Совершенствование методов проектирования размещения центров разбуривания на морских газоконденсатных месторождениях с учётом мелкозалегающего газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Перекрестов Виктор Евгеньевич

• Перекрестов Виктор Евгеньевич
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Перекрестов Виктор Евгеньевич

УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1. Ресурсный потенциал и факторы влияющие на освоение морских месторождений углеводородов РФ

1.2. Обзор исследований по автоматизированному проектированию размещения скважин и объектов обустройства на залежах нефти и газа

Выводы к главе

ГЛАВА 2. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ОХОТСКОМ МОРЕ

2.1. Лунское нефтегазоконденсатное месторождение

2.2. Киринское газоконденсатное месторождение

2.3. Южно-Киринское нефтегазоконденсатное месторождение

Выводы к главе

ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩЕГО ГАЗА НА ОСВОЕНИЕ

МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

3.1 Аварийность при строительстве морских скважин в условиях наличия мелкозалегающего газа

3.2 Методы исследования мелкозалегающего газа

3.3 Характер площадного и глубинного распространения мелкозалегающего газа

3.4 Влияние мелкозалегающего газа на проектные решения по разработке и обустройству газоконденсатных месторождений шельфа острова Сахалин

3.5 Мелкозалегающий газ в Карском море

3.6 Комплекс мероприятий по предупреждению и снижению рисков, связанных с наличием мелкозалегающего газа при освоении морских месторождений углеводородов

Выводы по главе

ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ЦЕНТРОВ РАЗБУРИВАНИЯ НА МОРСКИХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

4.1. Постановка задачи оптимального размещения центров разбуривания и распределения скважин по центрам разбуривания

4.2. Модель и алгоритм оптимального размещения центров разбуривания

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

На шельфе арктических и дальневосточных морей РФ открыто более 35 газоконденсатных месторождений, включая крупные и уникальные: Штокмановское, Лудловское, Ледовое (Баренцево море), Ленинградское, Русановское (Карское море), Лунское, Киринское, Южно-Киринское (Охотское море) и другие. В ближайшие годы предстоит выполнить большой объем бурения эксплуатационных скважин и обустройство месторождений. Освоение открытых месторождений влечет за собой необходимость подготовки проектной документации на их разработку с учетом специфики сложных природно-климатических и горно-геологических условий.

Одной из ключевых проблем при проектировании разработки морских месторождений является ограниченность и низкая достоверность сведений, полученных в результате геологоразведочных работ, что связано с малым количеством поисково-разведочных скважин на большой площади месторождений.

Дополнительные сложности создают неблагоприятные геологические условия в верхней части разреза — наличие мелкозалегающего газа и многолетнемерзлых пород. Эти факторы существенно влияют на проектные решения по разработке и обустройству морских месторождений и должны учитываться как на стадии поисково-разведочных работ, так и при проектировании.

Мелкозалегающий газ представляет собой свободный газ в верхней части разреза (до глубин 700-900 м от морского дна) насыщающий песчаные пласты мощностью 2-3 метра и более, нередко значительных по площади. Его происхождение связано как с биогенными процессами, так и с миграцией термогенного газа, а в условиях Арктики часто встречается в зонах протаивания мерзлых пород.

В настоящее время размещение морских эксплуатационных скважин и объектов обустройства осуществляется с учетом следующих факторов: существующей геолого-геофизической неопределенности информации о разрезе; фильтрационно-емкостных свойств пластов; условий равномерной отработки запасов и других факторов. Отдельные этапы проектирования выполняются с применением автоматизированных систем, однако во многих случаях окончательный выбор по-прежнему основывается на экспертной оценке проектировщиков, в том числе при учете геологических рисков.

Наличие мелкозалегающего газа зачастую становится причиной корректировки проектных решений вследствие переноса точек заложения скважин в безопасные области морского дна и выбора новых зон вскрытия продуктивных пластов. Такие изменения повышают сложность и трудоемкость процесса проектирования, однако позволяют выполнить условия промышленной и экологической безопасности освоения месторождений углеводородов.

Необходимость одновременного обеспечения вскрытия наиболее продуктивных пластов и минимизации геологических рисков требует поиска оптимальных схем размещения морских скважин и объектов обустройства, что связано с перебором множества возможных вариантов. В условиях ручного проектирования такой подход является крайне трудоёмким и не всегда обеспечивает выбор наилучшего решения.

В связи с этим актуальным является учет критически важного геологического фактора - мелкозалегающего газа и разработка методики автоматизированного проектирования, ориентированной на специфические геологические условия арктического и субарктического шельфа.

Степень разработанности темы исследования

Размещение эксплуатационных скважин и объектов обустройства на морских месторождениях углеводородов представляет собой сложную многокритериальную задачу, требующую учёта геолого-физической неоднородности пластов, инженерно-геологических рисков, ледовой обстановки, логистических ограничений и других факторов.

Исследованию вопросов размещения эксплуатационных скважин и объектов обустройства посвящены работы многих отечественных ученых — Сенюков Р.В., Колбиков С.В., Ермолаев А.И., Мирзоев Д.А., Кувичко А.М., Евстафьев И.Л., Лапо

A.В., Богатырева Е.В., Захаров А.И., а также зарубежных исследователей — Guyaguler В., Bitten^m! A.C., Home R.N., Vasantharajan S., Cullik A.S., Deutsch C.V., dos Santos T.D.F., Basilio L., Almedallah M.K., Clark S., Walsh S.D.C., Kheirollanhi H. В их работах рассматриваются подходы к выбору рациональных схем размещения скважин, оптимизации дренирования залежей, повышению эффективности эксплуатации и минимизации затрат на обустройство морских месторождений.

Важное значение для постановки задач оптимизации размещения скважин имеют исследования, направленные на повышение эффективности дренирования продуктивных пластов. Существенный вклад в развитие теории и практики разработки газоконденсатных месторождений внесли отечественные учёные — Лейбензон Л.С., Лапук Б.Б., Савченко В.П., Николаевский Н.М., Коротаев Ю.П., Абассов М.Т., Андреев О.Ф., Бузинов С.Н., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Басниев К.С., Алиев З.С., Тер-Саркисов Р.М., Гереш Г.М. и другие. Результаты их работ послужили основой для формирования правил размещения центров разбуривания в рамках разрабатываемой методики автоматизированного проектирования.

Наряду с этим значительное внимание в последние десятилетия уделяется исследованию геологических факторов, осложняющих строительство и эксплуатацию морских скважин, в том числе мелкозалегающего газа, газовых гидратов и многолетнемерзлых пород. Распространение, генезис и учет этих факторов в условиях арктического и субарктического шельфа изучались отечественными и зарубежными исследователями, среди которых Богоявленский

B.И., Макогон Ю.Ф., Дзюбло А.Д., Рокос С.И., Зиновкин С.В., Обжиров А.И., Якушев В.С., Терехина Я.В., Миронюк С.Г., Оганов Г.С., Andreassen K., Boogaard M., Bünz S., Etiope G., Ferrín A., Kim D.C., Scholl D.W., Solheim A., Steinbach J. и другие.

Несмотря на значительные достижения, вопрос автоматизированного проектирования размещения центров разбуривания с учётом зон распространения

мелкозалегающего газа остаётся недостаточно разработанным. Обобщение отечественных и зарубежных исследований, а также выявленные нерешённые задачи в данной области позволили сформулировать цель, задачи и построить структуру настоящего диссертационного исследования.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов проектирования размещения центров разбуривания на морских газоконденсатных месторождениях с учётом мелкозалегающего газа»

Цель работы

Повышение эффективности проектных решений по разработке морских газоконденсатных месторождений на основе совершенствования методики автоматизированного проектирования размещения центров разбуривания с учетом зон распространения мелкозалегающего газа.

Основные задачи исследования

1. Анализ научно-методических подходов к проектированию схем размещения скважин и объектов обустройства на примере опыта разработки газоконденсатных месторождений в Охотском море.

2. Выявление закономерностей пространственного распределения мелкозалегающего газа в верхней части геологического разреза в пределах акваторий арктических и субарктических морей.

3. Обоснование необходимости учёта мелкозалегающего газа как критически важного геологического фактора, влияющего на проектные решения по разработке и обустройству морских газоконденсатных месторождений, изученного по данным бурения, сейсморазведки и инженерно-геологических изысканий в Охотском море.

4. Разработка комплекса мероприятий по предупреждению и снижению рисков, связанных с наличием мелкозалегающего газа при разработке морских месторождений углеводородов.

5. Совершенствование математической модели оптимального размещения центров разбуривания и разработка алгоритма определения параметра допустимости их размещения с учётом зон распространения мелкозалегающего газа.

Объект исследования

Процесс проектирования разработки и обустройства морских газоконденсатных месторождений.

Предмет исследования

Методические и алгоритмические подходы к автоматизированному проектированию размещения центров разбуривания на морских газоконденсатных месторождениях с учётом наличия мелкозалегающего газа.

Научная новизна

1. Предложена модель оптимального размещения центров разбуривания, включающая дополнительное ограничение, учитывающее наличие мелкозалегающего газа, имеющего широкое распространение в пределах арктического и субарктического шельфа.

2. Впервые предложен параметр допустимости, позволяющий выделить безопасные области и сформировать проектные варианты схем размещения центров разбуривания.

3. Разработан алгоритм определения параметра допустимости, основанный на анализе степени перекрытия продуктивной площади сейсмическими аномалиями для выполнения оценки возможности безопасного размещения центров разбуривания.

Теоретическая и практическая значимость

1. В отличие от существующих подходов к размещению скважин и кустовых площадок при освоении месторождений углеводородов на суше и шельфе предлагаемая модель оптимального размещения центров разбуривания включает ограничение, обеспечивающее расстановку центров разбуривания вне зон распространения мелкозалегающего газа.

2. Предложенный параметр допустимости размещения центров разбуривания и разработанный алгоритм его определения, основанный на анализе степени перекрытия продуктивной площади сейсмическими аномалиями, позволяют формализовать в виде математических соотношений учет мелкозалегающего газа в модели оптимального размещения центров разбуривания.

3. Предложенная модель и разработанный алгоритм в большей степени по сравнению с известными подходами, подобными по целям и назначению, учитывают специфику процессов разработки морских месторождений углеводородов.

4. Разработан комплекс мероприятий по предупреждению и снижению рисков, связанных с наличием мелкозалегающего газа.

5. Разработанная методика автоматизированного проектирования размещения центров разбуривания на морских газоконденсатных месторождениях, учитывающая зоны распространения мелкозалегающего газа, позволяет сократить трудоёмкость проектирования и повысить промышленную и экологическую безопасность разработки газоконденсатных месторождений арктических и субарктических морей.

6. Результаты использовались в выполнении научно-исследовательской работы «Идентификация и картирование газовых проявлений для лицензионных участков Обско-Тазовской губы». Договор № МНГП-20/07200/135/Р от 25 июля 2020 г. с ООО «Морнефтегазпроект».

7. Материалы диссертации используются в образовательном процессе РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина при чтении лекций на кафедре освоения морских нефтегазовых месторождений.

Методы исследований

Основаны на использовании математического моделирования, а также на анализе, систематизации и обобщении опубликованных научных работ и фондовых данных по теме диссертации.

Основные защищаемые положения

1. Алгоритм определения параметра допустимости размещения центров разбуривания, основанный на анализе степени перекрытия продуктивной площади сейсмическими аномалиями, связанными с наличием мелкозалегающего газа.

2. Модель оптимального размещения центров разбуривания, учитывающая зоны распространения мелкозалегающего газа в верхней части геологического разреза.

3. Методика проектирования схем размещения центров разбуривания на продуктивной площади, включающая модель их расстановки и алгоритм проверки допустимости сформированного размещения центров разбуривания.

Личный вклад автора

Личный вклад автора заключается в сборе и анализе информации по теме исследования, формулировке цели и задач, обработке и обобщении литературных источников и фондовых материалов. На базе существующих методических подходов автором усовершенствована математическая модель размещения центров разбуривания путем введения ограничения, учитывающего наличие мелкозалегающего газа. Разработан алгоритм определения параметра допустимости размещения центров разбуривания, обеспечивающий формализацию учёта мелкозалегающего газа в автоматизированных процедурах проектирования.

Степень достоверности результатов исследования

Достоверность полученных результатов обеспечивается анализом данных сейсморазведки высокого разрешения, инженерно-геологических изысканий, бурения и геофизических исследований скважин, представленных в отчетных материалах ООО «МАГЭ», АО «АМИГЭ» и ООО «МГУ-геофизика», ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», ООО «Сахалинская Энергия» и научных публикациях. Выводы и положения, сформулированные в работе, согласуются с практикой проектирования разработки морских газоконденсатных месторождений, что подтверждает их достоверность.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях различного уровня:

1. 79-ая Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ

- 2025» (г. Москва, 2025 г.).

2. 78-ая Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ

- 2024» (г. Москва, 2024 г.).

3. Х Международная научно-техническая конференция «Освоение

ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ОМНР-2024) (г. Москва, 2024 г.).

4. XII Молодежная международная научно-практическая конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (г. Москва, 2024 г.).

5. IX Международная научно-техническая конференция «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (г. Москва, 2023 г.).

6. XV Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика) (г. Москва, 2023 г.).

7. Научно-практическая конференция, посвященная 25-летию кафедры Освоения морских нефтегазовых месторождений (г. Москва, 2023 г.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 14 научных трудов, в том числе 7 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России и международные реферативные базы данных и системы цитирования.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 121 наименования отечественных и зарубежных источников и приложения. Общий объем диссертации составляет 107 страниц, включая 41 рисунок и 1 таблицу.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю — доктору геолого-минералогических наук, профессору Дзюбло Александру Дмитриевичу за помощь в выборе направления исследования, ценные советы и всестороннюю помощь в процессе работы над диссертацией.

Автор также признателен заведующему кафедрой освоения морских нефтегазовых месторождений — к.т.н. Богатыревой Е.В., а также преподавателям кафедры — д.т.н. Мирзоеву Д.А., д.т.н. Мансурову М.Н., к.т.н. Бойко В.И., к.т.н.

Шевелеву М.Б., к.т.н. Сторожевой А.Е. за ценные рекомендации и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертации.

Отдельную благодарность автор выражает заведующему кафедрой разработки газовых и газоконденсатных месторождений — д.т.н. Ермолаеву А.И., а также д.т.н. Харченко Ю.А. и Гереш Г.М. за ценные советы, рекомендации и наставления, оказанные в ходе подготовки и написания диссертационной работы.

Работа выполнена на кафедре освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1. Ресурсный потенциал и факторы влияющие на освоение морских месторождений углеводородов РФ

История поисков, разведки и освоения ресурсов нефти и газа континентального шельфа Российской Арктики насчитывает уже более 50 лет. За разведкой, открытием и освоением уникальных и крупных месторождений стояла гигантская работа нескольких поколений ученых Академии наук, вузов страны, таких как РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и МГУ имени М.В. Ломоносова, а также отраслевых институтов Министерств геологии, нефтяной и газовой промышленности и производственных предприятий. В России наиболее значительными исследованиями в области геологии и нефтегазоносности проведены учеными и специалистами АО «Севморгео», ФГБУ «ВНИИокеангеология», ВНИГРИ, ФГБУ «ВНИГНИ», АО «Арктикморнефтегазразведка», АО «Севморнефтегеофизика».

Оценку перспектив нефтегазоносности шельфа Российской Арктики выполняли известные геологи Гаврилов В.П., Клещев К.А., Варламов А.И., Конторович А.Э., Ступакова А.В., Белонин М.Д., Борисов Л.С., Федоровский Ю.Ф., Хаин В.Е., Шеин В.С. и другие исследователи [1].

Освоение углеводородных ресурсов континентального шельфа Российской Федерации является крупнейшим инфраструктурным проектом, обоснованным уникальностью разведанных запасов нефти и газа. Реализация данного проекта сопряжена с решением комплексных наукоемких технических задач, связанных с проведением морских геологоразведочных работ, бурением скважин, разработкой месторождений, добычей нефти и газа, промысловой подготовкой и транспортом углеводородного сырья потребителям [2].

В последнее десятилетие дальневосточный и особенно арктический шельфы Российской Федерации рассматриваются как стратегически перспективные регионы, обеспечивающие восполнение минеральной сырьевой базы

углеводородов. Здесь сосредоточены значительные ресурсы нефти и газа, освоение которых становится возможным благодаря как климатическим изменениям, так и развитию методов и технологий освоения морских месторождений [3-5].

Согласно данным ФГБУ «Росгеолфонд», по состоянию на 2023 год действовало 123 лицензии на разведку, добычу, геологическое изучение и оценку запасов углеводородного сырья на российском шельфе (рисунок 1.1) [6].

■ Карское море

■ Охотское море

■ Баренцево море Печорское море

■ Каспийское море

■ Балтийское море

■ Чёрное море

■ Море Лаптевых

■ Азовское море

■ Чукотское море

■ Вост.-Сиб. Море

■ Японское море

Рисунок 1.1 - Распределение лицензий на недра шельфа РФ по акваториям морей

[6]

Основная часть лицензий сосредоточена в акваториях Карского, Охотского и Баренцева морей, на долю которых приходится 64 % всех действующих лицензий.

Из 25 недропользователей российского шельфа 70 % лицензий (с учетом лицензий, выданных как самим материнским компаниям, так и их дочерним обществам) принадлежит трем крупнейшим вертикально-интегрированным нефтегазовым компаниям: ПАО «Роснефть» (33 %), ПАО «Газпром» (30 %) и ПАО «Лукойл» (7 %). Практически все лицензионные участки арктического шельфа распределены между ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром», за исключением нескольких лицензий ПАО «Новатэк» [6-8].

Начальные суммарные ресурсы углеводородов арктического шельфа РФ на 01.01.2020 оценивались в 120,9 млрд т.у.т. [9]. Их распределение по категориям запасов и ресурсов, типу флюида приведено на рисунке 1.2.

■ АВ1С1 ■ В2С2 ■ ЭО ■ 01+Э2 ■ Нефть ■ Растворенный газ ■ Свободный газ Конденсат

Рисунок 1.2 - Структура начальных суммарных ресурсов УВ арктической зоны

РФ:

а) по категориям запасов и ресурсов; б) по типу флюида [9] В Охотском море суммарные ресурсы оцениваются в 8,7 млрд т.у.т., что подчёркивает доминирующую роль арктических морей в формировании ресурсной базы континентального шельфа Российской Федерации.

Все морские месторождения и перспективные участки имеют различное геологическое строение, характеризуются разнообразными природно-климатическими условиями и расположением в акваториях с различными глубинами моря [10,11].

На освоение морских месторождений оказывают влияние следующие факторы: сезонность полевых работ, сложная логистика транспортировки оборудования и персонала, высокая капиталоёмкость проектов, особенности правового регулирования, а также высокая степень инвестиционных рисков, связанных с неопределённостью запасов и ограниченной инфраструктурой, тесная связь вида обустройства морского месторождения и стратегии его разработки и другие факторы [2,7,12].

Учитывая, что около 85 % площади российского шельфа расположено в арктической и субарктической зонах, на выбор основных технических решений оказывают воздействие специфические арктические факторы: однолетние и

многолетние льды; айсберги; торосы и стамухи; ледовая эрозия дна; обледенение; малая продолжительность сезона строительно-монтажных работ; значительная удаленность до береговых баз снабжения; полярная ночь; частые магнитные бури и другие природные явления [2,7,13].

Кроме того, освоение месторождений арктического и субарктического шельфа осложняется воздействием комплекса геологических опасностей, включая распространение многолетнемерзлых пород, мелкозалегающего газа и газогидратов. Все эти факторы должны учитываться как на этапах разведки, так и при обустройстве и разработке месторождений [14-16].

Проектирование разработки морских месторождений является сложной инженерной задачей, выполняемой в условиях высокой неопределенности информации о строении месторождений и параметрах продуктивных пластов, полученной по результатам полевых геофизических работ и бурения минимально необходимого и порой недостаточного числа поисковых и разведочных скважин на большой площади месторождений. Малое количество разведочных скважин связанно с ограниченным по времени буровым сезоном на шельфе и высокой стоимостью их строительства [17].

Низкая плотность размещения разведочных скважин требует обоснованного прогноза геологического строения и распространения фильтрационно-емкостных свойств пластов на большие межскважинные расстояния. Вследствие этого проектирование разработки морских месторождений во многом основано на данных площадных геофизических исследований [17-22]. В этих условиях требуется избирательный подход к выбору целей для бурения эксплуатационных скважин, каждая из которых, помимо основной функции добычи, выполняет задачи доразведки месторождения [23].

Эффективное дренирование залежи, обеспечивающее проектный отбор углеводородов при минимальном количестве скважин, является ключевым условием обеспечения рентабельности разработки морских месторождений [24].

Важной особенностью морских месторождений является ограниченный срок эксплуатации промысловых сооружений - платформ и систем подводной

добычи. Учитывая, что добыча углеводородов на море значительно более затратна, чем на суше, проведение масштабных мероприятий по реконструкции промысловых сооружений, как правило, не представляется экономически целесообразным. Поэтому проектный срок службы сооружений, обычно не превышающий 30-40 лет, во многом определяет и продолжительность эксплуатации самого месторождения [25-27].

Специфика условий, в которых расположены морские месторождения углеводородов, а также применяемое технологическое оборудование, существенно влияют на особенности их обустройства и разработки, а также на техническую и технологическую доступность и капиталоемкость.

1.2. Обзор исследований по автоматизированному проектированию размещения скважин и объектов обустройства на залежах нефти и газа

Многие методы и алгоритмы, направленные на рациональное размещение эксплуатационных скважин и объектов обустройства на месторождениях углеводородов были созданы в середине прошлого столетия.

В 70-80 годы XX века были разработаны различные подходы к оптимизации размещения скважин, основанные на методах суперпозиции, статистических и динамических моделях, а также методах направленного перебора вариантов [2830].

Впоследствии исследователи сосредоточились на разработке алгоритмов, учитывающих взаимное влияние скважин, фильтрационные характеристики пластов и ресурсные ограничения [31,32]. В отечественных и зарубежных работах [33-37] стали применяться методы случайного поиска и генетические алгоритмы для формирования оптимальных схем разработки. В дальнейшем были предложены новые методики прогнозирования продуктивности скважин на основе геолого-геофизических данных [38], а также модели кустования скважин с использованием частично-целочисленного программирования [39]. Для учета неопределенности пластовых параметров начали применяться технологии машинного обучения и нейросетевые алгоритмы, позволяющие адаптировать

схемы размещения скважин в зависимости от изменяющихся условий [40]. Существенным развитием прикладных методов оптимизации стало применение «карты качества пласта» — инструмента, позволяющего аппроксимировать добычные характеристики залежи и тем самым снизить вычислительные затраты при поиске оптимальных решений [41].

В контексте исследований, посвященных освоению морских месторождений, особый интерес представляет работа [42], где представлен системный подход к освоению месторождений арктического шельфа. Автором рассмотрена возможность количественной оценки неопределенности и риска, связанных с выбором решений по разработке месторождений арктического шельфа. Формализована математическая модель системы «нефтегазовое месторождение -геологическая информация - добыча углеводородов».

Авторами [43] представлена работа по автоматизации интегрированного проектирования освоения морских месторождений, основанная на объединении проектирования разработки месторождения и моделирования потока с другими техническими направлениями проекта, включая экономический анализ с фокусом на капитальные затраты, чистый дисконтированный доход и внутреннюю норму рентабельности. Разработанная авторами модель оптимизации основана на глобальном эвристическом методе поиска, также известном как метаэвристический метод, и направлена на поиск экономически оптимальных решений с учетом неопределенностей и рисков различных технических направлений, с особым акцентом на проектирование разработки пласта.

В статье [44] рассматривается задача, связанная с выбором рациональной схемы обустройства глубоководных морских месторождений, освоение которых предусматривается с использованием систем подводной добычи. Рассматривается заданное в соответствии с проектом разработки количество скважин и расположение их забоев. В основе методики лежит математическая модель, включающая оптимизацию количества темплейтов (интегрированных опорных конструкций для размещения кустового манифольда и фонтанных арматур) и числа скважин в каждом темплейте. Координаты установки темплейтов определяются

алгоритмом как координаты центра тяжести забоев скважин. Графическое представление алгоритма нахождения координат установки темплейта представлено на рисунке 1.3.

7

у

г

•7

Рисунок 1.3 - Алгоритм нахождения координат установки темплейта [44]

В работе [45] представлено совершенствование методов проектирования разработки морских газовых месторождений, обеспечивающее выбор оптимальных решений в условиях геологической неопределенности строения продуктивных пластов и их фильтрационно-ёмкостных свойств. Ставится задача определения величины рационального горизонтального отхода забоев системы наклонно-направленных скважин, длины ствола в продуктивном горизонте и обоснование числа резервных добывающих скважин.

В работе [46] предлагается алгоритм прогнозирования возможных схем обустройства месторождения с учетом технологических показателей разработки, гидрометеорологических условий, а также условий приема добытой продукции на берегу.

В работе [47] предлагается алгоритм расстановки проектных скважин на структуре, предусматривающий расположение устьев на платформе. В основу алгоритма размещения кустов скважин положены геолого-промысловые методы, основанные на выборе зон с максимальными подвижными запасами.

В работе также приводится алгоритм расстановки скважин внутри куста, учитывающий ограничения на положение и вид профиля скважин, связанные со

структурой пластов и особенностями конструктивных решений. Последний алгоритм апробирован авторами в процессе формирования основных технических решений по освоению Северо-Каменномысского нефтегазоконденсатного месторождения.

Алгоритм состоит из 5 шагов: шаг 1 - подбор карты качества, необходимой для поиска центра кустов (платформ) и шаблонов. Под шаблоном понимается площадь, включающая дренируемую зону всех стволов скважины; шаг 2 - поиск центров кустов; шаг 3 - расстановка XY-шаблонов скважин (рисунок 1.4); шаг 4 -расчет траекторий скважин, где возможные положения ствола определяются изменением азимута и угла наклона пологонаправленного участка скважины с учетом технологических ограничений; на 5 этапе производится запуск на расчет итоговой гидродинамической модели.

Рисунок 1.4 - Вид карты качества с расставленными шаблонами [47]

В работе [48] предлагается методика кустования скважин для различных вариантов систем разработки. Задачу определения положения кустовых площадок предлагается решать, как задачу глобальной оптимизации. В качестве критериев оптимальности авторы статьи используют минимизацию суммарной проходки при бурении и технико-экономический показатель, который учитывает потенциал добывающих скважин и стоимостные характеристики объектов.

В работе [49] описано программное обеспечение ОРТШЛ-МиШНпе предназначенное для решения задачи автоматизированного концептуального проектирования. OTIMROTA-Multiline использует два подхода к достижению оптимального решения: детерминированные методы, направленные на систематизацию проектного опыта с логическими ограничениями, и эволюционные алгоритмы, используемые для решения задач оптимизации. Основной задачей является нахождение оптимального расположения FPSO и якорной системы удержания относительно координат подводных устьев скважин (рисунок 1.5), а также создание проектных схем систем подводной добычи.

7 ОьлЯоЬ М - О1тас«о 4* «лмум —ОХ

и ^М^-Ч-'А 14 0 Я. ч *

Г26ЭТ54

тар»

пят я

Лодлда 0/1 Ошп^Ьо 00ДО00

Рисунок 1.5 - Оценка возможных и целесообразных точек расположения

FPSO относительно заданного расположения подводных устьев скважин в ПО

ОТ1МКОТА-МиШНпе [49]

Методология СиШск, Cude и Тагтап (2007) заложила теоретическую основу для развития интегрированных вычислительных моделей, таких как FLOCO [50]. Математическая модель FLOCO обеспечивает не только интегрированный расчёт системы «пласт - скважина - система сбора - УКПГ», но и автоматизированную генерацию сценариев обустройства на основе ключевых показателей экономической эффективности проекта — капитальных и эксплуатационных

затрат, чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы рентабельности и срока окупаемости.

Процесс автоматической генерации и оптимизации концептуальных решений реализуется с использованием метаэвристической модели, опирающейся на обширную базу данных, содержащую сведения о конфигурации оборудования, инженерных параметрах и технологических ограничениях.

На рисунке 1.6 приведены примеры автоматически сгенерированных и оптимизированных схем обустройства, рассчитанных по критериям чистого дисконтированного дохода и капитальных затрат.

Лучшее значение МРУ для первой фазы проекта

Рисунок 1.6 - Примеры автоматически сгенерированных и оптимизированных схем обустройства с точки зрения оптимизации по критерию чистого дисконтированного дохода (КРУ) и капитальных затрат (САРЕХ) [50]

Авторами статьи [51] предложен подход к группированию проектных скважин для размещения кустовых площадок, основанный на модифицированном алгоритме кластеризации к-средних. В качестве основного критерия оптимальности используется минимизация суммарной проходки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин с учётом сложности их траекторий.

В работе [52] предложен подход к оптимизации графика морских операций с учётом ограниченности ресурсов, возможности выполнения параллельных операций и простоев, вызванных погодными условиями.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Перекрестов Виктор Евгеньевич, 2026 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дзюбло А.Д. Роль российских геологов в освоении нефтегазового потенциала шельфа России и Вьетнама / А.Д. Дзюбло, И.Г. Агаджанянц, А.Н. Иванов // Труды 17-ого международного форума по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ RAO/CIS Offshore 2025. 07-10 октября 2025 года, Санкт-Петербург - М.: Издательство Перо, 2025. - С. 84-88.

2. Нефтегазоносность, обустройство и разработка месторождений континентального шельфа / А.Д. Дзюбло, Ю.А. Харченко, А.Е. Сторожева [и др.]. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2025. - 527 с.

3. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2050 года: утверждена распоряжением правительства Российской Федерации от 12 апреля 2025 г. №2 908-р. [Электронный ресурс] // Министерство энергетики РФ: [сайт]. URL: https://minenergo.gov.ru/upload/iblock/d6a/Energostrategiya-RF-do-2050-goda.pdf (дата обращения: 01.07.2025).

4. Ступакова А.В. Континентальный шельф Арктики - стратегический резерв развития минерально-сырьевой базы / А.В. Ступакова, А.А. Суслова // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (R00GD-2020): Тезисы VIII Международной научно-технической конференции. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. - С. 13.

5. Суслова А.А. Строение северного сектора Баренцево-Карского региона для прогноза его нефтегазоносности / А.А. Суслова, А.В. Мордасова, А.В. Ступакова [и др.] // Георесурсы. - 2023. - Т. 25, № 2. - С. 47-63.

6. Ахмадуллин Э.А. Плавучие буровые установки российских компаний-операторов / Э.А. Ахмадуллин, В.А. Мнацаканов // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2023. - № 8(140). - С. 24-33.

7. Мирзоев Д.А., Ибрагимов И.Э., Богатырева Е.В. и [др]. Особенности освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа: учебник. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2025. - 467 с.

8. Мельников П.Н. Основные результаты геолого-разведочных работ на углеводородное сырье в Арктической зоне Российской Федерации в 2020-2022 гг. и перспективы ее дальнейшего освоения / П.Н. Мельников, А.В. Соловьев, М. Б. Скворцов [и др.] // Геология нефти и газа. - 2024. - № 3. - С. 5-18.

9. Мельников П.Н. Ресурсная база углеводородного сырья арктической зоны Российской Федерации // Труды 15-й Международной выставки и конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2021). - Санкт-Петербург, 2021.

10. Голубин С.И. Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток: тезисы докладов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2023. - 3 с.

11. Ступакова А.В. Перспективы поисково-разведочных работ на нефть и газ на шельфе дальневосточных морей / А.В. Ступакова, А.А. Суслова, Р.С. Сауткин, С.Б. Коротков // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток: тезисы докладов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2023. - С. 11.

12. Пономарев А.С. Современные тренды развития мирового сектора морской добычи углеводородов / А.С. Пономарев, А.С. Поздняков // Территория Нефтегаз. - 2018. - № 11. - С. 40-50.

13. Мирзоев Д.А. Основы морского нефтегазового дела: Том 1: Обустройство и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений: Учебник. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. - 272 с.

14. Отчет о НИР. Исследование механизмов возникновения опасных природных явлений при освоении нефтегазовых месторождений на шельфе Арктических морей и морей Дальнего Востока. Задание № 13.12050.2018/11.12 от 02.03.2018 г.

15. Отчет о НИР. Идентификация и картирование газовых проявлений для лицензионных участков Обско-Тазовской губы. Договор № МНГП-20/07200/135/Р от 25 июля 2020 г. с ООО «Морнефтегазпроект».

16. Дзюбло А.Д. Оценка опасной деформации морского дна при освоении газоконденсатных месторождений на арктическом шельфе / А.Д. Дзюбло, В.В.

Сидоров, М. К. Тупысев, В.Е. Перекрестов // Безопасность труда в промышленности. - 2025. - № 4. - С. 43-50.

17. Лукина Т.Ю. Анализ неопределенностей основных подсчетных параметров залежей УВ для задач освоения морских месторождений / Т.Ю. Лукина, О.Е. Богданова, С.В. Зиновкин, С.А. Шаров // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток: тезисы докладов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2023. - С. 95.

18. Зиновкин С.В. Вопросы геологических неопределенностей при проектировании разработки Южно-Лунского месторождения / С.В. Зиновкин, Г.М. Гереш, Я.И. Штейн, М.Б. Шевелев // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2020. - № 3(45). - С. 16-23.

19. Юшин П.Е. Учет неопределенностей при моделировании и проектировании разработки шельфовых месторождений Дальнего Востока / П.Е. Юшин, С.В. Зиновкин, О.Ю. Ященко // Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика): тезисы докладов. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. - С. 145-146.

20. Гереш Г.М. Проектирование и авторское сопровождение разработки месторождений углеводородов - специфика освоения шельфа / Г.М. Гереш, Ф.Р. Билалов // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (0МНР-2024): тезисы докладов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2024. - С. 12.

21. Дзюбло А.Д. Геофизические и инженерно-геологические технологии исследования на шельфе морей / А.Д. Дзюбло, И.Г. Агаджанянц, Петренко Е.В. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2020. - 252 с.

22. Зиновкин С.В. Оценка влияния геологических неопределенностей с использованием подходов вероятностного моделирования на объем запасов газа и конденсата месторождений на шельфе острова Сахалин / С.В. Зиновкин, Т.Ю. Лукина, Г.М. Гереш // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (0МНР-2024): тезисы докладов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2024. - С. 11.

23. Гафаров Т.Н. Примеры комплексного моделирования для решения различных задач в области геологии и разработки шельфовых месторождений / Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров [и др.] // Газовая промышленность. -2022. - № 11(840). - С. 14-22.

24. Дзюбло А.Д. Технологические возможности достижения высоких дебитов газа морских скважин / А.Д. Дзюбло, А.Е. Сторожева // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2020): тезисы докладов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ", 2020. - С. 28.

25. Гереш Г.М. К вопросу оценки технологических коэффициентов извлечения газа и конденсата для морских газовых и газоконденсатных месторождений / Г.М. Гереш, Ф.Р. Билалов, О.Ю. Ященко // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2018. - № 4(36). - С. 24-30.

26. Мансуров М.Н. Развитие методологии проектирования разработки арктических месторождений углеводородов / М.Н. Мансуров, П.Г. Цыбульский // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2013. - № 3(14). - С. 4-9.

27. Петренко В.Е. Направления развития технологий и оборудования для освоения морских лицензионных участков / В.Е. Петренко, М.Ф. Нуриев // Проектирование и разработка нефтегазовых месторождений. - 2022. - № 4. -С. 12-19.

28. Закиров С.Н. Вопросы размещения скважин и анализа разработки на электронных моделях / Закиров С.Н. и [др.] - М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - 224 с.

29. Сенюков Р.В. Вопросы оптимального размещения скважин и распределение дебитов по критерию минимума потерь пластовой энергии / Р.В. Сенюков, Н.Б. Умрихин // Газовое дело. - 1972. - №9. - С. 8-12.

30. Колбиков С.В., Губанова Е.Б. О приближенном подходе к решению задачи размещения эксплуатационных скважин по площади залежи. Сб. тез. докл. Научно-практической конференции «Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений». Москва, 12-15 ноября, 1998. - с. 14-15.

31. Назыров М.Р. Обоснование и выбор системы размещения скважин при освоении крупных газоконденсатных месторождений / М.Р. Назыров, В.З. Баишев, Т.Г. Кривина, Н.А. Левина // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Научно-технический сборник. - М.: ИРЦ Газпром, 2001, №5, с.67-73.

32. Ермолаев А.И. Системный анализ и модели формирования вариантов разработки группы залежей нефти и газа: дисс. ... д-ра тех. наук: 05.13.01 / Ермолаев Александр Иосифович. - М., 2001. - 282 с.

33. Бузина Т.С. Программный комплекс для проектирования разработки Астраханского газоконденсатного месторождения / Т.С. Бузина, И.А. Леонтьев, Л.Я. Непомнящий [и др.] // Газовая промышленность, 1998, №1, с.34-36.

34. Guyaguler B. Optimization of well placement and assessment of uncertainty. A dissertation for the degree of doctor of philosophy. Stanford University. -2002. -137 p.

35. Guyaguler В. Uncertainty assessment of well placement optimization / В Guyaguler, R.N. Home // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 2001. - р. 3845.

36. Guyaguler В. Optimization of Well Placement in a Gulf of Mexico Water flooding Project / В. Guyaguler, R.N. Home, L. Rogers, and J.J. Rosenzweig // SPE Res Eval & Eng 5 (03) - р. 22-31.

37. Bittencourt A.C. Reservoir development and design optimization / A.C Bittencourt, R.N. Home // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. -1997. - р. 98112.

38. Белитченко В.А. Прогнозирование продуктивности и обоснование размещения скважин при разработке уникальных месторождений в карбонатных коллекторах Прикаспийской впадины: на примере Астраханского газоконденсатного месторождения. - М.: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.17 2002 / Белитченко Владимир Алексеевич. - М., 2002. - 145 с.

39. Vasantharajan S. Well site selection using programming optimization / S. Vasantharajan, A.S. Cullik // Mobil Technology. - 1997. - 256 р.

40. Cullik A.S. Optimal field development planning of well locations with reservoir uncertainty / A.S. Cullik, K. Navayanan, S. Gorell // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 2005. - pp. 198-209.

41. Da Cruz P.S. The Quality Map: A Tool for Reservoir Uncertainty Quantification and Decision Making / P.S. Da Cruz, R.N. Horne, C.V. Deutsch // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2004. - Vol. 7, No. 1. - pp. 6-14. - DOI 10.2118/87642-PA.

42. Вовк В.С. Методы рационального освоения нефтегазовых месторождений арктического шельфа: дисс. ... канд. техн. наук: 05.15.12 / Вовк Владимир Степанович. - М., 1998. - 159 с.

43. Cullick A.S. Optimizing Field Development Concepts for Complex Offshore Production Systems / A.S. Cullick, R. Cude, M. Tarman // Offshore Europe. - 2007. - 10 p.

44. Греков С.В. Методика выбора рациональной схемы расположения и конструкций подводных добычных комплексов / С.В. Греков, О.А. Корниенко, Д.А. Мирзоев, Р.О. Самсонов // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1. - С. 33.

45. Евстафьев И.Л. Совершенствование методов проектирования разработки морских газовых месторождений: автореф. дис. ... канд. техн. наук. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. - 23 с.

46. Лапо А.В. Усовершенствование методов технико-экономической оценки морских месторождений углеводородов на ранних стадиях изучения: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.18 / Лапо Анна Владимировна. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - 23 с.

47. Ахмедсафин С.К. Оптимизация схем размещения проектного фонда скважин на площади морского месторождения природного газа / С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов, А.В. Красовский [и др.] // Журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - М.: ОАО «Газпром Промгаз». - 2012. -№ 3. -С. 40-46.

48. Можчиль А.Ф. Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании / А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 4. - С. 126-129.

49. dos Santos T.D.F. OTIMROTA-Multiline: Computational Tool for the Conceptual design of subsea production systems / T.D.F. dos Santos, D.M. Rocha, L.I. Pereira, J.S. Baioco, C.H. Albrecht, B.P. Jacob // Offshore Technology Conference Brasil. -2017. - 13 p.

50. Basilio L. Integrated design computational model applied to O&G offshore field development / L. Basilio, C. Noronha, M. Passos, D. Calaza, A.L. da Nova, R. Daly // Offshore Technology Conference. - 2018. - 16 p.

51. Шатровский А.Г. Группирование проектных скважин для размещения кустовых площадок на примере многопластового месторождения / А.Г. Шатровский, А.С. Чинаров, М.Р. Салихов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. - 2020. - №3. - С. 44-49.

52. Almedallah M.K. Schedule Optimization To Accelerate Offshore Oil Projects While Maximizing Net Present Value in the Presence of Simultaneous Operations, Weather Delays, and Resource Limitations / M.K. Almedallah, S. Clark, S.D.C. Walsh // SPE Production & Operations. - 2021. - 18 p.

53. Kheirollanhi H. A new method of well clustering and association rule mining / H. Kheirollanhi, M. Chahardowli, M. Simjoo // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. Vol. 214. DOI: 10.15530/urtec-2017-2673695.

54. Бесхижко Ю.В. Оптимизация архитектуры системы объектов добычи углеводородов с использованием подводных добычных комплексов. Частный случай / Ю.В. Бесхижко, В.В. Бесхижко, А.И. Ермаков // PROнефть. Профессионально о нефти. - 2022. - Т. 7, № 3(25). - С. 96-105.

55. Liu H. Subsea field layout optimization (Part I) - directional well trajectory planning based on 3D Dubins Curve / H. Liu, T.B. Gjersvik, A. Faanes // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. - No 208. - 11 p.

56. Захаров А.И. Совершенствование научно-методических подходов к проектированию разработки месторождений природного газа в условиях арктического шельфа: дис. ... канд. тех. наук. 25.00.18 / Захаров Антон Иванович. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2022. - 134 с.

57. Оганов В.А. Методический подход по выбору оптимальной схемы обустройства Русановского месторождения в акватории Карского моря / В.А. Оганов, Д.А. Мирзоев, Е.В. Богатырева, Э.А. Вольгемут // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2023. - № 5(365). - С. 3641.

58. Arsenyev-Obraztsov S.S. Optimal sea floor placement of the oil/gas production equipment / S.S. Arsenyev-Obraztsov, A.I. Ermolaev, A.M. Kuvichko // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. - 2019. Vol. 700. - pp. 110. - DOI 10.1088/1757-899X/700/1/012011.

59. Дряхлов В.С. Инструменты автоматизации концептуального проектирования обустройства морских месторождений нефти и газа / В.С. Дряхлов, Е.С. Юшин // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2023. - № 6(138). - С. 14-22.

60. Росляков А.Г. Атлас опасных геологических процессов и явлений на шельфе арктических морей / А.Г. Росляков, Я.Е. Терехина, М.Ю. Токарев, Н.А. Рыбин // Рельеф и четвертичные образования Арктики, Субарктики и Северо-запада России. - 2022. - № 9. - С. 228-232.

61. Гафаров Т.Н. Современное состояние разработки арктических шельфовых месторождений природных углеводородов / Т.Н. Гафаров, И.В. Шпуров // Газовая промышленность. - 2024. - № 9 (871). - С. 52-62.

62. Дашков Р.Ю. Опыт освоения и оптимизации разработки Луского нефтегазоконденсатного месторождения / Р.Ю. Дашков, Т.Н. Гафаров Р.Г. Облеков [и др.] // Газовая промышленность. - 2024. - Спецвыпуск № 1. - С. 48-53.

63. Дзюбло А.Д. Возможности освоения газовых ресурсов I блока Лунского месторождения шельфа о. Сахалин / А.Д. Дзюбло, В.Е. Перекрестов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2021. - № 3. - С. 30-35.

64. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона - М.: Научный мир, 2010. - 276 с., цв. вкл. 56 с.

65. Дашков Р.Ю. Опыт проектирования и строительства скважин с морских нефтегазодобывающих платформ / Р.Ю. Дашков, Т.Н. Гафаров, Р.Н. Окишев [и др.]. // Газовая промышленность. - 2022. - № 12(842). - С. 14-20.

66. Ступакова А.В., Карнаухов С.М. [и др.] Атлас геологических и гидрометеорологических условий арктических и дальневосточных морей Российской Федерации. (под редакцией Черепанова В.В.). -М., - 2020. - 204 стр.

67. Андреев А.В. Аварийно-спасательное обеспечение Киринского газоконденсатного месторождения: презентация на 17-й Международной конференции и выставке по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2025). -Санкт-Петербург, 2025.

68. Обухов С.А. Опыт освоения морских месторождений в Охотском для строительства морских скважин на примере долотной программы / С.А. Обухов, Б.В. Химяк, С.В. Есипов, Р.Ф. Хусаинов // Газовая промышленность. - 2024. - № 12(875). - С. 78-87.

69. Дзюбло А.Д. Влияние мелкозалегающего газа на проектные решения по освоению морских газоконденсатных месторождений на шельфе арктических и субарктических морей / А.Д. Дзюбло, А.И. Ермолаев, Г.М. Гереш, В.Е. Перекрестов // Арктика: экология и экономика. - 2024. - Т. 14, № 2. - С. 192204.

70. Потапов А.В. Совершенствование технологии крепления направлений скважин с подводным расположением устья в осложненных условиях: дисс. ... канд. тех. наук. 25.00.18 / Потапов Андрей Валерьевич. -М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. 121 с.

71. Дзюбло А.Д. Исследование приповерхностного газа шельфа о. Сахалин и минимизация рисков при строительстве морских скважин / А.Д. Дзюбло, В.В.

Воронова, В.Е. Перекрестов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. -2019. - № 3. - С. 20-25.

72. Дзюбло А.Д. Возникновение и методы ликвидации открытого фонтанирования морских скважин с подводным расположением устья / А.Д. Дзюбло, В.Е. Перекрестов, А.А. Белозеров // Безопасность труда в промышленности. - 2023. - № 7. - С. 7-15.

73. OGP. Guidelines for the Conduct of Offshore Drilling Hazard Site Surveys. [Электронный ресурс] -London: International Association of Oil & Gas Producers, 2013. - 77 p. URL: https://www.deparentis.com/wp-content/uploads/2020/04/IGOP-373-18-1-1.pdf (дата обращения: 25.07.2024).

74. Дзюбло А.Д. Природные и техногенные риски при освоении нефтегазовых месторождений на шельфе арктических морей / А.Д. Дзюбло, К.В. Алексеева, В.Е. Перекрестов, Сян Хуа // Безопасность труда в промышленности. - 2020. -№ 4. - С. 74-81.

75. Дзюбло А.Д. Роль субмаринной криолитозоны и мелкозалегающего газа при освоении месторождений углеводородов на шельфе Карского моря / А.Д. Дзюбло, В.Е. Перекрестов // Научный журнал Российского газового общества. - 2024. - № 3(45). - С. 43-55.

76. NORSOK. D-010:2013. Well Integrity in Drilling and Well Operations. Rev. 4, June 2013 [Электронный ресурс]. - Oslo: Standards Norway, 2013. - 268 p. - Режим доступа: https://www.npd.no/globalassets/1-pd/regelverk/skjema/bronnregistreing/eng/norsok-d-010-2013-well-integrity-and-well-operations-rev-4.pdf (дата обращения: 24.08.2023).

77. Богоявленский В.И. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Охотское море / В.И. Богоявленский, В.Ю. Керимов, О.О. Ольховская // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 6. - С. 43-47.

78. Богоявленский В.И. Природные и техногенные угрозы при поиске, разведке и разработке месторождений углеводородов в Арктике / Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. // Минер. ресурсы. - 2018. - № 2. - С. 60-70.

79. Хоштария В.Н. Особенности геологического строения придонной части разреза в поисково-оценочных и разведочных скважинах на морских лицензионных участках ОАО "Газпром" и предотвращение возникновения геологических осложнений с целью оптимизации строительства скважин / В.Н. Хоштария, А.Н. Трифонов, Р.Н. Окишев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 11. - С. 4-9.

80. Р Газпром 7.3-053-2021. Строительство скважин с использованием плавучих буровых установок и буровых судов. Руководство по бурению пилотного ствола для проверки наличия приповерхностного (неглубоко залегающего) газа [Электронный ресурс]. - Утв. ПАО «Газпром» 13.09.2021 №2 7.3-053-2021. - М.: ПАО «Газпром», 2021. - Режим доступа: https://cntd.ru/techexpert (дата обращения: 17.05.2024).

81. Хоштария В.Н. Строительство скважин на шельфе в условиях геологических осложнений, связанных с верхней придонной частью осадочного чехла / В.Н. Хоштария, Н.В. Вовк, И.И. Наташкин, С.М. Маммадов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2016. - № 4. - С. 7-12.

82. Петренко В.Е. Приповерхностный газ: риски и варианты технико-технологических решений при проектирвоании и строительстве скважин на морском шельфе / В.Е. Петренко, Г.С. Оганов, Т.А. Свиридова // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2017. - № 2. - С. 21-27.

83. Казанин А.Г. Инновационные технологии при выполнении инженерно-геологических работ на континентальном шельфе / А.Г. Казанин, Г.С. Казанин, Г.И. Иванов, М.В. Саркисян // Научный журнал Российского газового общества. - 2016. - № 4. - С. 25-30.

84. Дзюбло А.Д. Исследования механизмов возникновения опасных природных явлений при освоении нефтегазовых месторождений на шельфеарктических и субарктических морей / А.Д. Дзюбло, В.В. Воронова // Безопасность труда в промышленности. - 2019. - № 4. - С. 69-77.

85. Bogoyavlensky V.I. Forecast of gas hydrates distribution zones in the Arctic Ocean and adjacent offshore areas / V.I. Bogoyavlensky, A.V. Kishankov, A.S. Yanchevskaya, I.V. Bogoyavlensky // Geosciences (Switzerland). - 2018. - Vol. 8, No. 12. - P. 453. - DOI 10.3390/geosciences8120453.

86. Кишанков А.В. Потенциальная газоопасность верхней части разреза акваторий арктических регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока России: дис. ... канд. тех. наук: 1.6.11. - М., 2022. - 180 с.

87. Якушев В.С. Влияние литологии криолитозоны на устойчивость реликтовых газогидратов в Арктике / В.С. Якушев // Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности: Материалы Всероссийской научной конференции. Том Выпуск 2(1). - М.: Типография ООО «Аналитик», 2017. - С. 172-173.

88. Якушев В.С. Генезис и источники газа в многолетнемерзлых толщах / В.С. Якушев // Материалы Пятой конференции геокриологов России. - М.: «Университетская книга», 2016. - С. 186-192.

89. Якушев В.С. Газовые гидраты в Арктике и Мировом океане / В.С. Якушев, Н.А. Гафаров, С.М. Карнаухов [и др.]. - Москва: Издательство "Недра", 2014. - 251 с.

90. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. - 2003. - .№3. - С. 7078.

91. Кошурников А.В. Многолетнемерзлые толщи шельфа морей Российской Арктики: по данным геофизических исследований: в 2-х т.: дис. ... д-ра геол.-мин. наук: 1.6.7.; 1.6.9. / Кошурников Андрей Викторович. - М., 2023. - 394 с.: т. 1 (294 с.): ил. + прил.: т. 2 (100 с.: ил.).

92. Терехина Я.Е. Технология выделения опасных геологических процессов и явлений на шельфе Охотского моря / Я.Е. Терёхина, А.Г. Росляков, А.С. Пирогова, О.А. Хлебникова, Н. А. Рыбин // Геоевразия 2018. Современные методы изучения и освоения недр Евразии: труды Международной геолого-геофизической конференции. - М.: ПолиПРЕСС. - 2018. - С. 756-759.

93. Обжиров А.И. Потоки метана и газогидраты в Охотском море / А.И. Обжиров, Ю.А. Телегин, А.В. Болобан // Подводные исследования и робототехника. -2015. - № 1(19). - С. 56-63.

94. Дзюбло А.Д. Приповерхностный газ как риск при освоении нефтегазовых месторождений в Обской и Тазовской губах Карского моря / А.Д. Дзюбло, Е.Е. Алтухов, Г.А. Бенько // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. - 2021. - № 6 (342). - С. 52-58.

95. Богоявленский В.И. Неоднородности ВЧР осадочной толщи ВосточноСибирского моря: залежи газа и следы ледовой экзарации / В.И. Богоявленский, А.В. Кишанков, А.Г. Казанин // Доклады Российской академии наук. Науки о Земле. - 2022. - Т. 505, № 1. - С. 5-10.

96. Рокос С.И. Инженерно-геологические особенности приповерхностных зон аномально высокого пластового давления на шельфе Печорского и южной части Карского морей // Инженерная геология. - 2008. - №4. - С. 22-28.

97. Богоявленский В.И. Опасные газонасыщенные объекты на арктическом шельфе Восточной Сибири, Дальнего Востока (Россия) и Аляски (США) / В.И. Богоявленский, А.В. Кишанков // Арктика: экология и экономика. - 2024. - Т. 14, № 4(56). - С. 478-487.

98. Ross L. Seismically Based Integrated Reservoir Modelling, Lunskoye Field, Offshore Sakhalin, Russian Federation / Ross L., King K., Bodewitz G. [et al.] // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, 2006. -Paper SPE-102650-MS. - DOI: 10.2118/102650-MS.

99. Оганов А.С. К проблеме возникновения межколонного давления в нефтегазовой скважине / А.С. Оганов, В.А. Надеин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2014. - № 5. - С. 29-34.

100. Pleasants C. Successful Installation of a Completion System for Gas Migration Prevention / Pleasants C., Joseph B., Glynn J. [et al.] // Offshore Technology Conference-Asia, Kuala Lumpur, Malaysia, March 2014. - Paper OTC-24831-MS. - DOI: 10.4043/24831-MS.

101. Нуриев М.Ф. Геологические условия ВЧР на месторождениях северовосточного шельфа Охотского моря / М.Ф. Нуриев, М.Б. Шевелев, Ю.В. Семенов, Н.А. Ершов, П.Н. Лисковый // Газовая промышленность. - 2019. - №2 8(788). - С. 56-65.

102. Шевелев М.Б. Опыт освоения морских месторождений в Охотском море и в Арктике // Газовая промышленность. - 2022. - Спецвыпуск № 2. - С. 10-18.

103. Гереш Г.М. Роль доразведки в процессе эксплуатационного разбуривания месторождений шельфа о. Сахалин // Вести газовой науки. - 2020. - № 3 (45). - C. 32-39.

104. Лексин В.К. Выявление геологических опасностей на Южно-Киринском нефтегазоконденсатном месторождении (шельф острова Сахалин) / Лексин В. К. // Вестник Дальневосточного отделения Российской академии наук. -2019б. - № 4. - С. 51-58.

105. Лексин В.К. Комплексирование геофизических методов для выявления опасных геологических процессов при строительстве нефтегазопромысловых сооружений на шельфе острова Сахалин. дис. ... канд. геол.-мин. наук: 25.00.10 / Лексин Василий Константинович. - И., 2022. - 107 с.

106. Росляков А.Г. Выявление геологических опасностей в Карском море по сейсмическим данным / Росляков А.Г., Терехина Я.Е., Иванова А.А. [и др.] // ГеоЕвразия 2018. Современные методы изучения и освоения недр Евразии: Труды Международной геолого-геофизической конференции. - М.: ООО "ПолиПРЕСС", 2018. - С. 760-765.

107. Богоявленский В.И. Газовые гидраты на акваториях Циркумарктического региона / В.И. Богоявленский, А.С. Янчевская, И.В. Богоявленский, А.В. Кишанков // Арктика: экология и экономика. - 2018. - № 3 (31). - С.42-55.

108. Рыбалко А.Е. Опасные геологические процессы на Баренцево-Карском шельфе и их отображение при мелкомасштабном геологическом картографировании (по материалам «Карты опасных геологических процессов на Арктическом шельфе Российской Федерации масштаба 1:5000000) / А.Е. Рыбалко, А.С. Локтев, М.С. Захаров [и др.] // Инженерная и рудная геофизика

2021: Материалы 17-й научно-практической конференции и выставки. - М.: Общество с ограниченной ответственностью "ЕАГЕ ГЕОМОДЕЛЬ", 2021. - С. 129.

109. Технический отчет ООО «МАГЭ». Камеральные работы. Подготовка итогового отчета на объекте «Поисково-оценочная скважина №1 Скуратовской площади». Этап 7.1. Инженерно-геологические изыскания. Том 1. Книга 1. г. Москва, 2017.

110. Дзюбло А.Д. Геокриологические условия мелководного шельфа Карского моря (Приямальский шельф, Обская и Тазовская губы) / А.Д. Дзюбло, К.В. Алексеева // Neftegaz.RU - 2020. - № 5. - С. 64-70.

111. Дзюбло А.Д. Инженерно-геологические условия обустройства акваториальной части Крузенштернского месторождения в Карском море / А.Д. Дзюбло, К.В. Алексеева // Арктика: экология и экономика. - 2020. - № 1 (37). - С. 95-108.

112. Дзюбло А.Д. Инженерно-геологические условия освоения нефтегазовых ресурсов Обской и Тазовской губ / А.Д. Дзюбло, И.Г. Агаджанянц, К.В. Алексеева // ГеоЕвразия-2022. Геологоразведочные технологии: наука и бизнес: Труды V Международной геолого-геофизической конференции. В 3-х томах. - Тверь: Общество с ограниченной ответственностью "ПолиПРЕСС", 2022. - С. 200-203.

113. Рокос С.И. Газонасыщенные осадки губ и заливов южной части Карского моря / С.И. Рокос, Г.А. Тарасов // Бюллетень комиссии по изучению четвертичного периода. - 2007. - № 67. - С. 66-75.

114. Рокос С.И. Субаквальные многолетнемерзлые породы Обской и Тазовской губ Карского моря / С.И. Рокос, Д.А. Костин, С.Н. Куликов // Криосфера Земли. -2019. - Т. 23, № 5. - С. 17-26.

115. Отчет АО «Росгео» о результатах работ по объекту 510-66 «Обработка и комплексная интерпретация геолого-геофизических данных, полученных при проведении ГРР на нефть и газ за счет средств федерального бюджета в 20142016 гг. на территории Сибирского, Приволжского ФО и шельфа РФ с целью

уточнения геологического строения и выявления новых перспективных объектов УВ». Книга 2, г. Москва, 2018.

116. Ермолаев А.И. Модели рационального размещения скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений / А.И. Ермолаев, И.И. Ибрагимов // Труды Института проблем управления РАН. - 2006. - Т. XXV. - С. 118-123.

117. Ермолаев, А.И. Формирование рациональных вариантов размещения скважин на газовой залежи / А.И. Ермолаев, Б.А. Абдикадыров // Газовая промышленность. - 2008. - № 5(617). - С. 52-55.

118. Ермолаев А.И. Модели формирования вариантов размещения скважин на залежах нефти и газа: учебное пособие: для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки магистров 130500 "Нефтегазовое дело" / А.И. Ермолаев. - Москва: МАКС Пресс, 2010. - 77 с.

119. Ермолаев А.И. Модели и алгоритмы размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам при разработке нефтяных и газовых месторождений / А.И. Ермолаев, A.M. Кувичко, В.В. Соловьев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2011. - № 9. - С. 29-32.

120. Кувичко А.М. Модели и алгоритмы проектирования оптимальных схем размещения скважин на нефтяных и газовых залежах: специальность 05.13.18 "Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ": дис. ... канд. тех. наук / Кувичко Александр Михайлович. - М., 2012. - 123 с.

121. СТО Газпром 2-3.7-320-2009 Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений [Электронный ресурс]. Утв. ОАО «Газпром» от 24.02.2009 г. № 37. URL: https://cntd.ru/techexpert (дата обращения: 19.08.2025).

ПРИЛОЖЕНИЕ

Комплекс мероприятий по предупреждению и снижению рисков, связанных с наличием мелкозалегающего газа при освоении морских месторождений углеводородов

Этап выполнения мероприятий

Опасн ость

Реализация опасности

Предупреждающие мероприятия

Мероприятия по смягчению последствий

Составление

проектного

технологическ

ого документа

на разработку

морского

месторождения

Налич ие

залеже й

мелкоз алегаю щего газа

Размещение

скважин и

объектов

обустройств

а в зонах

распростран

ения

мелкозалега ющего газа

Технические:

- Проведение планомерных детальных геофизических исследований не только на отдельных площадях, подготавливаемых к глубокому бурению или вдоль трасс проектируемых трубопроводов, но и на всей площади месторождения;

- Постоянная работа по повышению точности прогнозирования наличия мелкозалегающего газа путем совершенствования геофизического оборудования, программных средств обработки и интерпретации сейсмических данных;

- Проведение электроразведки по площади месторождения для выявления многолетнемерзлых пород являющихся покрышками залежей мелкозалегающего газа. Организационные:

- Построение сводных карт выделенных амплитудных сейсмических аномалий различной степени риска по совокупности сейсмических признаков, характерных для мелкозалегающего газа;

- Картирование зон распространения многолетнемерзлых пород как потенциальных покрышек для скоплений мелкозалегающего газа;

- Использование и интерпретация архивных данных площадных сейсмических исследований 2D,

3Б;

- Размещение проектных точек заложения скважин с учетом минимизации риска вскрытия мелкозалегающего газа._

Организационные:

- Предусмотрение в проектной документации возможности смещения скважин, а также корректировки конструкции и профиля скважин в случае выявления признаков наличия мелкозалегающего газа в процессе эксплуатационного разбуривания.

Разработка проектной документации на

строительство скважин

Отсутс

твие в

проект

ной

докуме

нтации

технич

еских

решен

ий,

учитыв ающих наличи е

мелкоз алегаю щего газа.

Разработка проектных решений без учёта

возможного вскрытия мелкозалега ющего газа, что

повышает вероятность выброса газа при строительст ве скважин.

Организационные:

- Системный анализ опыта бурения верхних интервалов соседних скважин на месторождении для выявления закономерностей и осложнений, связанных с мелкозалегающим газом.

- Проектирование конструкции КНБК с учетом минимизации эффекта

свабирования/поршневания во время спкуско-подъемных операций.

- Включение

документации

обязательному

системы

циркуляции

в проектную требований по использованию безрайзерной промывочной

жидкости (БЦПЖ) при бурении верхних интервалов с вероятным наличием мелкозалегающего газа;_

Организационные:

- Предусмотрение бурения пилотного ствола малого диаметра до глубины проектного спуска колонны кондуктора для безопасной проверки наличия мелкозалегающего газа.

- Включение в состав КНБК для бурения пилотного ствола наддолотного обратного клапана (в исполнении без отверстия).

Строительство скважин

Вскры тие

мелкоз алегаю щего газа

Выброс мелкозалега ющего газа

Технические:

- Применение системы БЦПЖ при бурении верхних интервалов с вероятным наличием мелкозалегающего газа;

Организационные:

- Наличие Проектной документации на строительство скважины, согласованной противофонтанной службой;

- Контроль плотности и реологических параметров бурового раствора при проходке потенциально газонасыщенных интервалов;

- Соблюдение требований проектной документации и программы бурения;

- Обеспечение наличия Инструкции по бурению пилотного ствола, согласованной с противофонтанной службой. Пошаговое соблюдение требований пунктов Инструкции, а также Плана бурения пилотного ствола.

- Регламентирование параметров бурения пилотного ствола, включая контроль скоростей бурения и подъёма КНБК, для снижения вероятности свабирования.

- Контроль технологических параметров бурения бурильщиком и инженерами станции ГТИ.

Технические:

- Поддержание достаточного объема бурового раствора для глушения в емкостном парке ПБУ/БС/МСП.

- Хранение дополнительных запасов утяжелителя и химических реагентов для экстренного приготовления раствора глушения;

- Обеспечение готовности насосных систем к проведению работ по закачке раствора глушения в скважину.

- Контроль гидрометеорологических условий, работоспособности системы динамического позиционирования, якорных цепей (линий) и лебедок ППБУ/БС.

- Проведение опрессовки КШЦ на рабочее давление перед забуриванием пилотного ствола (должен находиться на роторной площадке в открытом положении и готов к использованию).

- Обеспечение качественной связи "бурильщик-ГТИ-буровой мастер".

- Заполнение скважины раствором замещения на период подъема КНБК с целью предотвращения газопроявлений.

- Обеспечение наличия и работоспособности диверторной системы на СПБУ/МСП.

- Смещение ППБУ/БС в наветренную сторону от аварийного устья в случае

вскрытия и выброса

приповерхностного газа.

Организационные:

- Разработка мероприятий по реагированию в случае вскрытия мелкозалегающего газа в ПМЛА опасного производственного объекта (ПБУ/БС/МСП).

- Разработка матрицы решений для капитана ППБУ/БС с учетом гидрометеорологических условий в момент выхода мелкозалегающего газа на поверхность.

- Проведение обучения персонала по курсу: "Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП".

- Обеспечение наличия процедуры экстренного смещения ППБУ/БС на безопасное расстояние в наветренную сторону от аварийного устья.

- Обеспечение наличия процедуры реагирования (блок-схемы) на случай вскрытия зоны с приповерхностным газом и ознакомление с ним всей буровой бригады, согласованной с ПФС.

- Расчет максимально допустимой плотности раствора глушения (во избежение гидроразрыва пород).

- Организация контроля наличия доступных хим. материалов для приготовления дополнительного бурового раствора глушения в случае необходимости.

- Проведение регулярных УТЗ (выброс) согласно каждому из технологических процессов в соответствии с планом-графиком учебных тревог «Выброс», согласованным с ПФС. Ознакомление (под роспись) персонала, прибывающего на ПБУ/БС/МСП с ПМЛА.

- Перед началом работ по забуриванию скважины проведение инструктажа со всем вовлеченным в работу персоналом.

- Перед забуриванием пилотного ствола проверка работоспособности обратного клапана в составе КНБК.

- Во время бурения пилотного ствола на ПБУ/БС/МСП ведение контроля источников возгораний. Выдача наряд-допусков на проведение огневых работ 1 и 2

__группы выдавать после оценки

рисков с учетом текущей производственной обстановки. В случае общеплатформенной тревоги "Мелкозалегающий газ" необходимо прекратитьвсе

огневые работы.

- Выставление наблюдателей по бортам ПБУ/БС с целью наблюдения за потенциальным выходом газа на поверхность моря.

- Бурение пилотного ствола в дневное время с целью визуальной идентификации выхода газа за пределами ППБУ/БС при помощи наблюдателей.

- Проведение при помощи ТНПА теста на наличие выхода газа из скважины, а также проверки скважины на перелив (в т.ч. перед выходом долота из скважины над морским дном).

- Своевременное оповещение персонала ПБУ/БС/МСП по тревоге "Мелкозалегающий газ" с помощью системы аварийного оповещения.

- Немендленная эвакуация __пермонала (СПБУ, БС)._