Февраль 2017




Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экономика, управление, право

338.45:622.276
А.М. Мастепанов (ИПНГ РАН)
Влияние нефтяных цен на приоритеты мирового развития нефтегазовой отрасли, C. 8-12

Ключевые слова: мировой нефтяной рынок, цены, прогнозы, мировая экономика и энергетика, затраты и издержки, приоритеты развития
Рассмотрен комплекс вопросов, связанных с определением приоритетов  мирового развития нефтегазовой отрасли в условиях высоких и низких цен на энергоресурсы. Показано изменение этих приоритетов  при замедлении мирового экономического роста и падении цен на нефть. При высоких ценах на нефть в мировой баланс жидкого топлива стали активно вовлекаться ресурсы нефти, добыча которой требует значительных затрат (арктические и глубоководные месторождения, низкопроницаемые коллекторы, плотные породы, нефтяные пески, месторождения сверхтяжелой нефти и др.). В соответствующих прогнозах, сделанных в 2012 - начале 2014 г. ведущими мировыми аналитическими центрами, предусматривался значительный рост добычи таких «дорогих» углеводородов. Однако в последние годы ситуация резко изменилась. Замедление в 2014 г. мирового экономического роста вызвало ослабление спроса на нефть, и в сентябре 2014 г. цены на нее стали снижаться, а потом и вовсе рухнули. Показано, что реакция нефтяных компаний на падение цен оказалась ожидаемой: отказ от новых дорогостоящих проектов и совершенствование технологий с целью снижения издержек производства. От низких цен на нефть в первую очередь пострадали проекты по освоению глубоководных и арктических ресурсов традиционных углеводородов, а также нефтеносных песчаников  и сверхтяжелой нефти. На базе анализа различных, в том числе макроэкономических, факторов сделан вывод, что продолжительность периода низких цен составит не менее 5-7 лет. В этих условиях можно ожидать дальнейшей ожесточенной конкурентной борьбы за место на рынке углеводородов, добытых на шельфе арктических морей, с применением методов увеличения нефте- и газоотдачи на разрабатываемых традиционных месторождениях, в результате освоения глубоководных и нетрадиционных источников нефти и газа. Каждое из этих направлений имеет значительную ресурсную базу, преимущества и недостатки, связанные с условиями добычи и доставки продукции на рынки. Поэтому перспективы их развития в первую очередь связаны с новейшими техническими и технологическими решениями, позволяющими обеспечить экономически эффективную добычу углеводородов при приемлемых экологических рисках и результатах.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-8-12

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


338:665.612
И.В. Буренина, д.э.н., В.В. Бирюкова, к.э.н., Е.В. Евтушенко, д.э.н., Д.В. Котов, д.э.н., Е.М. Абуталипова, д.т.н., А.Н. Авренюк, к.т.н. (Уфимский гос. Нефтяной технический университет)
Программа повышения эффективности нефтегазодобывающего производства, C. 13-17

Ключевые слова: запасы, инвестиции, методы повышения эффективности, объем добычи нефти и газа
Предложен методический подход к формированию программ повышения эффективности нефтегазодобывающего производства, который включает систему управления программами повышения эффективности нефтегазодобывающих производств (НГДП) и алгоритм формирования программ, экономико-математический инструментарий, позволяющий учесть стратегические и тактические цели развития предприятия при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки. Показано, что большая часть запасов промышленных категорий находится на уже разрабатываемых месторождениях с развитой производственной инфраструктурой. Компании, работающие в сегменте «Разработка и добыча» сталкиваются с проблемой истощения запасов, чрезвычайно высокими издержками. При этом ключевой момент стратегии эффективного развития нефтегазодобывающей компании заключается в создании среды, позволяющей обеспечить эффективное взаимодействие всего персонала, процессов и технологий, необходимых для оптимизации решений в области финансирования мероприятий, повышающих экономическую эффективность. Многокритериальный подход дает возможность учесть весь спектр интересов (целей) предприятия и обеспечить его достаточным объемом информации для принятия наилучшего решения. Рассмотрен методический подход к экономической оценке и оптимизации структуры бюджета технико-экономических мероприятий (ТЭМ). Показана возможность на основании выявленных зависимостей расставить приоритеты между комплексами ТЭМ, сформированными по характеру работ. В соответствии с выбранными приоритетами можно определить объем капиталовложений в каждое направление ТЭМ. Предлагаемая многокритериальная модель капиталовложений позволяет учесть ограничения источников финансирования, мероприятий, входящих в состав портфеля, целей, преследуемых предприятием, а также взаимную совместимость ТЭМ, расходы, связанные с изменением состава портфеля, влияние внешней среды на результаты реализации портфеля и другие аспекты.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-13-17

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


336.6:622.276
И.В. Буцаев, Н.С. Абрамова (АО «Гипровостокнефть»), Д.Н. Максимов (АО «Зарубежнефть»)
Удельные показатели стоимости строительства как инструмент оптимизации капитальных вложений в обустройство месторождений Центрально-Хорейверского поднятия, C. 18-21

Ключевые слова: оценка стоимости строительства, удельные показатели стоимости строительства, оптимизация капитальных вложений, стадии инвестиционного процесса

Капитальные вложения являются для компаний сектора upstream нефтегазового комплекса России основным видом затрат. Именно величиной капитальных вложений определяется выбор того или иного варианта обустройства месторождений и создания инфраструктуры по транспорту и подготовке нефти. Кроме того, как показывает многолетняя практика, показатели эффективности инвестиционных проектов обустройства и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений наиболее чувствительны к изменению капитальных вложений. АО «Гипровостокнефть» имеет многолетний положительный опыт внедрения системы оптимизации капитальных затрат, основанной на применении удельных показателей стоимости строительства (УПСС) на ранних стадиях инвестиционного проектирования.

Рассмотрены основные принципы построения системы оптимизации капитальных затрат, теоретические и методологические основы применения УПСС, такие как мониторинг инновационных технологий и изменения ресурсоемкости с целью корректировки заложенной в основу УПСС ресурсно-технологической модели (РТМ); наличие и постоянное обновление базы объектов; мониторинг точности и достоверности оценок на основе системы УПСС и РТМ; правильная спецификация модели, грамотный подбор значимых параметров решений; применение принципа декомпозиции; составление и корректировка паспортов объектов и решений на всех стадиях проекта. Приведены примеры оптимизации капитальных вложений при обустройстве месторождений Центрально-Хорейверского поднятия.

Определены дальнейшие пути повышения точности оценки стоимости строительства и оптимизации капитальных вложений в нефтегазовых проектах: 1) постоянное наполнение базы УПСС с расширением номенклатуры объектов и признаков классификации; 2) выявление набора значимых параметров объектов, способствующих получению наиболее точных моделей оценки капитальных вложений и предоставляющих максимальные возможности для оптимизации.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-18-21

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


334.75(73):622.276
З.С. Подоба, Ю.С. Лобарева (Санкт-Петербургский гос. университет)
Оценка устойчивого развития крупнейших транснациональных нефтегазовых компаний, C. 22-25

Ключевые слова: устойчивое развитие, нефтегазовые транснациональные компании

Проанализированы развитие и актуализация концепции устойчивого развития для бизнес-сообщества. Выполнен сравнительный анализ показателей устойчивого развития крупнейших нефтегазовых транснациональных компаний. Рассмотрен вопрос вычисления сводного индекса устойчивого развития. С использованием формализованного подхода к оценке параметров уровня устойчивого развития рассчитаны экономическая эффективность, экологическая и социальная ответственность шести крупнейших, согласно рейтингу Forbes Global 2000 за 2014 год, нефтегазовых компаний за 2010-2014 гг. Исследование вносит вклад в создание универсальных измерителей устойчивого развития и позволяет ранжировать крупнейшие транснациональные компании отрасли по степени устойчивости.

Анализ результатов расчетов сводного индекса показал, что крупнейшие транснациональные компании развитых стран, прежде всего США (ExxonMobil, Chevron), значительно опережают относительно молодые компании из стран с развивающимися рынками (Россия и Китай) в области устойчивого развития. Сформирован следующий рейтинг компаний по степени устойчивости (от наименее к наиболее устойчивым): PetroChina, ПАО «Газпром», British Petroleum, Royal Dutch Shell, Chevron и ExxonMobil. Определены эталоны наиболее успешных стратегий для устойчивого развития компаний отрасли. Выявлены основные проблемы компаний в области устойчивого развития.

DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-22-25

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Стандартизация и техническое регулирование

622.245.1a
В.Г. Мартынов, И.Ю. Еремина, С.В. Кибовская (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), Г.Г. Руденко (РЭУ им. Г.В. Плеханова), Ю.В. Долженкова (Академия труда и социальных отношений)
Профессиональные стандарты в системе развития квалификаций работников нефтегазового комплекса, C. 26-29

Ключевые слова: национальная система профессиональных квалификаций, отраслевые рамки квалификаций, профессиональный стандарт, независимая система оценки квалификаций

Формирование, внедрение и развитие национальной системы профессиональных квалификаций, отличной от функционирующей с советских времен, позволит России стать полноправным участником мировых рынков труда и образования. Центральным элементом этой системы является профессиональный стандарт, который описывает квалификации работников и является многофункциональным документом, предназначенным для использования в сфере труда и занятости населения, а также профессионального образования. Его внедрение предполагает значительные изменения в определении квалификационного уровня работников (их теперь будет девять), который придется подтверждать каждому работнику в центрах независимой оценки квалификаций и получать сертификат.

В настоящее время проводится большая работа, в том числе Советом по профессиональным квалификациям в нефтегазовом комплексе, которая включает создание, апробирование и внедрение отраслевой рамки квалификаций, регламентацию процедуры подтверждения квалификации и др. Однако, как показывает анализ практики применения профессиональных стандартов, возникли серьезные проблемы при их внедрении. Так, разработанные стандарты не всегда соответствуют по содержанию требованиям производства, не в полной мере методически и информационно проработана технология определения соответствия имеющейся квалификации работника требованиям профессионального стандарта, имеются серьезные проблемы, связанные с этими нововведениями и в профессиональном обучении. Сделан вывод, что перед нефтегазовым комплексом стоят серьезные задачи перехода на новую систему профессиональных квалификаций работников. К таким задачам относятся разработка методической базы для внедрения профессиональных стандартов с учетом требований законодательства, формирование отраслевой рамки квалификаций, создание независимых центров оценки квалификаций. Кроме того, необходимо разработать систему информирования работников отрасли о внедрении профессиональных стандартов и новых требований к сотрудникам с использованием отраслевых и корпоративных периодических изданий.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-26-29

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

550.832
Д.К. Нургалиев, И.И. Нугманов, Е.В. Нугманова, Е.А. Ячменёва, К.М. Каримов (Казанский (Приволжский) Федеральный университет»)
Оценка тектонической трещиноватости по данным разномасштабных геофизических исследований, C. 30-35

Ключевые слова: глобальное поле напряжений, гидравлический разрыв пласта, микросейсмический мониторинг, геофизические исследования скважин, трещина, дистанционное зондирование

Представлены результаты оценки характеристик тектонической трещиноватости в терригенных и карбонатных массивах горных пород, содержащих залежи углеводородов. Установлена хорошая сходимость ориентации естественной трещиноватости, определенной по скважинным данным микросканера, результатам наземных площадных сейсмических исследований, микросейсмического мониторинга развития трещины гидроразрыва и регионального анализа линеаментов по космическим снимкам. Приведены примеры сопоставления направления оси максимального горизонтального сжатия и стресс-состояния с направлением бурения горизонтальных скважин и потоком флюидов. Рассмотрены возможные причины неуспешных операций многостадийного гидроразрыва пласта в карбонатных массивах в контексте кинематической характеристики систем естественной трещиноватости. Комплексный анализ данных о трещиноватости разного масштаба позволил разделить системы трещин по кинематическому признаку. Показано, что для территорий, приуроченных к платформам со слабой геологической обнаженностью, структурно-геоморфологический метод анализа линеаментов, выделенных на космических снимках, позволяет определить ориентацию осей регионального поля напряжений.

Установлено, что при проведении гидроразрыва пласта магистральная трещина развивается по системам тектонических трещин, при этом продвижение конца трещины происходит не линейно, а по сколовым трещинам и трещинам отрыва. Сделано предположение, что переориентация осей главных напряжений в пределах одного месторождения связана с пологонаклонным малоамплитудным тектоническим нарушением. Основным фундаментальным выводом, полученным по результатам исследований, является обоснование ведущей роли современного тектонического поля напряжений на кинематику трещиноватости. Показана необходимость избирательного воздействия на трещиноватые массивы горных пород с целью достижения максимального уровня добычи на разрабатываемых месторождениях.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-30-35

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.822.3
И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), Н.А. Веремко (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), Е.А. Грачев, Д.А. Бикулов (МГУ имени М.В. Ломоносова)
Апробация нового подхода к определению петрофизических связей по данным рентгеновской томографии, C. 36-40

Ключевые слова: рентгеновская томография (РТ), пористость, проницаемость, виртуальные кубы

Рассмотрены существующие возможности расчета показателей фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) из данных томографии. Основными проблемами, возникающими на этапе гидродинамического моделирования, являются получение совпадающих расчетных томографических и измеренных в петрофизической лаборатории фильтрационных характеристик, а также объем памяти графических процессоров, необходимый для проведения расчетов.

В статье представлены результаты апробации нового подхода к определению ФЕС горных пород по данным рентгеновской томографии. В основу подхода положен принцип выделения нескольких фрагментов пористой среды (виртуальных кубов) из каждой трехмерной модели образца породы, расчета ФЕС для каждого виртуального образца и построения петрофизической связи. Фильтрационные расчеты выполенены на небольших по размеру виртуальных кубах, выделенных с учетом особенностей литологического строения образца. Новые приемы доступны пользователям персональных компьютеров. Данное решение особенно актуально для изучения малых (непредставительных) коллекций кернового материала, слабо консолидированного керна. Приведено сопоставление расчетных и полученных в лаборатории зависимостей пористость - проницаемость для месторождений различных нефтегазоносных провинций.

Показано, что использование данного подхода позволяет получить корреляционные связи пористость – проницаемость внутри одного физического образца. Расчетные значения по нескольким образцам керна дают возможность получить массив данных, близких к фактическим лабораторным величинам для всего геологического объекта. То, что вырезанные из одной трехмерной модели (целого образца керна) виртуальные кубы могут формировать корреляционную связь «пористость - проницаемость», близкую к фактической лабораторной связи для всего объекта (пласта), является уникальным подтверждением правильности масштабирования фильтрационных свойств на микро- и макроуровне при гидродинамическом моделировании пористых сред.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-36-40

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98 (470.13)
А.Н. Даниленко (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), А.А. Савельева, Н.И. Борщевская (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Ухте)
Новые данные о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности рифогенных отложений верхнего девона Денисовского прогиба, C. 41-45

Ключевые слова: нефть, Денисовский прогиб, девон, риф, органическое вещество

В соответствии нефтегазогеологическим районированием лицензионный участок Денисовской впадины ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» относится к Лайско-Лодминскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной области, в тектоническом отношении – к Денисовскому прогибу Печоро-Колвинского авлакогена. Основные перспективы нефтегазоносности лицензионного участка связываются с карбонатными рифогенными отложениями доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса. В пределах участка установлены зоны развития рифогенных построек франского и фаменского возраста, объединяющие группу Ипатских структур на юге участка, Баяндыских - в центральной части и Ламбейшорских - на севере. Сейсмические исследования и поисково-разведочное бурение позволили открыть залежи нефти в рифогенных отложениях задонского возраста нижнефаменского подъяруса верхнего девона на Баяндыском, Восточно-Ламбейшорском, Южно-Баяндыском месторождениях и месторождении им. А.А. Алабушина, что подтверждает высокую перспективность нефтегазоносности объектов в структурно-рифогенных ловушках.

Определен генетический тип нефтяных флюидов. Установлено проявление двух генетических типов битумов: силурийского и доманикового. Перспективы поисков залежей углеводородов могут быть связаны и с силурийскими и девонскими толщами.

Отмечено, что компания «ЛУКОЙЛ» уделяет большое внимание геолого-разведочным работам (ГРР) как источнику восполнения сырьевой базы. В программе ГРР на 2016-2018 гг. поставлена задача охватить сейсморазведочными работами 3D весь лицензионный участок Денисовской впадины, затем выполнить обработку и интерпретацию полученных данных путем «слияния» кубов для уточнения геолого-тектонического строения и создания инновационной инфраструктуры в целях наращивания промышленных запасов и увеличения добычи углеводородов.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-41-45

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


551.7
Н.Г. Нургалиева, Е.А. Аникина, Н.М. Хасанова (Казанский (Приволжский) федеральный университет)
Строение турнейских нефтеносных известняков южного склона Южно-Татарского свода по данным петрофизических и геохимических исследований, C. 46-48

Ключевые слова: турнейские нефтеносные известняки, проградационная последовательность, грейнстоуны, парамагнитная зональность

Рассмотрены данные о строении и коллекторских свойствах карбонатных пород турнейских отложений, полученные в результате керновых исследований скважины на южном склоне Южно-Татарского свода. Изучены аспекты взаимосвязи зональности структурно-текстурных, петрофизических и геохимических характеристик карбонатных пород, в том числе по новым данным, полученным методом электронного парамагнитного резонанса (ЭПР).

Изучаемый интервал турнейского яруса карбонатных пород толщиной 12 м перекрывается визейскими отложениями, сложен биокластовыми известняками – грейнстоунами и пакстоунами, часто пористыми, кавернозными и нефтенасыщенными. В верхнем слое толщиной 5 м преобладают грейнстоуны, а в нижнем толщиной 7 м – пакстоуны. Форменные элементы представлены гранулированными раковинами и сгустками. Поровое пространство контролируется процессами выщелачивания, кальцитизации и стилолитовыми швами. Выявлено четкое улучшение коллекторских свойств вверх по разрезу при переходе от пакстоунов к грейнстоунам.

Оригинальные результаты исследований методом ЭПР получены на 21 образце, отобранном через 0,4-0,6 м. Спектры ЭПР Mn2+ характеризуются неширокими линиями, что указывает на морской генезис карбонатов. Постоянно присутствующие парамагнитные центры (ПЦ) Mn2+ сопровождаются также постоянно фиксируемыми ПЦ SO2-, что подчеркивает седиментационно-диагенетическую природу известняков.

Установлено, что пространственное распределение структурно-текстурных, литохимических и петрофизических свойств в карбонатных породах кизеловского горизонта турнейского яруса связано с проградирующим вверх по разрезу типом фациального строения пласта-коллектора. Верхний и нижний слои характеризуются противоположными трендами взаимосвязей между ПЦ Mn2+ и SO2-, что объясняется сменой фаций и различиями в эпигенезе, в том числе обусловленными миграцией и аккумуляцией углеводородов.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-46-48

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.24
И.Ф. Рустамов, PhD, А.В. Черепанов, К.В. Кулаков (ПАО «Газпром нефть»), В.А. Макаров, С.В. Есипов, Д.И. Балан, В.В. Корябкин (ООО «Газпромнефть НТЦ»), C.А. Черевко (ООО «Газпромнефть-Хантос»), С.А. Олимпиев (ООО «Газпромнефть-Ангара»)
Применение проактивных методик для эффективного управления процессом бурения скважин в режиме реального времени, C. 50-53

Ключевые слова: высокотехнологичные скважины, сопровождение бурения, повышение эффективности, автоматизация, поддержка бурения в режиме реального времени
Предупреждение аварий и осложнений в процессе бурения скважин является актуальной задачей, без решения которой невозможно добиться максимальной эффективности буровых работ. Решение этой задачи зависит от множества факторов, ключевыми из которых являются применение релевантных средств сбора, хранения и обработки информации, получаемой с объектов бурения; единство инженерных служб, вовлеченных в процесс бурения; стандартизация процедур и высокая степень автоматизации процессов при строительстве скважины; применение передовых техники и технологий в области строительства скважин; обеспечение непрерывной интегрированной инженерной поддержки процесса бурения скважин. Оперативность реагирования на сигналы о возможных осложнениях на ранних стадиях зависит от квалификации инженеров по бурению, слаженности их взаимодействия, используемых средств коммуникации и использования современных программных продуктов для мониторинга бурения в режиме реального времени. Интенсивное развитие информационных технологий, таких как когнитивные предупреждающие системы и специализированное инженерное программное обеспечение, а также совершенствование станций геолого-технического контроля обеспечивает новые возможности дальнейшего повышения эффективности обработки информации, поступающей с объектов бурения. Оперативный анализ широкого спектра сигналов в режиме реального времени, позволяет прогнозировать развитие осложнений в процессе строительства скважины, своевременно реагировать на них и обеспечивать высокую эффективность проекта строительства скважины на каждом этапе. Непрерывная работа по предупреждению аварий и осложнений в процессе бурения скважины, основанная на поиске и апробации новых техники и технологий, позволяет ПАО «Газпром нефть» удерживать лидирующие позиции в области эффективности оперативной деятельности. 
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-50-53

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.245.422.2
Д.Ю. Русинов, А.А. Мелехин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня с добавкой микроцемента, C. 54-56

Ключевые слова: нефтяная скважина, тампонажный раствор, микроцемент, коррозия тампонажного камня

Для получения надежной и долговечной конструкции нефтяной скважины необходимо применять цементы, обеспечивающие герметичность и целостность тампонажного камня в условиях длительного коррозионного воздействия на него пластовых вод. Одним из эффективных методов снижения коррозионного разрушения тампонажного камня является уменьшение его проницаемости вводом в раствор тонкомолотых добавок-уплотнителей, которые заполняют пространство между частицами цемента.

Представлены результаты исследования коррозионной стойкости тампонажного камня с добавкой микроцемента, который выдерживался в емкостях с агрессивными средами в течение 2 лет. Ввиду сложного химического состава пластовых вод и из-за взаимовлияния отдельных ионов описать механизм разрушения камня не представляется возможным. Поэтому образцы выдерживались в емкостях с однокомпонентными растворами: 5%-ными растворами хлорида натрия (NaCl), сульфата магния (MgSO4), хлорида магния (MgCl2), сульфата натрия (NaSO4), а также в емкости с пластовой водой Падунского нефтяного месторождения Пермского края для оценки эффективности в промысловых условиях и с пресной водой для получения контрольных показателей.

В результате исследований сделан вывод о целесообразности применения микроцемента для защиты крепи скважины в условиях коррозионного воздействия растворов хлорида натрия и сульфата магния: площадь контакта тампонажного камня с агрессивной средой уменьшается, вследствие снижения пористости и проницаемости долговечность конструкции скважины увеличивается. Механизмы потери прочности образцов с добавкой микроцемента и без нее в растворах сульфата натрия и хлорида натрия практически одинаковы, но за счет большей прочности тампонажный камень с микроцементом более долговечен при прочих равных условиях. Можно констатировать влияние структуры тампонажного камня на его коррозионную стойкость.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-54-56

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4.001
А.Х. Шахвердиев (РАЕН)
Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений, C. 58-63

Ключевые слова: интенсификация добычи нефти (ИДН), повышение нефтеотдачи пласта (ПНП), выбор проекта разработки, оценка технологической эффективности

Показана важность определения путей и подходов к известным концептуальным аспектам системной оптимизации процесса разработки месторождений углеводородов, краеугольными камнями которой являются три основополагающие проблемы: объективная оценка и прогноз коэффициента извлечения нефти - важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья и разработки залежей; количественная и качественная прогнозная оценка на основе малопараметрической математической модели технологической эффективности процесса разработки; выбор оптимального варианта проекта разработки, в том числе селекция технологий из многочисленных потенциально возможных.

Предложенные расчетные алгоритмы позволяют объективно оценить количественное влияние в том числе технологических особенностей добычи углеводородов на конечный коэффициент извлечения нефти. Сравнительный анализ показывает, что расчеты технологической эффективности с помощью характеристик вытеснения дают существенные ошибки. Рассматриваемая унифицированная методика отличается высокой точностью и надежностью в оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий, особенно технологий повышения нефтеотдачи пласта, имеет программную реализацию «ШАХМЕТ» (свидетельство о государственной регистрации программ ЭВМ № 2002611922 от 2008 г.).

Таким образом, на основе использования вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, аппарата нечетких множеств предложена методика выбора оптимального варианта разработки в условиях ограниченной информации и рисков. При всей сложности принятия решений особенности методики позволяют научно обоснованно и однозначно определить оптимальный вариант проекта разработки.

Следует отметить, что актуальность и важность представленных исследований определяется несколькими аспектами, в первую очередь необходимостью систематизации решения проблем рационального использования недр, достоверного прогноза и повышения коэффициента извлечения нефти, оценки технологической эффективности и выбора технологий в условиях естественного ухудшения структуры запасов углеводородов и истощения высокопродуктивных пластов.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-58-63

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4:552.54
Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова, Г.В. Романов, О.Г. Синяшин, Л.Н. Пунегова, В.А. Альфонсов (ИОФХ им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН), Л.В. Федонина (Казанский национальный исследовательский технологический университет), О.В. Лукьянов (ОАО «НИИнефтепромхим»)
Контроль разработки карбонатного коллектора по изменению состава и свойств добываемой нефти, C. 64-67

Ключевые слова: карбонатный коллектор, комплексообразующий реагент марки АФК, новая технология, состав и свойства добываемой нефти
В основе многих технологий, направленных на повышение продуктивности сложнопостроенных карбонатных пластов, лежит солянокислотная обработка призабойной зоны пласта, приводящая к созданию новых каналов фильтрации за счет растворения породы. В настоящее время для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов широко используются различные кислотные составы - более безопасные и экологически приемлемые жидкости. Рассмотрены новая технология воздействия на карбонатный коллектор на основе кислотный состава, включающего комплексообразующий реагент марки АФК, и новый способ подачи этого кислотного состава в нагнетательную скважину. При проведении исследования на начальном этапе применения новой технологии наблюдался период дестабилизации состава и свойств добываемой нефти: увеличение плотности, вязкости и диапазона их изменений, повышение содержания смолистоасфальтеновых компонентов. Примерно через год с начала применения новой технологии физико-химические свойства и состав добываемой нефти стабилизировались. Анализ нефтепромысловых данных по рассматриваемому участку показал, что использование новой технологии привело к подключению ранее не охваченных заводнением вышележащих низкопроницаемых прослоев. Контроль разработки по изменению состава и свойств добываемой нефти позволил предложить механизм действия новой технологии в неоднородном карбонатном пласте. На начальном этапе обеспечивается взаимодействие кислотной композиции со стенками трещин и каверн карбонатного коллектора, заполненных тяжелыми малоподвижными смолистоасфальтеновыми компонентами нефти, что приводит к их высвобождению и увеличению их доли в составе добываемой в этот нефти. Затем кислотная композиция проникает уже в поры матрицы, и в разработку вовлекаются низкопроницаемые прослои, насыщенные более легкой нефтью. Результаты проведенного исследования могут быть использованы для разработки критериев эффективности и длительности применения новой технологии с целью повышения нефтеотдачи пласта, а также определения и прогнозирования товарных характеристик добываемой нефти.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-64-67

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.65
Е.А. Никитина, С.И. Толоконский, П.А. Гришин (АО «ВНИИнефть»)
Особенности теплового воздействия на керогеносодержащую породу баженовской свиты, C. 68-71

Ключевые слова: внутрипластовое горение (ВПГ), дифференциальный сканирующий калориметр (ДСК), труба горения, кероген

В условиях естественного сокращения традиционной сырьевой базы нефти в России одним из наиболее перспективных объектов их пополнения является разработка продуктивных пластов баженовской свиты, относящихся к трудноизвлекаемым и нетрадиционным запасам. По оценкам Роснедр породы баженовской свиты могут содержать 180—360 млрд баррелей извлекаемых запасов.

Перспективы разработки баженовской свиты, высокообогащенной органическим веществом, могут быть связаны с закачкой воздуха под высоким давлением в продуктивный пласт. Это обеспечит образование в пласте высокоэффективного смешивающегося с нефтью вытесняющего агента за счет протекания внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов.

На основании результатов проведенных в АО «ВНИИнефть» исследований определены особенности теплового воздействия на образцы керогенсодержащей породы баженовской свиты. Процесс окисления образцов дезинтегрированной керогенсодержащей породы протекает как в низкотемпературной, так и в высокотемпературной области с относительно низкой энергией активации. Это характеризует высокую реакционную способность органического вещества, содержащегося в пластах баженовской свиты. Исследование процесса окисления крупных образцов породы баженовской свиты показало сильную зависимость скорости окисления от фильтрационно-емкостных свойств керогенсодержащей породы. Несмотря на высокую скорость окислительных реакций керогена вследствие его низкой энергии активации по сравнению с нефтью, органическое вещество, содержащееся в породе, не подвергается полной деструкции из-за низких фильтрационно-емкостных свойств, присущих пластам баженовской свиты. Соответственно, фронт горения в керогенсодержащей породе оставляет «хвост» с зоной догорающего органического вещества, что не согласуется с классическим представлением о внутрипластовом горении в обычном коллекторе, не содержащем кероген. 
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-68-71

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.031.011.43:550.822.3
Б.Ф. Борисов, А.В. Корень, О.Ю. Лепешкина, Г.Н. Карчевская (АО «Гипровостокнефть»), Е.С. Калинин (ООО «СамарНИПИнефть»)
Применение обобщенных корреляционных зависимостей для определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти на месторождениях Самарской области, C. 72-74

Ключевые слова: керн, пласт, пористость, проницаемость, вязкость, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой

В статье приведены обобщенные корреляционные зависимости для определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти из пласта Б2 (CI) месторождений Самарской области. Обобщенные зависимости установлены на достаточно представительном керновом материале, отобранном на месторождениях, расположенных в границах Мелекесской впадины, Сокской седловины и Южно-Татарского свода, где вязкость нефти изменяется от 30,5 до 956 мПа·с.

При построении зависимостей важно было провести обоснованную выборку данных, полученных в разных организациях и при различных условиях. Предпочтение отдано результатам лабораторного моделирования процесса вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти, проведенного в условиях максимального соблюдения требований отраслевого стандарта. После отбраковки сомнительных определений объем выборки составил 268 образцов керна. На основании этих данных получены обобщенные зависимости остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти водой от проницаемости и подвижности. Поскольку вязкость пластовой нефти изменяется в широких пределах, по мнению авторов, необходимо обращать особое внимание на установленные обобщенные зависимости с учетом подвижности.

Приведенные в статье обобщенные зависимости найдут применение при выполнении подсчетов запасов нефти и газа и проектных работ на разработку при недостатке необходимой информации. Причем их можно использовать по пласту Б21) на месторождениях таких тектонических элементов, как Мелекесская впадина, Сокская седловина, Южно-Татарский свод, поскольку бобриковские отложения, как показали литологические и лабораторные исследования, представлены однотипными породами, имеющими близкие структурные характеристики. Пласт Б21) сложен песчаниками, алевролитами с прослоями глин и углисто-глинистых сланцев. Коллекторами нефти служат песчаники и, в редких случаях, алевролиты. Песчаники мелкозернистые, редко среднезернистые, алевритистые, пористые, слабосцементированные и рыхлые, прослоями плотные, крепкие. По минеральному составу они кварцевые с единичными зернами полевого шпата, циркона, мусковита, биотита и др. Тип коллектора поровый. Средняя пористость пород-коллекторов пласта Б21) варьируется по отдельным залежам в диапазоне 0,14-0,28, средняя проницаемость – 0,062-3,032 мкм2, коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0,72-0,97.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-72-74

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66СГ
М.В. Чертенков (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)
Подходы к планированию многостадийного гидроразрыва пласта на примере юрских отложений Урьевского месторождения, C. 76-77

Ключевые слова: акустический каротаж, коэффициент Пуассона, геомеханическая модель
С ухудшением структуры запасов, вводом в разработку новых типов коллекторов, осложненных латеральной и вертикальной неоднородностью по проницаемости, повышается неравномерность выработки запасов. Для увеличения охвата пластов воздействием и более равномерной выработки запасов применяются технологии бурения и эксплуатации горизонтальных стволов. Как показывает практика, пробуренные горизонтальные стволы часто работают не по всей длине. Операции многозонного гидравлического разрыва пласта (МГРП) позволяют вовлечь в разработку не дренируемые ранее запасы нефти. Опыт проведения МГРП свидетельствует, что основным фактором, определяющим успешность операций, является ориентация трещин гидроразрыва (субпараллельно или субперпендикулярно стволу скважины). При проектировании операций МГРП особое значение приобретают геомеханические модели, которые позволяют контролировать направления распространения трещин. При этом наиболее критичным является расположение трещин относительно фронта нагнетания, которое влияет на продолжительность безводного периода добычи. Как показывает микросейсмический мониторинг, при проведении операций МГРП возникает эффект экранирования трещин гидроразрыва. Суть данного эффекта заключается в изменении направления трещин вследствие наличия возмущенного поля напряжений. Этот эффект особенно ярко проявляется в пластах с небольшим контрастом между минимальным и максимальным напряжениями, а также в отсутствие значительной тектонической составляющей. Такими свойствами обладает большинство месторождений Западной Сибири. В статье на примере Урьевского месторождения показаны подходы к уменьшению эффекта разворота трещин при МГРП. 
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-76-77

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.5:553.984
М.Р. Якубов (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова), М.И. Амерханов, Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), Ю.В. Ханипова (ТатНИПИнефть)
Мировой опыт и перспективы использования на месторождениях ПАО «Татнефть» растворителей для добычи сверхвязкой нефти, C. 78-81

Ключевые слова: добыча тяжелой нефти, битум, закачка растворителя, отложения асфальтенов
Мировой опыт применения технологий добычи тяжелой в (сверхвязкой) нефти и битума с использованием растворителей свидетельствует о целом ряде их неоспоримых преимуществ. Использование растворителя позволяет осваивать тонкие продуктивные пласты, значительно сократить или полностью исключить использование воды, существенно снизить капитальные вложения, эксплуатационные затраты и энергопотребление снижается. Результаты пилотных проектов в настоящее время показывают, что подобные технологии остаются экономически жизнеспособными даже в условиях низкой цены на нефть. Выполнено физическое моделирование процессов нефтевытеснения применительно к условиям Ашальчинского месторождения. Оценены перспективы использования различных композиционных растворителей на основе легкокипящих алифатических и ароматических углеводородов. Использование растворителя на основе только легких насыщенных углеводородов приводит к образованию в поровом пространстве асфальтеновых отложений (содержание асфальтенов в остаточной нефти составляет 50-60 %). С увеличением доли толуола в композиционном растворителе образование асфальтеновых отложений в поровом пространстве пропорционально уменьшается. В результате экспериментального моделирования установлено оптимальное количество толуола в составе композиционного растворителя на основе пентан-гексановой фракции для эффективного вытеснения сверхвязкой нефти. При одинаковых условиях за счет уменьшения количества асфальтеновых отложений в поровом пространстве увеличивается скорость вытеснения и количество извлекаемой нефти. Как альтернатива толуолу и другим ароматическим углеводородам в составе композиционного растворителя могут использоваться различные синтетические и природные амфифильные вещества, обладающие свойствами ингибирования процесса осаждения асфальтенов.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-78-81

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.4«722»
В.В. Сушков (Нижневартовский гос. университет), М.К. Велиев (ПАО «Гипротюменнефтегаз»), В.В. Тимошкин (Национальный исследовательский Томский политехнический университет), Т.Д. Гладких (Тюменский индустриальный университет)
Оптимальное управление многомашинным комплексом системы поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях, C. 82-84

Ключевые слова: кустовая насосная станция (КНС), повышение энергетической эффективности, техническое состояние насосных агрегатов, диагностическая система, искусственная нейронная сеть

На объем электроэнергии, потребляемой системой поддержания пластового давления, влияет техническое состояние насосных агрегатов. В процессе эксплуатации их техническое состояние ухудшается вследствие естественного износа, что проявляется в увеличении потерь электроэнергии в насосе. Для снижения потерь энергии, обусловленных техническим состоянием насосных агрегатов, разработана методика определения оптимального состава работающих насосных агрегатов. Эффективность разработанной методики во многом зависит от точности определения текущего технического состояния.

Для оценки технического состояния насосных агрегатов предложена диагностическая система на основе искусственной нейронной сети (ИНС) и массивов данных, полученных с датчиков расхода, напора и температуры на выходе и входе насосов. Для корректной работы диагностической системы на основе эксплуатационных данных выполняется обучение нейронной сети с целью настройки весов между нейронами таким образом, чтобы суммарная ошибка выходного сигнала ИНС стремилась к нулю. Обучение проводится в программной среде Matlab c использованием алгоритма Левенберга – Марквардта. В зависимости от величины полученной ошибки веса корректируются.

С использованием разработанной диагностической системы на основе эксплуатационных данных определены коэффициенты полезного действия (к.п.д.) двух насосов ЦНС 500-1900 и одного насоса ЦНС 180-1900. Показано, что погрешность оценки к.п.д., полученных с использованием предлагаемой диагностической системы, не превышает 6 %.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-82-84

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.279.7
Ю.В. Ваганов, А.В. Кустышев, Д.С. Леонтьев (Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Аварийно-восстановительные работы в осложненных условиях эксплуатации скважин, C. 85-87

Ключевые слова: ремонт, авария, скважина, методология, колтюбинг, гибкая труба, поглощение, аномально низкое пластовое давление (АНПД), фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), классификация

Рассмотрен комплексный подход к ремонту добывающих скважин, эксплуатирующих месторождения на завершающей стадии разработки. Одним из направлений совершенствования методов восстановления добывающих скважин является применение технологий с использованием гибких труб. Ремонт скважин с использованием гибкой трубы часто осложнятся прихватами и последующими обрывами труб вследствие ограниченных технических возможностей колтюбинговой установки. Обоснована необходимость оценки технических рисков возможных аварий уже на стадии проектирования ремонта скважин с целью уменьшения трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

На основании анализа ремонтов скважин определена вероятность обрыва гибкой трубы в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ с помощью колтюбинговой установки. Предложенный способ позволяет оценивать и сравнивать различные риски по единым показателям и определять частоту возникновения негативного события в цифровом значении. Это позволит значительно снизить риски возникновения аварии и в целом повысить качество ремонта скважин. С учетом специфики ремонта скважин и вероятности прихвата с последующим обрывом гибкой трубы предложена технология извлечения прихваченных гибких труб из скважины при помощи колтюбинговой установки. Данный метод позволят при выполнении аварийных работ исключить такие операции, как глушение скважины и замена колтюбинговой установки на передвижной подъемный агрегат, что в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой проницаемости пласта часто является трудновыполнимой (иногда невыполнимой) задачей при ликвидации обрыва гибких труб.

Обоснована необходимость внесения дополнений в структуру действующего классификатора ремонтных работ. При наличии предлагаемого информационного блока предприятия, специализирующиеся на проведении капитального ремонта скважин, могут обосновывать продолжительность и их стоимость ремонтных работ. 
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-85-87

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.3
И.И. Цепляев (ТО «СургутНИПИнефть»), П.А. Мальцев (НГДУ «Нижнесортымскнефть»), И.И. Шубин (ОАО «Сургутнефтегаз»)
Анализ работы малодебитного фонда скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов на месторождениях НГДУ «Нижнесортымскнефть», C. 88-90

Ключевые слова: малодебитный фонд скважин, трудноизвлекаемые запасы, периодически работающие скважины, забойное давление, энергоэффективность

Многие месторождения НГДУ «Нижнесортымск нефть» в настоящее время характеризуются увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Данные запасы сконцентрированы в низкопродуктивных пластах, пластах с неблагоприятными условиями залегания нефти или содержащих нефть с аномальными физико-химическими свойствами. С изменением структуры запасов нефти ежегодно возрастает число скважин, эксплуатация которых нерентабельна из-за низкого дебита продукции. В перспективе число малодебитных скважин будет интенсивно расти.

Для решения проблем, связанных с эксплуатацией малодебитного фонда, под контролем производственного отдела по добыче нефти и поддержанию пластового давления ОАО «Сургутнефтегаз» на месторождениях НГДУ ведутся работы по внедрению и качественному подбору погружного оборудования, испытания различных видов насосов и профилактические работы с применением различных ингибиторов солеотложений и солянокислотных обработок.

Проанализирована эксплуатация малодебитных добывающих скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Дано описание факторов, осложняющих их работу. Рассмотрены особенности периодической эксплуатации механизированного фонда скважин. Приведены результаты испытаний  винтовых насосов ЭОВНБ5-6-2000, которые были проведены в 2014–2015 гг. на фонде скважин с осложненными условиями эксплуатации. Представлены данные, полученные при реализации программы опытно-промышленных работ по проведению кратковременной периодической эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Ай-Пимском месторождении. Отмечено, что одним из преимуществ кратковременной периодической эксплуатации является возможность изменения производительность установки без подъема и смены типоразмера УЭЦН только за счет варьирования соотношения времени откачки и накопления. С целью своевременного контроля и оперативного принятия решений по подбору согласованного режима работы установки были оборудованы погружными электродвигателями с термоманометрическими системами.

Сделан вывод, что применение режима кратковременной периодической эксплуатации УЭЦН в сочетании с дублирующим обратным клапаном КОШ-73 и системой управления с «плавным пуском» является в настоящее время одним из наиболее перспективных способов добычи нефти из низкопроницаемых пластов и объектов с большой расчлененностью.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-88-90

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:622.276
Р.М. Юсупов, И.И. Мугалев, С.К. Курносов (АО «ОТ-ОЙЛ»)
Интегрированный подход к информации о недрах в рамках концепции «Интеллектуального месторождения», C. 92-95

Ключевые слова: интеллектуальное месторождение, интегрированное моделирование актива, интегрированный непрерывный промысловый анализ, геолого-геофизические данные, многоуровневая система хранения данных

В рамках научно-технической программы исследований и разработки высокопроизводительных информационно-вычислительных технологий для увеличения и эффективного использования ресурсного потенциала углеводородного сырья Союзного государства «СКИФ-НЕДРА» в настоящее время выполняются научно-исследовательские и проектные работы по исследованию и разработке информационных технологий создания высокопроизводительных многоуровневых систем хранения геолого-геофизических данных, обеспечивающих управление жизненным циклом информации при решении геолого-геофизических задач.

Рассмотрено концептуальное решение - «Интеллектуальное Месторождение» как направление использования и развития ИТ-продуктов компании «ОТ-ОЙЛ» под маркой АТОЛЛ IV, применяемых в программных и технических средствах семейства «СКИФ-НЕДРА». Дано описание функциональной архитектуры решения и нетрадиционных подходов к решению задач оперативного управления производством. В частности, предложена система для реализации технологии непрерывного промыслового анализа, адекватная процедурам интегрированного планирования деятельности. Отмечено, что проблемы объединения разнородных данных из различных источников, в том числе в режиме реального времени, на всем жизненном цикле актива - от разведки до реализации добычи - требуют новых подходов к их решению.    
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-92-95

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


681.5:622.276
А.Н. Мурыжников, к.т.н., А.Р. Рамазанов, Т.Г. Загуренко (ООО «Уфимский НТЦ»), И.Г. Алкин (ООО «Башнефть-Добыча»), К.Ф. Тагирова, д.т.н. (Уфимский гос. Авиационный технический университет)
Опытно-промысловые испытания системы учета электроэнергии, потребляемой установками скважинных штанговых и электроцентробежных насосов в условиях экономических ограничений проектов автоматизации, C. 96-99

Ключевые слова: система мониторинга, учет электропотребления, технологическое измерение дебита, оборудование ZigBee

Рассмотрен пример реализации системы мониторинга энергопотребления добывающими скважинами, не оборудованными современными средствами автоматизации. Решение задач выявления, установления и поддержания энергосберегающего режима разработки основано на представлении месторождения как энергопроизводящего и одновременно знергопотребляющего комплекса, функционирующего на энергетическом самообеспечении. Энергосберегающий режим эксплуатации месторождений можно обеспечить только при организации автоматизированной системы технического учета электроэнергии, что до недавнего времени сдерживалось высокой стоимостью объектовых контроллеров и модулей передачи данных.

Изучена возможность реализации системы мониторинга электропитания установок скважинных штанговых (УСШН) и электроцентробежных (УЭЦН) насосов на основе аппаратно-программных комплексов c невысокими энергопотреблением и стоимостью без замены существующего технологического оборудования.

Для создания телеметрической системы (ТМС) использована система контроля энергетических параметров электродвигателей УСШН и УЭЦН на микросотах ZigBee. Предлагаемое решение реализует множество прозрачных каналов обмена данными контроллеров КСКН. Каждый канал представляет собой совокупность определенных элементов. Работоспособность элементов и в целом ТМС проверена с помощью собранного испытательного стенда. Вывод энергетических параметров работы УСШН и УЭЦН на персональный компьютер на диспетчерском пульте позволил вести оперативный контроль тока и напряжения, времени работы и простоя, технический учет затрат электроэнергии. Для реализации удаленного управления режимом работы скважины предусмотрена функциональность, позволяющая удаленно задавать расписание работы установки.

Показана возможность экономически целесообразной автоматизации скважин высокообводненного и низкодебитного фонда с обеспечением поскважинного учета потребляемой электроэнергии. 
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-96-99

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8: 537.868
Л.А. Ковалева, Р.З. Миннигалимов, Р.Р. Зиннатуллин, В.Н. Благочиннов, А.И. Муллаянов (Башкирский гос. университет)
Исследование интегрированного воздействия сверхвысокочастотного электромагнитного излучения в поле центробежных сил на водонефтяные эмульсии, C. 100-102

Ключевые слова: сверхвысокочастотное (СВЧ) электромагнитное излучение, поле центробежных сил, интегрированное воздействие, водонефтяные эмульсии
Рассмотрена проблема образования стойких водонефтяных эмульсий в процессах промысловой подготовки нефти. Устойчивость таких эмульсий связана с образованием бронирующих оболочек, состоящих из природных и синтетических поверхностно-активных веществ. Исследовано комплексное воздействие сверхвысокочастотного электромагнитного излучения и поля центробежных сил на водонефтяные эмульсии повышенной устойчивости. Комплексное воздействие реализовано двумя способами: последовательно и одновременно. Дано описание лабораторной установки и методики исследования. Для экспериментальных исследований выбраны устойчивые эмульсии различного состава с разным содержанием воды. При проведении исследований варьировались время и мощность электромагнитного излучения. Частота электромагнитного излучения была постоянной и составляла 2,4 ГГц. Частота вращения сепарационной камеры – 2500 мин-1. Анализ результатов исследований свидетельствует об эффективности комплексной обработки водонефтяных эмульсий сверхвысокочастотным электромагнитным излучением в поле центробежных сил, обеспечивающей расслоение эмульсий. Определены оптимальные параметры обработки для каждого исследованного образца эмульсий в зависимости от физико-химических свойств. Выработаны оптимальные режимы и параметры комплексного воздействия на водонефтяные эмульсии. Рекомендованные режимы и параметры обработки будут использованы в дальнейших численных исследованиях и расчетах при разработке конструкторской и технической документации на изготовление опытно-промышленной установки обезвоживания нефти.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-100-102

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4.01
А.С. Дидковская, М.В. Лурье (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)
Истечение нефти через сквозное отверстие в поверхности трубопровода, C. 104-107

Ключевые слова: нефтепровод, авария, утечка, отверстие, переходный процесс, упругий запас, зеркало жидкости, разрыв столба, объем утечки, расчет
Рассмотрены основные аспекты процесса истечения жидкости (нефти или нефтепродукта) через сквозное отверстие в поверхности трубопровода. В общем случае эта задача до сих пор не была решена. В классической теории неустановившихся течений слабо сжимаемой жидкости в трубопроводе, восходящей своими истоками к известной работе Н.Е. Жуковского «О гидравлическом ударе в водопроводных трубах» (1899), предполагается, что трубопровод полностью заполнен жидкостью, поэтому волна разгрузки распространяется от места разгерметизации трубопровода в обе стороны. Однако такое допущение в большинстве практических случаев неверно. Профиль нефтепроводов, как правило, обладает большим перепадом высот, поэтому давление в распространяющейся волне может снижаться до упругости насыщенных паров жидкости, что ведет к образованию в трубопроводе парогазовых полостей. Такие полости являются непреодолимыми препятствиями для прохождения волн давления, поэтому нестационарный процесс в трубопроводе развивается по иному сценарию нежели тот, который определят классическая теория. В статье отмечено, что истечение жидкости через сквозное отверстие имеет нестационарный характер и сопровождается образованием в трубопроводе пустот, т.е. разрывов непрерывности столба жидкости, вследствие снижения давления жидкости в некоторых сечениях трубопровода до значения упругости ее насыщенных паров. В процессе истечения участки трубопровода, на которых жидкость движется полным сечением, перемежаются участками трубопровода, на которых жидкость движется самотеком под действием силы тяжести. Таким образом, полноценное решение задачи об истечении жидкости через отверстие возможно лишь на основе обобщенной теории нестационарных процессов, учитывающей возможность образования пустот и самотечных участков. Приводены основные уравнения этой теории. Приведены примеры расчетов.
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-104-107

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

628.516+622.323]:663.18
Е.С. Белик, Л.В. Рудакова, И.С. Глушанкова, А.А. Сурков, Я.И. Вайсман (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), В.Г. Берлизова (ООО «ПрофСтройАльянс»)
Исследование процессов биоремедиации и детоксикации буровых шламов, нефтезагрязненных почвогрунтов с использованием бактериального препарата «Рекойл», C. 108-111

Ключевые слова: нефтезагрязненный почвогрунт, ремедиция, детоксикация, бактериальный препарат
Распространенной технологией очистки от нефтяных загрязнений является биоремедиация, в основе которой заложен принцип самоочищения нефтезагрязненных почв и грунтов с помощью углеводородокисляющих микроорганизмов. Перспективным направлением является применение специальных бактериальных препаратов, позволяющих повысить эффективность процесса очистки от углеводородов нефти за счет увеличения численности углеводородокисляющих микроорганизмов. В настоящее время таких бактериальных препаратов разработано достаточно много. Большой интерес представляют бактериальные препараты, которые не только уменьшают количество нефти и нефтепродуктов в почве, но и снижают содержание тяжелых металлов. Рассмотрен биопрепарат «Рекойл», представляющий собой консорциум нефтеокисляющих микроорганизмов, закрепленных на буром угле. Показано, что этот бактериальный препарат эффективен для биодеструкции углеводородов нефти (содержания нефтепродуктов снижается на 63-93 %), способствует детоксикации нефтезагрязненных почв и грунтов (снижение содержания подвижных форм кадмия, меди, свинца, цинка, хрома уменьшаетсяна 29-66 %). На основе результатов лабораторных исследований и опытно-промысловых испытаний разработана технология биоремедиации нефтезагрязненных почв, грунтов и буровых шламов с использованием бактериального препарата «Рекойл». Экспериментально определено, что доза оптимальная вносимого биопрепарата –0,1 г/кг. 
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-108-111

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178

ИТ-форум нефтегазовой отрасли
Конкурс на лучший IT-проект