в условиях Арктики и предельного мелководья. Даны предложения по выбору технологий и этапности строительства искусственных островов с учетом специфики условий залива Шарапов Шар.
Оптимизация конструкции и режимов эксплуатации горизонтальных скважин на газоконденсатных месторождениях со сложными геологическими и климатическими условиями
Николаев О.В., Шандрыгин А.Н., Байбурин Р.А., Стоноженко И.В., Гужов К.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 622.276.2
Ключевые слова: разработка, горизонтальные скважины, длина горизонтальной скважины, диаметр, лифт, оптимальный, прокси-модели, залежь, газоконденсатный
Сложное геологическое строение и тяжелые климатические условия диктуют необходимость применения новейших технологий для разработки месторождений севера Западной Сибири и, в том числе, систем горизонтальных скважин. Одним из ключевых вопросов проектирования и реализации разработки месторождений природных газов с использованием горизонтальных скважин является определение оптимальной их конструкции и, в первую очередь, длины горизонтальных участков скважин и диаметра ствола скважины и колонны лифтовых труб. Задача определения оптимальных значений данных параметров решалась с использованием специально разработанного программного модуля автоматизированного построения прокси-моделей для определения технологической и технико-экономической эффективности разработки залежей природного газа системами горизонтальных скважин. Программный модуль реализован в виде таблиц Excel и позволяет в кратчайшие сроки для заданных условий определить оптимальные значения длины горизонтального участка скважин и диаметра лифтовых труб на основе реализации несколько сот возможных вариантов. Использование данного программного модуля может существенно сократить количество формируемых вариантов при проектировании разработки месторождения природных газов.
Принципы классификации участков по прогнозируемой опасности для магистральных газопроводов, расположенных в зонах развития опасных инженерно-геокриологических процессов
Трифонов О.В., Морин И.Ю., Володин П.А., Рассохина А.В., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 624.131
Ключевые слова: магистральный газопровод, опасные геокриологические процессы, тепловое взаимодействие, механическое взаимодействие, напряженно-деформированное состояние, прочность, критерий опасности, численное моделирование
Значительная протяженность магистральных газопроводов (МГ), разнообразие природно-климатических, геокриологических условий и воздействий определяют необходимость выделения участков, на которых прогнозируется развитие опасных природных процессов и воздействий на МГ. Для таких участков должны быть сформулированы требования по защите МГ от опасных воздействий, а также установлены мероприятия по мониторингу развития опасных процессов, изменения пространственного положения трубопровода и оценке его напряженно-деформированного состояния (НДС). В работе на основе анализа прогнозируемых опасностей по трассе магистрального газопровода «Сила Сибири» предложены принципы классификации участков и состав критериев для оценки опасности участков. Разработан алгоритм ранжирования участков по прогнозируемой опасности. Приведен пример применения алгоритма ранжирования для одного из участков трубопровода на расчетном интервале прогнозирования 30 лет. При подготовке расчетных данных учтены климатические тренды, полученные обработкой ретроспективных климатических данных с 1945 по 2019 год.
Анализ текущего состояния фонда государственных геологоразведочных скважин на Харасавэйском месторождении в Арктической зоне РФ
Малахова Ю.В., ООО «Газпром добыча Надым»
УДК 622.276
Ключевые слова: ликвидация скважин, объекты накопленного вреда окружающей среде, загрязненные территории, отходы
В статье рассмотрены правовые и экологические проблемы, связанные с содержанием государственных геологоразведочных скважин на лицензионном участке недропользователя, в России и за рубежом. Проанализирована структура и проведено исследование технического состояния фонда поисково-разведочных скважин Харасавэйского месторождения методами аэровизуального и газоаналитического обследования. Сделан вывод об удовлетворительном состоянии ликвидированных и законсервированных скважин. Обоснована необходимость рекультивации участков размещения скважин для стабилизации ситуации по трансформации рельефа.
Abctracts in English
Increasing the Energy Efficiency of Natural Gas Treatment for Transportation
in Extreme North Environment — Technical Solution by Gazprom Proyektirovaniye LLC
V.A. Vagarin, A.O. Zheltov, V.V. Pavlenko, and P.V. Skvortsov, Gazprom Proyektirovaniye LLC
Keywords: gas treatment, Extreme North, seawater, Yamal
Use of cold seawater as a refrigerant is a promising technology direction of field gas treatment for transportation in the Extreme North and permafrost environment for offshore and near-shore fields.
The paper takes the Kruzenshternskoye field as a case study to assess efficiency of using cold seawater in the warm season; it also sets the operating procedures for gas treatment scheme for the comprehensive gas treatment unit (CGTU) at the Kruzenshternskoye gas condensate field, where seawater use is reasonable. The authors developed the basic technology configurations, parameters and conditions for the solution application.
The paper proves that using the seawater as a refrigerant allows not only to reduce cost for gas treatment due to cooling improvement, but also changes the results of choosing the optimal configuration when a priority is given to the field gas treatment scheme based on deriving cold for a low-temperature process in refrigeration units.
The technical proposal was made at the design scheme level subject to commercially manufactured equipment, the adopted construction and technological solutions, the required gas treatment quality and confirmed by digital solutions calculations.
Hydrochemical Features of Infiltration Waters and Formation of Voids
in Reservoir Rocks (on the example of deposits in the north of Western Siberia)
A.V. Goreva, the Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences
Keywords: hydrochemical conditions, sedimentary basin, atmospheric (infiltration) groundwater, hydrocarbons, hydrodynamic regime, geodynamics.
The paper presents the analysis results of infiltration water geochemical features and their impact on voids’ formation in hydrocarbon reservoirs at several fields in the north of Western Siberia. The author proves that over the retrogressive phases of geological history there were created favorable conditions for atmospheric water infiltration into the sedimentary cover, so that hydrogeological factor impact on the epigenetic reservoir rocks’ transformation was manifested quite clearly. The paper emphasizes the necessity of returning to the practice of hydrogeological testing of prospecting and exploratory wells for oil and gas, and on this basis solving a number of practical tasks, including the forecast of high-capacity reservoirs in the zones where infiltration water-pressure systems form.
Advanced Technologies for Geological Hazard Identification and Risk Assessment during Drilling and Construction of Oil and Gas Facilities on the Arctic Offshore
M.Yu. Tokarev, A.S. Loktev, A.G. Roslyakov, and A.S.Pirogova, Lomonosov Moscow State University
N.A.Rybin and V.N.Khoshtariya, Gazprom Nedra LLC
N.S. Danilevskaya, Gazprom PJSC
Keywords: hazardous geological processes and phenomena, the Arctic shelf, the Kara Sea, geological and engineering survey, engineering and geophysical studies, seismic methods, quantitative and qualitative interpretation of geophysical data, three-dimensional seismic acoustics
The paper presents the key results of first two stages of research on the project «Development of technologies for identifying and assessing geological risks during drilling and construction of oil and gas facilities on the shelf». The project is executed as a part of the agreement between Lomonosov Moscow State University and Gazprom PJSC. At the initial stage, there were completed a review and analysis of the existing Russian and global approaches to the study and ranking geological risks associated with hazardous geological processes and phenomena in the section upper part of the Arctic shelf. At the second stage, at the test site in the Kara Sea, there was tested the technology of field engineering, geophysical and laboratory work, developed at Moscow State University, which purpose is to identify, designate and rank hazardous geological processes and phenomena in terms of possible risks while drilling on the Arctic shelf.
Subsea Production Technologies as the Key Potential Capacity
for Arctic Shelf Development
E.R. Saleev, Gazprom Dobycha Shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC
Keywords: Arctic shelf, Northern Sea Route, Subsea production system, liquefied natural gas
The paper presents the analytical conclusions related to the Arctic shelf. The author makes appraisal of Arctic development outlook in the context of current economic environment. The author highlights the section of the Arctic offshore development techniques and employment of subsea production technologies. There are considered the promising pathways for the Northern Sea Route. The paper also presents the practice of Arctic shelf development both by domestic and foreign companies.
Overview of Regulatory and Methodological Support of Industrial Safety for Oil and Gas Fields Development in Russian Arctic Offshore
I.N. Pimenova and D.N. Lopatina, Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: industrial safety, offshore oil and gas fields, fixed offshore platforms, floating drilling rigs, Russian continental shelf in the Arctic
The paper considers the current state and promising pathways of regulatory and methodological support of industrial safety on fixed offshore platforms and floating drilling rigs employed in oil and natural gas exploration and production on Russian continental shelf in the Arctic. The authors discuss the key international, interstate (for the Eurasian Economic Union member states), federal and corporate regulations governing the control of a workspace through application of a risk-based approach, introduction of technical and structural solutions at both the design and operation stages of offshore oil and gas facilities, as well as through industrial safety culture.
Heterogeneity Simulation for Geological Modeling of Oil Fields Developed in the Arctic Zone
S.N. Nagaeva and K.A. Samitova, Industrial University of Tyumen, Surgut branch
Keywords: Arctic zone, geological model, heterogeneity, reservoir structure
The paper considers the required heterogeneity simulation when generating a digital model that gives an idea of reservoir structure in conditions of considerable geological uncertainty of deposits developed in the Arctic zone.
Methodology for Determining Horizontal Wells Deliverability Based
on Hydrodynamic Studies of Exploratory Wells during Hydrodynamic Simulation of Gas Condensate Fields
A.N. Shandrygin, M. A. Kazantsev, M.V. Morev, and E.Z. Badalov, Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: gas condensate field, hydrodynamic model, deliverability, flow rate, horizontal well, exploration well, multiplier, calibration
The paper presents the technique for justification the deliverability of designed horizontal wells on the basis of operating data and hydrodynamic testing of vertical wells during hydrodynamic simulation of gas condensate fields. The authors consider an algorithm for the correct replication of the production characteristics of designed wells in the hydrodynamic model. The methodology was developed based on the experience of simulation and development of Cretaceous deposits of natural gas fields in Western Siberia. It is intended for gas and gas condensate reservoirs simulation at shortage of geological and field information at the initial stage of the field development.
Offshore Section of Kruzenshternskoye Gas Condensate Field: Development Particularities in the Light of Global Experience in Artificial Islands Construction
S.I. Golubin, K.N. Savelyev and A.I. Zakharov, Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: Arctic, offshore fields, artificial island, soft soil
The Yamal region and the adjacent offshore section are the strategic resource base for gas, gas condensate and oil production. The fields of the Bovanenkovo production zone: the Bovanenkovskoye oil and gas condensate field, Kharasaveyskoye gas condensate field, and Kruzenshternskoye gas condensate field — have been identified as top-priority in the Yamal Peninsula development.
The Kruzenshternskoye gas condensate field, which is unique in terms of gas reserves, is located on the western coast of the Yamal Peninsula and the adjacent Sharapov Shar Bay of the Kara Sea. The gas content of the Kruzenshternskoye field is confined to the Cretaceous strata of the Yarongskaya, Tanopchinskaya and Marresalinskaya formations. Most of the gas reserves are located offshore within the bay area. In order to maximize the involvement of the Kruzenshternskoye gas reserves in development, it is advisable to place a certain part of the production well stock offshore. The severe Arctic environment, critical water shallowness, and the bottom sediments, represented mainly by silts and highly compressible clay soils of soft and very soft textures with long-term consolidation and low bearing capacity, in the Sharapov Shar Bay significantly limit the possible types of offshore production facilities for placing production wells clusters.
The authors analyzed the hydrological regime and engineering-geological conditions of the Sharapov Shar Bay. The paper shows that an artificial island is the best production facility option to develop of the Kruzenshternskoye field offshore section. The authors considered the global experience in artificial islands’ construction for oil and gas fields’ development, including Arctic and critical shallow water conditions. There were delivered recommendations on selecting technologies and phases for artificial islands construction, taking into account the particular conditions of the Sharapov Shar Bay.
Optimization of the Design and Operation Modes for Horizontal Wells at Gas Condensate Fields with Complex Geological and Climatic Conditions
O.V. Nikolaev, A.N. Shandrygin, R.A, Bayburin,
I.V. Stonozhenko, and K.N. Guzhov, Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: development, horizontal wells, horizontal well length, diameter, lift, optimum, a proxy model, reservoir, gas condensate.
The complex geological structure and harsh climatic conditions require the application of the cutting-edge technologies, including horizontal wells, for the fields’ development in the North of Western Siberia. One of the key issues in designing and commissioning the development of natural gas fields using horizontal wells is to determine their optimal configuration and, first of all, the length of horizontal well sections and the diameter of the wellbore and tubing string.
The problem of determining the optimal values was solved by means of the purpose-built software module for automated building the proxy models to determine the technological and technical and economic efficiency of natural gas deposits’ development by horizontal wells systems. The software module is represented in Excel tables and allows, in the shortest possible time for given conditions, to determine the optimal length of the horizontal well section and the tubing string diameter, based on the implementation of several hundred possible options. This software module helps significantly reduce the number of generated options when designing the natural gas field development.
Principles of Sections Classification according to Predicted Hazard for Gas Trunklines Located in the Areas of Expanding Hazardous Engineering and Geocryological Processes
O.V. Trifonov, I.Yu. Morin, P.A. Volodin, and A.V. Rassokhina, Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: gas trunkline, hazardous geocryological processes, thermal interaction, mechanical interaction, stress-strain state, strength, hazard criterion, computational modeling
The considerable length of gas trunklines, a diversity of climatic, geocryological conditions and impacts determine the need to identify the sections where the dynamics of hazardous natural processes and impacts on gas trunklines is forecasted. For such sections, there should be represented the protection requirements from hazardous impacts on trunkline, as well as measures to monitor the dynamics of hazardous processes, changes in the spatial position of the pipeline, and stress-strain state assessment.
Based on the analysis of predicted hazards along the Power of Siberia trunkline route, the authors propose the principles of sections’ classification and the criteria content for hazards grading. They also developed an algorithm for ranking the sections subject to predicted hazards. There is given an example of the ranking algorithm for one of the trunkline sections on the estimated forecasting 30 years interval. When collecting the calculated data, the climatic trends obtained by processing retrospective climatic data from 1945 to 2019 were taken into account.
Current Status Analysis of the State Geological Exploration Wells at the Kharasaveyskoye Deposit in Russian Arctic Zone
Yu.V. Malakhova, Gazprom Dobycha Nadym LLC
Keywords: wells abandonment, objects of accumulated environmental harm, contaminated areas, waste
The paper discusses the legal and environmental issues associated with the maintenance of exploration wells which belong to state and are located on a subsoil user licensed area in Russia and abroad. The author analyzed and studied the pattern and technical condition of prospecting and exploration wells stock at the Kharasaveyskoye field by means of aerial visual and gas analytical surveys. The abandoned and suspended wells status was considered satisfactory. It was validated the requisite remediation of land where the wells are situated to stabilize landscape transformation.
