Представлена информация о проекте разработки залежей сверхвязкой нефти, реализуемом ПАО «Татнефть» на территории Республики Татарстан. Проект включает комплекс новых и усовершенствованных технологий добычи, бурения, подготовки и транспорта продукции, специальной техники и оборудования, адаптированных для месторождений сверхвязкой нефти. Освещены основные результаты реализации проекта: добыча нефти, объем инвестиций, поступления в бюджет.

Освоение нетрадиционного углеводородного сырья предполагает значительные инвестиции и высокие эксплуатационные расходы. Успех подобных проектов возможен только при поддержке государства, в первую очередь за счет налоговых послаблений. Описаны меры налогового стимулирования, позволившие рассматривать проект освоения месторождений сверхвязкой нефти как перспективный: на федеральном уровне – установление нулевой ставки НДПИ для сверхвязкой нефти, особой формулы расчета экспортной пошлины для сверхвязкой нефти сроком на 10 лет, на региональном уровне – введение нулевой ставки налога на имущество.

Стратегическое развитие данного проекта в ПАО «Татнефть» нацелено на освоение новых перспективных месторождений и залежей тяжелой нефти. Представлены результаты проведенной в 2015 г. технико-экономической оценки освоения новых перспективных залежей сверхвязкой нефти. Показано, что оставшегося периода действия особой формулы по экспортной пошлине недостаточно для обеспечения окупаемости вновь вводимых залежей. В целях дальнейшего расширения проекта эксплуатации месторождений сверхвязкой нефти разработано предложение по введению особой формулы расчета таможенной пошлины для новых залежей. Предложенная унификация действия срока применения особой формулы экспортной пошлины нашла отражение в принятии изменений в Законе Российской Федерации «О таможенном тарифе». Установленные в настоящее время параметры налогового стимулирования позволяют надеяться на окупаемость инновационного проекта разработки таких залежей, а также обеспечить дополнительный доход бюджетов всех уровней.

В настоящее время федеральными органами исполнительной власти рассматривается возможность принятия новой модели налогообложения для нефтедобывающей отрасли – налога на дополнительный доход. Оценено возможное влияние на проект рассматриваемой концепции.

Список литературы

1. Этапы освоения залежей битума в Республике Татарстан / Р.С. Хисамов, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 43–45.

2. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.К. Сабиров, Н.Г. Ибрагимов [и др.]. – Казань: ФЭН, 2011. – 142 с.

3. Проблемы развития проекта разработки залежей сверхвязкой нефти ОАО «Татнефть» / Н.У. Маганов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 21–23.

4. Экономические аспекты развития проекта освоения месторождений сверхвязкой нефти в Республике Татарстан / Е.В. Мехеев, Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, Л.И. Мотина // В сб. Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов // Международная научно-практическая конференция, Казань, 2–3 сентября 2015 г. – Казань: Ихлас, 2015. – С. 202–204.

5. Problems and Solutions for Shallow Heavy Oil Production / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, R.S. Khisamov, A.T. Zaripov // SPE 161998. – 2012.

6. Modern SAGD Technology – From Modeling to Field Monitoring / Sh. Takhautdinov, N. Ibragimov, R. Khisamov [et al.] // World Heavy Oil Congress, 5-7 March 2014, New Orleans, Louisiana, USA. – New Orleans, 2014. – WHOC 14–257.

Доманиковые продуктивные отложения охватывают интервал разреза от саргаевского горизонта до заволжского надгоризонта включительно. В литологическом отношении доманиковые отложения представлены кремнисто-глинисто-карбонатными породами, обогащенными органическим веществом и другими компонентами нефти в рассеянном состоянии, они являются основной нефтепроизводящей толщей и характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Нефтеносность доманиковых отложений установлена на территории Республики Татарстан и сопредельных территорий Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. На 01.01.17 г. на Государственном балансе Республики Татарстан числятся восемь месторождений с залежами нефти, приуроченными к доманиковым отложениям. Все месторождения расположены в пределах Южно-Татарского свода. Залежи нефти установлены в доманиковых отложениях саргаевского, елецкого, данково-лебедянского горизонтов и заволжского надгоризонта.

ПАО «Татнефть» проводит работы, направленные на исследование доманиковых отложений на лицензионных участках, расположенных в пределах Республики Татарстан, Самарской, Оренбургской областей, Ненецкого автономного округа, Республики Калмыкия.

В Самарской и Оренбургской областях выявлены залежи нефти, приуроченные к отложениям заволжского надгоризонта и данково-лебедянского горизонта. Отмечены незначительные нефтепроявления по данным исследования керна в отложениях данково-лебедянского, елецкого, задонского, евлановско-ливенского, воронежского, мендымского, семилукского и саргаевского горизонтов. В результате перфорации пластов данково-лебедянского, елецкого, евлановско-ливенского и воронежского горизонтов с применением стандартного подхода получены притоки воды. Очевидно, что бурение скважин со вскрытием и опробованием доманиковых отложений требует нового, нестандартного подхода и дополнительных затрат.

Перспективной для поисков залежей нефти, приуроченных к доманиковым отложениям, является территория Республики Удмуртия. На Государственном балансе Республики Удмуртия числятся шесть месторождений нефти с залежами в отложениях франского, фаменского ярусов и заволжского надгоризонта. Кроме того, установлены залежи нефти в отложениях заволжского надгоризонта, не учтенные в Государственном балансе.

В Удмуртии при изучении доманиковых отложений применялся традиционный подход, и поиски залежей нефти, приуроченных к отложениям доманиковой толщи, основывались на наличии биогермных построек. Однако, как показывает опыт изучения геологического строения залежей на территории Республики Татарстан, доманиковые отложения характеризуются площадным распространением и не контролируются структурным фактором. При изучении доманиковых отложений необходимо учитывать, что они относятся к нетрадиционным коллекторам, являющимся низкопористыми и слабопроницаемыми, со значительным содержанием органического вещества.

Для качественной оценки перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений в целом имеющихся данных пока недостаточно. Однако при их систематическом и детальном изучении доманиковые отложения могут стать новым нефтеносным объектом. Таким образом, перспективы выявления залежей нефти в доманиковых отложениях достаточно высоки и территория Волго-Уральской нефтегазоносной провинции может служить своеобразным полигоном для изучения доманиковых отложений и апробации инновационных методик по их рентабельному извлечению.

Список литературы

1. Толкачев М., Толкачев В. Сланцевая революция США и перспективы освоения нетрадиционных ресурсов нефти и газа России. – http://llcnac.com/news_slanc_gas/

2. Зуев А. Наши сланцы – самые богатые в мире. – http://www.cdu.ru/catalog/mintop/infograf/032014/

Рассмотрены вопросы изучения залежей сверхвязкой нефти. Выполнен анализ данных лабораторных исследований и макроописания керна, приведены результаты определения подсчетных параметров геофизическими методами с целью уточнения геологического строения и проведения подсчета запасов залежей сверхвязкой нефти шешминского горизонта. Особое внимание уделено возможным способам получения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности по данным геофизических исследований скважин. Определение коэффициента пористости проведено по материалам нейтронного гамма-каротажа, компенсационного нейтронного и плотностного каротажа. Дано описание поправок, которые использованы для корректировки показаний компенсационного нейтронного каротажа: поправки для исключения влияния диаметра скважины и корректировки влияния глинистости. Выполнен также анализ сходимости коэффициентов пористости, полученных методами геофизических исследований скважин и по лабораторным исследованиям керна. Выделены наиболее надежные методы получения корректных подсчетных параметров. Заострено внимание на выборе опорных пластов для расчета поправки, учитывающей глинистость. Рассмотрен вопрос расчета коэффициента объемной нефтенасыщенности для двух видов коллекторов - глинистых и не глинистых. Дано описание методики перевода весовой нефтенасыщенности в объемную. Затронуты вопрос наличия газа на поднятиях и метод его обнаружения по данным геофизических исследований скважин. Решение рассмотренных вопросов помогает сформировать представление о вертикальной и латеральной смене фильтрационно-емкостных свойств пород и интенсивности нефтенасыщения залежей сверхвязкой нефти, а это в свою очередь позволит не только достоверно оценивать запасы, но и эффективно планировать их разработку.

Список литературы

1. Войтович С.Е., Ахманова Т.П., Акчурина Н.В. Основные принципы подсчета запасов сверхвязких нефтей Республики Татарстан // Георесурсы. – 2013. – № 1. – С. 13–16.

2. Меркулов В.П., Посысоев А.А. Оперативный анализ каротажных диаграмм. – Томск: НОЦ ТПУ, 2014. –176 с.

3. Успенский Б.В. Валеева И.Ф. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан. – Казань : ПФ «ГАРТ», 2008. – 347.

Халимов Э.М, Акишев И.М., Жабрева П.С. Месторождения природных битумов. – М.: Недра, 1983. – 191 с.

4. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шарогородский [и др.]. – Казань: ФЭН, 2007. – 295 с.

Приращение запасов за счет сверхвязкой нефти и ее добыча являются новыми векторами развития нефтяной промышленности Республики Татарстан. При разработке залежей сверхвязкой нефти следует учитывать их строение, а также наличие водонасыщенных прослоев (линз воды), которые существенно влияют на обводненность продукции. Водоносные линзы разобщены, что осложняет разработку залежей.

В данной статье приведены результаты изучения проблемы наличия внутриконтурных вод в залежах сверхвязкой нефти. Рассмотрены основные водоносные комплексы, приуроченные к залежам сверхвязкой нефти шешминского горизонта, выявлены условия размещения внутриконтурных вод. Представлены результаты опробования скважин, материалы геофизического исследования скважин, результаты лабораторного изучения керна, которые подтверждают наличие воды в залежах сверхвязкой нефти. Приведены гидрохимические исследования вод, позволившие определить степень влияния водоносных комплексов на залежи сверхвязкой нефти шешминского горизонта.

При бурении оценочных скважин на ряде поднятий, таких как Полянское, Михайловское, Мельничное, Чумачкинское и др., встречаются газопроявления, распределение которых связано с надежностью покрышки («лингуловые глины»). В тех зонах, где пачка «лингуловые глины» менее надежна, т.е. подвержена трещиноватости, залежи разгазированы. В залежах, где газопроявления отсутствуют, наиболее вероятно заполнение пустотного пространства водой. Рассмотрено площадное распределение залежей сверхвязкой нефти с газопроявлениями, представлен химический состав газа.

Список литературы

1. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский, Е.Д. Войтович, С.Е. Войтович. – Казань: ФЭН, 2007. – 295 с.

Основные промышленные залежи сверхвязкой нефти в Республике Татарстан приурочены к отложениям пермской системы, в том числе к песчаной пачке шешминского горизонта. В разрезе шешминского горизонта выделяются две пачки: нижняя песчано-глинистая пачка P₁ss₁ и верхняя песчаная P₁ss₂. Участки развития повышенных толщин песчаной пачки образуют почти параллельные ряды структурно-валообразных поднятий, в основном северо-западного простирания, к которым приурочены скопления сверхвязкой нефти. Отложения отличаются сложностью строения: частым переслаиванием слабосцементированных и рыхлых песчаников с плотными породами. Это проявляется в низкой корреляции продуктивных, плотных и глинистых прослоев между скважинами, что значительно усложняет разведку и разработку залежей.

С целью выбора способа уточнения геологического строения залежей сверхвязкой нефти и типизации разреза песчаной пачки шешминского горизонта рассматрены различные методики разделения разреза на типы: по гранулометрическому составу, числу и сочетанию в разрезе продуктивных прослоев, совместному анализу каротажной диаграммы метода потенциалов самопроизвольной поляризации и макроописания керна, анализу литологических и фильтрационно-емкостных характеристик. В результате выбран способ совместного анализа данных каротажа, рассчитанных фильтрационно-емкостных характеристик, макроописания и лабораторных исследований керна.

По соотношению однородной части и переслаивания в пачке выделены четыре типа разрезов: I, II, III, IV. При появлении в разрезе пачки заглинизированных песчаников и тонких прослоев глин выделялись четыре подтипа разрезов: Ia, IIa, IIIa, IVa.

Проанализированы каротажные данные оценочных и структурных скважин. На рассматриваемой территории в пределах границ залежей сверхвязкой нефти песчаная пачка может быть представлена всеми типами разрезов или может наблюдаться явное преобладание одного-двух типов. На такое распределение могло повлиять большое число факторов: структурное строение территории, тектонические подвижки, цикличность нефтенакопления и особенности миграции нефти при образовании залежей.

Полученные данные, выявляющие особенности строения песчаной пачки шешминского горизонта, установленные закономерности изменения, строения толщи в целом могут быть использованы при проведении работ по детальному расчленению разрезов, подсчете запасов нефти, планировании мероприятий по разработке залежей нефти и оценке нефтегазоперспективности территории.

Список литературы

1. Шалин П.А. Геологическое строение уфимских отложений Южно-Татарского свода в связи с поиском и разведкой скоплений природных битумов: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – Бугульма, 1984. – 25 с.

2. Петров Г.А. Литолого-фациальный анализ битумоносных комплексов верхнепермских отложений в связи с оценкой ресурсов битумов на территории Татарстана: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук / КГУ. – Казань, 2000. – 27 с.

3. Успенский Б.В., Валеева И.Ф. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан. – Казань: ПФ Гарт, 2008. – 347 с.

4. Ежова А.В. Литология. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 351 с.

Установление корреляционных зависимостей между данными геофизических исследований скважин и геомеханическими параметрами является первостепенной задачей. Это позволит в будущем определять геомеханические параметры непосредственно по каротажным диаграммам и повысить качество составления проектов на выполнение гидроразрыва пластов.

Рассмотрены проблемы, возникающие при построении синтетических кривых геофизических исследований скважин, и различные подходы к их решению. Проанализированы критерии обобщения регрессионных уравнений. Применен эвристический прием, при котором выбор и объединение уравнений для характеристики совокупности скважин на некоторой площади проводятся на основе экспертной оценки. Уравнения выбирались для усреднения, когда коэффициенты корреляции были достаточно высокими по сравнению с общим фоном значений, а кросс-плот не содержал аномалий формы.

Проанализированы искажения, возникающие на кривых плотностного и волнового акустического каротажа, и их последствия. Предложен метод корректировки кривых акустического каротажа по показаниям гамма-каротажа. Даны рекомендации по корректировке кривых плотности горных пород. Получены формулы для расчета синтетических кривых интервальных времен пробега продольной и поперечной волн в зависимости от других геофизических параметров. Отмечена необходимость контроля качества геофизического материала.

Построены кросс-плоты и рассчитаны уравнения регрессии между модулем Юнга и геофизическими данными. Получены сводные уравнения, характеризующие связь между модулем Юнга и геофизическими показаниями в целом для месторождений нефти Татарстана. Показано, что для расчета коэффициента Пуассона необходимо использовать синтетические кривые. Отсутствие корреляции между данными гамма-каротажа и коэффициентом Пуассона позволило сделать вывод, что геомеханические разрезы, построенные по данным комплекса геофизических исследований скважин с выполнением волнового акустического каротажа и без него, будут сильно различаться. Даны рекомендации по применению полученных петрофизических связей для качественного проектирования гидроразрыва пласта.

Список литературы

1. Салимов О.В. Построение геомеханических моделей в симуляторах ГРП // Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. Тезисы 1 Международной научно-технической конференции. НМСУ «Горный», Санкт-Петербург, 26-27 мая 2015 г. Пермь. – Пермь: Изд-во ПНИПУ, 2015. – С. 35– 36.

2. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The Rock Physics Handbook. Toоls for Seismic Analysis of Porous Media. – New York, USA: Cambridge University Press, 2009. – 511 p.

3. Gardner G.H.F., Gardner L.W., Gregory A.R. Formation velocity and density – the diagnostic basics for stratigraphic traps // Geophysics. – 1974. – V. 39. – No 6. – P. 770 – 780.

4. Комаров В.Л. Петрофизические основы повышения эффективности геофизических исследований скважин на нефтяных месторождениях восточной окраины Русской платформы: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – М., 1971. – 36 с.

Строительство нефтяных и газовых скважин требует применения многоколонных конструкций, что связано с различными горно-геологическими условиями залегания пластов с разными коллекторскими свойствами пород. Для дальнейшего углубления скважины такие зоны изолируют, как правило, спуском промежуточных колонн от устья до забоя, при этом дальнейшее бурение приходится осуществлять долотом меньшего диаметра. Это приводит к увеличению расхода материалов (цемента, обсадных труб и др.) и повышению стоимости процесса.

Применяемые технологии расширяемых труб успешно решают эти проблемы, при этом осуществляется локальная изоляция непосредственно проблемной зоны без уменьшения диаметра скважины. Общая масса обсадных труб для скважин глубиной до 3500 м может быть сокращен от 100 до 300 т. В таких же пределах сокращается объем тампонажного цемента.

На нефтяных месторождениях ПАО «Татнефть» полностью исключены промежуточные колонны. Общий объем применения оборудования для локального крепления скважин к настоящему времени достиг более 1700. Разработаны и применяются восемь типоразмеров оборудование локального крепления скважины для осуществления более пяти различных технологических операций. В компании «Татнефть» проводится активная работа по совершенствованию технологии и оборудования локального крепления скважин, адаптации их к сложным горно-геологическим условиям месторождений других нефтедобывающих регионов Российской Федерации.

Список литературы

1. Абдрахманов Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами. – М.: ВНИИОЭНГ, 2014. – 267 с.

2. Пат. 2483190 РФ, МПК E 21 B 33/10, Е 21 В 43/10. Способ и устройство изоляции зон осложнения бурения скважины профильным перекрывателем с цилиндрическими участками / Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров, В.П. Филиппов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011150542/03; заявл. 12.12.11; опубл. 27.05.13.

3. Пат. 2521241 РФ, МПК E 21 B 29/10. Гидродомкрат для установки профильного перекрывателя в скважине / Г.С. Абдрахманов, М.М. Залятов, Н.Х. Хамитьянов, В.А. Старов, Н.Я. Тимкин, Н.Н. Вильданов, С.Л. Багнюк; заявители и патентообладатели ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, ООО «УК «Система-Сервис». – № 2013114321 / 03; заявл. 29.03.13; опубл. 27.06.14.

4. Пат. 2516119 РФ, МПК E 21 B 23/04. Якорь для фиксации скважинного оборудования / Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров, В.Е. Пронин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2012142091/03; заявл. 02.10.12; опубл. 20.05.14.

Основными параметрами, характеризующими систему разработки в условиях заводнения, являются введенные в разработку извлекаемые запасы нефти и соответствующий им суммарный водонефтяной фактор. Поэтому для обоснованного расчета прогнозируемой базовой добычи нефти необходимо учитывать эти параметры. На практике для оценки введенных в разработку извлекаемых запасов нефти часто используются эмпирические методы характеристик вытеснения, основанные на определенных математических зависимостях.

В статье показано, как можно использовать широко известный метод характеристик вытеснения для интервальной и вероятностной оценки вовлеченных в разработку запасов нефти. Целью данной работы являлось создание простого, понятного и надежного инструмента (легко поддающегося автоматизации на ЭВМ) для оценки вовлеченных в разработку запасов нефти в скважинах и среднесрочного/долгосрочного прогнозирования динамики добычи нефти.

Показатели работы скважины (добыча нефти и жидкости, обводненность продукции) могут значительно колебаться во времени, что затрудняет построение характеристик вытеснения и снижает достоверность оценки вовлеченных в разработку запасов нефти.

Большинство объектов разработки ПАО «Татнефть» находится на завершающей стадии разработки, поэтому для поддержания и интенсификации добычи нефти проводится большое число мероприятий. Вследствие этого кривые, характеризующие процесс вытеснения, часто характеризуются некоторым разбросом значений (флуктуациями) от линейного вида. При сглаживании данных путем перехода от показателей по месяцам к годовым показателям работы скважин происходит «огрубление» данных, что может привести к снижению достоверности прогноза работы скважины.

Для прогнозирования динамики работы скважины на долгосрочный период, кроме оценки вовлеченных в разработку запасов за последний краткосрочный период, необходимо оценивать, динамику запасов за более длительный период работы скважины (1-3 года). Для этого предложено использовать вероятностный метод, при котором запасы оцениваются по функциям распределения рассчитанных величин запасов нефти, вовлеченных в разработку. Данный метод позволяет дать интервальную оценку изменения запасов, статистическими методами оценить вероятные вовлеченные в разработку запасы (Р90/Р50/Р10).

Представлены три основных подхода: 1) выбор наиболее вероятного (Р90), менее вероятного (Р50) или наименее вероятного (Р10) варианта; 2) определение наибольшей плотности распределения вовлеченных в разработку запасов в рассматриваемом интервале; 3) комбинированный.

Список литературы

1. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 8. – С. 5–7.

2. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Гилем, 1999. – 462 с.

3. Пьянков В.Н. Алгоритмы идентификации параметров модели Баклея - Леверетта в задачах прогноза добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 10. – С. 62–65.

4. Некоторые результаты практического применения материалов исследования фильтрационных свойств коллекторов с использованием нескольких «трассеров» / М.Н. Мингазов, П.Н. Кубарев, Г.П. Антонов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – Вып. 80. – С. 326–333.

5. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1974. – № 3.  – С. 22–24.

6. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1975. – 176 с.

В ТатНИПИнефти для анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений создан и широко применяется пакет программ автоматизированного рабочего места (АРМ) геолога «ЛАЗУРИТ», преимуществами которого являются скорость расчетов, точная адаптация по скважинам и, как следствие, согласованная с промысловыми данными оценка структуры остаточных запасов нефти для месторождений с длительной историей разработки. С 2012 г. по большинству объектов разработки ПАО «Татнефть» созданы и поддерживаются в актуальном состоянии геолого-технологические модели АРМ «ЛАЗУРИТ», которые широко используются при планировании проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В статье рассмотрено использование пакета программ (АРМ) геолога «ЛАЗУРИТ» для геолого-технологического моделирования и планирования ГТМ на объектах разработки ПАО «Татнефть». Представлены основные преимущества моделей АРМ «ЛАЗУРИТ». Отмечено также развитие программного продукта в направлении создания модулей 3D гидродинамического моделирования.

Объектами исследования являлись модели АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» по площадям и залежам Ромашкинского месторождения, крупным и мелким месторождениям Татарстана. Оценивались геологические риски по скважинам с запланированными ГТМ, повышение эффективности ГТМ, геологические риске по проектным скважинам. В результате исследований на АРМ «ЛАЗУРИТ» построены 139 геолого-технологических моделей объектов разработки. Выполнена оценка геологических рисков по скважинам с планируемыми ГТМ на 2016-2017 гг. и проектным скважинам, планируемым к бурению в 2016-2020 гг. Полученные результаты переданы в геологические службы нефтегазодобывающих управлений.

Основными оцениваемыми параметрами при планировании ГТМ являются остаточные извлекаемые запасы по участку скважины. В АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» реализованы программы оценки остаточных запасов пробуренных и проектных скважин, которые позволяют определять геометрию элемента воздействия скважины с планируемым ГТМ в интерактивном режиме; оценивать степень активизации недренируемых извлекаемых запасов после воздействия в интерактивном режиме; подсчитывать начальные и остаточные извлекаемые запасы по элементу воздействия в автоматическом режиме.

Список литературы

1. Создание постоянно действующих моделей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений Республики Татарстан на основе АРМ ЛАЗУРИТ и пакета программ фирмы Landmark / Р.Х. Муслимов, Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 7. – С. 63–67.

2. Автоматизированный выбор проблемных участков для применения методов увеличения нефтеизвлечения / Р.С. Хисамов, Г.Н. Фархутдинов, А.И.Хисамутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 10. – С. 74–77.

3. Использование информационных технологий для совершенствования системы и контроля разработки месторождений ОАО «Татнефть» / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Г. Абдулмазитов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 10. – С. 46–49.

4. Создание и промышленное внедрение методов управления разработкой месторождений на основе автоматизированного проектирования / А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин, Д.А. Разживин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 88–91.

5. Разработка технологий построения специальных геологических карт нефтяных месторождений / Р.Г. Абдулмазитов, А.В. Насыбуллин, Рав.З. Саттаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 10. – С. 44–46.

6. Султанов А.С., Латифуллин Ф.М., Насыбуллин А.В. Автоматизированный подбор скважин-кандидатов для гидравлического разрыва пластов на АРМ геолога «Лазурит» // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 7. – С. 48–51.

7. Создание симулятора АРМ «ЛАЗУРИТ» для гидродинамических расчетов / А.И. Никифоров, А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин [и др.] // Тр. ин-та/ ТатНИПИнефть. – 2015. – Вып. 83. – С. 137–142.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений с применением системы поддержания пластового давления (ППД) ввиду увеличения каналов гидродинамической связи на участках образуются промытые зоны. Как следствие, происходит непроизводительная фильтрация жидкости, которая не способствует вытеснению нефти. Это обусловливает недостаточно эффективное использование системы ППД. Так как система ППД является наиболее действенным и экономически выгодным способом воздействия на пласт при разработке нефтяных месторождений, контроль ее эффективной работы является важной задачей. Успешно оптимизировать режим заводнения, увеличить дебит нефти и снизить обводненность добываемой продукции можно только при наличии точных данных о существующей системе фильтрующих каналов. Такая информация позволяет адресно проводить мероприятия по совершенствованию системы заводнения или применятьметоды увеличения нефтеотдачи. Кроме этого, контроль динамики формирования подобных каналов гидродинамической связи позволит поэтапно вносить коррективы в процесс разработки нефтяного месторождения.

Данные о существующей системе фильтрующих каналов получают по результатам индикаторных исследований, которые являются прямым методом изучения межскважинного пространства. Такие параметры, как объем, производительность и проницаемость существующих фильтрационных каналов, а также их основные направления и вклад в процесс обводнения добываемой продукции, выявленные в направлении каждой добывающей скважины, позволяют определить неоднородность исследуемой зоны и слабодренируемые участки, в которых возможны остаточные запасы нефти.  Результаты трассерных исследований помогают в определении существующей гидродинамической картины участка и позволяют эффективнее эксплуатировать залежь, максимально используя возможности системы ППД.

Список литературы

1. Закиев Б.Ф. Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения: автореф. дис... канд. техн. наук. – Бугульма, 2015. – 25 с.

2. Применение индикаторного метода для изучения фильтрационных процессов после реализации комплексной технологии повышения нефтеотдачи / П.Н. Кубарев, М.Р. Хисаметдинов, А.Г. Камышников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 33–35.

3. Использование данных индикаторных исследований при создании постоянно действующей геолого-технологической модели / О.Г. Антонов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев, А.Р. Рахманов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 40–42.

4. Обобщение индикаторных (трассерных) исследований на месторождениях Западной Сибири / А.С. Трофимов, С.В. Бердников, Н.Р. Кривова [и др.] // Территория «Нефтегаз». – 2006. – № 12. – С. 72–77. 

Одним из методов увеличения нефтеотдачи является закачка в пласт микрогелевых полимерных композиций. Основной действующий агент в таких композициях – частицы микрогеля, образующиеся в результате воздействия индуктора гелеобразования (соли алюминия) на растворы полиакриламида. Частицы микрогеля представляют собой глобулы внутримолекулярно сшитого полимера, размер основной доли которых составляет от 0,4 до 5 мкм. Частицы микрогеля по сравнению с частицами полиакриламида обладают высокой стойкостью к механической деструкции. Увеличение нефтеотдачи с помощью закачки микрогелевых композиций достигается за счет снижения проницаемости наиболее проницаемых зон пласта и увеличения охвата пласта вытеснением.

Технологии увеличения нефтеотдачи на основе закачки микрогелевых композиций имеют следующие преимущества: высокая эффективность при использовании низких концентраций полиакриламида и сшивателя, применение экологически безопасных сшивателей отечественного производства, возможность использования воды любой минерализации, всесезонность технологий. Основными объектами применения технологий закачки микрогелевых композиций являются терригенные пласты проницаемостью более 0,1 мкм², разрабатываемые с применением внутриконтурной системы заводнения.

В статье представлены результаты применения технологий закачки микрогелевых композиций на месторождениях ПАО «Татнефть». Геофизические исследования скважин показали способность технологий закачки микрогелевых композиций изменять профили приемистости нагнетательных скважин, что обеспечивает выравнивание фронта вытеснения нефти из продуктивных пластов и увеличивает охват пласта вытеснением.

Полимерные микрогелевые композиции являются высокоэффективными агентами для увеличения охвата пласта и коэффициента вытеснения для условий обводненных и неоднородных по проницаемости многопластовых коллекторов. Наибольшая эффективность технологии достигнута на объектах совместной разработки кыновского и пашийского горизонтов, а также бобриковского и кыновского горизонтов. Технологическая эффективность микрогелевых композиций распределяется по реагирующим добывающим скважинам с высокой степенью неравномерности.

Список литературы

1. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. – 292 с.

2. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее. – Казань: ФЭН, 2014. – 750 с.

3. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. – Самара: Самарский ун-т, 2000. – 336 с.

4. Рафикова К.Р., Сабахова Г.И., Хисаметдинов М.Р. Технология с использованием микрогелевых полимерных систем на месторождениях ПАО «Татнефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2015. – № 5. – С. 43–46.

5. Хисаметдинов М.Р., Ганеева З.М., Гаффаров Ш.К. Инновационные физико-химические технологии увеличения нефтеизвлечения ОАО «Татнефть» // Нефть. Газ. Новации. – 2013. – № 8. – С. 32–34.

6. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery / L. W. Lake, R. Johns, B. Rossen, G. Pope. – USA, Richardson: Society of Petroleum Engineers, 2014. – 489 p.

7. Варламова Е.И., Хисаметдинов М.Р. О влиянии деструктивных факторов на свойства микрогелевой системы, предназначенной для увеличения нефтеотдачи из терригенных пластов // Тр. ин-та ТатНИПИнефть. – М.: ВНИИОЭНГ, 2012. – Вып. 80. – С. 143–147.

8. О механизме увеличения нефтеизвлечения из терригенных пластов с помощью закачки микрогелевого полимерного состава с ПАВ / Р.Р. Ибатуллин, Ш.К. Гаффаров, М.Р. Хисаметдинов, Е.И. Варламова // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: материалы IV Междунар. науч. симп., 18–19 сент. 2013 г. – М.: ВНИИнефть, 2013. – Т. 2. – С. 24–29.

Представлен один из способов разработки карбонатных отложений нефтяных месторождений ПАО «Татнефть», характеризующихся низким проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН). Один из вариантов увеличения КИН заключается в уплотнении сетки скважин. Определяющим фактором при реализации данного варианта является экономическая целесообразность, которая определяется стоимостью строительства, обустройства и эксплуатации скважин, а также их дебитами нефти.

Компанией «Татнефть» принята программа уплотнения сетки скважин на нескольких малопродуктивных карбонатных месторождениях. Для повышения эффективности этого мероприятия разработан ряд технических решений: применение скважин малого диаметра, организация, где возможно, одновременно-раздельной добычи из нескольких горизонтов, подъем продукции по эксплуатационной колонне и др. Одним из мероприятий в программе уплотнения сетки скважин является снижение стоимости строительства скважин за счет бурения скважин малого диаметра (102 и 114 мм). Для эксплуатации таких скважин разработана установка одновременно-раздельной добычи c совместным подъемом продукции пластов. За основу установки взята однолифтовая схема для одновременно-раздельной эксплуатации, широко используемая в ПАО «Татнефть». Кроме того, для скважин малого диаметра разработана установка с раздельным подъемом продукции, что позволяет вести учет продукции и определять обводненность каждого объекта отдельно. Подъем продукции одного объекта ведется по колонне насосно-компрессорных труб, другого – по эксплуатационной колонне. Для этих же размеров эксплуатационной колонны разработаны простые и недорогие пакерующие устройства: втулка-ниппель и манжетный пакер.

Все представленное в статье оборудование показало свою работоспособность и предложено к внедрению на объектах ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Пат. 2197602 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Конструкция многопластовой скважины / Ш.Ф. Тахаутдинов, К.М. Гарифов, Е.П. Жеребцов, В.М. Валовский, И.Г. Юсупов, А.Х. Кадыров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – № 2000131064/03; заявл. 14.12.00; опубл. 27.01.03.

2. Пат. 2377395 РФ, МПК E 21 B 43/14. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине / К.М. Гарифов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Н. Ахметвалиев, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов, А.В. Глуходед, В.А. Балбошин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2008123461/03; заявл. 09.06.08; опубл. 27.12.09.

3. Пат. 2578093 РФ, МПК E 21 B 43/14, F 04 B 47/02. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов / К.М. Гарифов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Г. Заббаров, А.Х. Кадыров, А.В. Артюхов, А.В. Глуходед, В.А. Балбошин, И.Н. Рахманов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2015104457/03; заявл. 10.02.15; опубл. 20.03.16.

В ТатНИПИнефть проанализированы образцы отложений, отобранных в скважинах, в которых наблюдался отказ насосного оборудования. Проанализировано более 33 образцов отложений.

Причины возникновения аварийных ситуаций на скважинах могут быть разными: отложения карбонатных солей из-за высокой минерализации попутно добываемой воды и высоких температур на приеме насоса или засорение деталей насоса механическими примесями. Поэтому превентивные меры по устранению причин возникновения аварийных ситуаций на этих скважинах должны быть разными.

Для раннего выявления вероятности возникновения тех или иных отложений на глубиннонасосном оборудовании при парогравитационном воздействии скважины обязательно должны оснащаться системами контроля температуры на приеме насоса и датчиками, регистрирующими содержание механических примесей в попутно добываемой воде. Кроме того, необходимо вести постоянный мониторинг физико-химических свойств и состава попутно добываемой воды. На основе результатов анализа выполняется рассчет прогнозных показателей, характеризирующих степень насыщенности воды карбонатными солями. При критических значениях этих параметров необходимо проводить обработку скважинного оборудования и призабойной зоны пласта путем закачки ингибиторов солеотложения с заданной концентрацией.

Если источником механических примесей является пласт, представленный рыхлыми породами, то даже при небольшой депрессии происходит их вынос. Для борьбы с этой проблемой рекомендовано использовать фильтр против выноса песка типа ФСЩ. Необходимо проводить аэрированную промывку скважины с достаточным объемом промывочной жидкости.

Отмечено, что применение рассмотренных методов предупреждения отложения солей и выноса механических примесей требует дополнительных финансовых затрат, однако интенсивный износ электроцентробежных насосов с выходом из строя дорогостоящего оборудования приводит к гораздо большим финансовым потерям вследствие простоя скважин.

Список литературы

1. Камалетдинов Р.С., Лазарев А.Б. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями // Инженерная практика. – 2010. – № 2. – С. 6–13.

2. Незасорная эксплуатация: борьба с влиянием мехпримесей при механизированной добыче // Инженерная практика. – 2010. – № 4. – С. 43–54.

3. Мусин Р.Р. Повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных геолого-промысловых условиях (на примере ОАО «Варьеганнефтегаз»): автореф: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2014. – 24 с.

4. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 431 с.

Представлены технические решения, направленные на повышение эффективности безреагентных методов очистки товарной нефти от сероводорода. На основе сравнительной характеристики химических и физических методов предложены варианты интенсификации десорбционной очистки нефти на ступени горячей сепарации и в колонне отдувки.

Наиболее эффективными технологиями очистки нефти от сероводорода, основанными на использовании химических и физических методов, признаны нейтрализация химическими реагентами, отдувка в колонном аппарате, каталитическое жидкофазное окисление кислородом воздуха. Химическая нейтрализация является наиболее технологически простым приемом и требует небольших капитальных вложений. Физический метод отдувки сероводорода не требует значительных материальных затрат и не влияет на качество нефти. Повышение эффективности безреагентных технологий является одной из первоочередных задач, решение которой позволяет уменьшить себестоимость подготовки нефти. Для снижения расхода реагентов предложена технология горячей вакуумной сепарации, позволяющая интенсифицировать десорбцию сероводорода из нефти в газ за счет создания вакуума в концевых сепараторах, который создается с помощью водокольцевых насосов. Наиболее эффективным физическим методом очистки нефти от сероводорода на объектах ПАО «Татнефть» признана технология отдувки сероводорода углеводородным газом в колонном аппарате. Основными факторами десорбционного процесса отдувки являются давление, температура, расход и состав отдувочного газа. Существенно сократить расход реагента и повысить эффективность процесса можно за счет изменения компонентного состава нефти перед колонной при возврате конденсата или всего объема газа после компрессорной станции в поток жидкости перед ступенями сепарации. В условиях ограниченности пропускной способности газопроводов или недостаточности объемов девонского газа снижение материальных затрат при сохранении требуемой эффективности процесса обеспечивается подачей в колонну газа с первой ступени сепарации при условии содержания в нем сероводорода мольной концентрацией ниже равновесной, преимущественно не более 1,6 %.

Список литературы

1. Технологии очистки нефти от сероводорода / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 7. – С. 82–85.

2. Шипилов Д.Д., Шаталов А.Н., Сахабутдинов Р.З. Исследования горячей вакуумной сепарации для снижения давления насыщенных паров и концентрации сероводорода в нефти // В сб. научных трудов Тат­НИПИнефти / ПАО «Татнефть». – 2016. – Вып. 84. – С. 182–188.

3. Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода отдувкой в десорбционной колонне / Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 11. – С. 53–57.

4. Шипилов Д.Д., Шаталов А.Н. Влияние состава газа на выбор основных параметров отдувки сероводорода из нефти в десорбционной колонне // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 11. – С. 43–46.

5. Повышение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода / Н.Г. Ибрагимов, Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов [и др.] // В сб. научных трудов ТатНИПИнефти / ПАО «Татнефть». – 2016. – Вып. 84. – С. 166–173.

6. Шаталов А.Н., Шипилов Д.Д., Тронов В.П. Критерий эффективности очистки нефти от сероводорода в десорбционной колонне // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 131–133.

Одним из наиболее успешных проектов ПАО «Татнефть» в области защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии является разработка и внедрение труб с внутренним и наружным полимерным покрытием типа ТПС-У при строительстве и эксплуатации трубопроводов системы нефтесбора с рабочим давлением до 4 МПа. Принцип защиты зон сварных соединений ТПС-У основывается на исключении контакта их внутренней поверхности без покрытия с перекачиваемой агрессивной средой при помощи защитных втулок с уплотнительными кольцами. За 12 лет эксплуатации не зафиксировано ни одного случая отказа по причине внутренней коррозии. В связи с этим была поставлена задача рассмотреть возможность применения труб ТПС-У в системе поддержания пластового давления (ППД) с рабочим давлением до 21 МПа. Теоретические и практические исследования показали, что традиционная конструкция ТПС-У при таком давлении не в состоянии обеспечить антикоррозионную защиту зоны сварных соединений. Для решения поставленной задачи предложены оптимизированная конструкция защитной втулки, зоны калибровки ТПС-У и теоретические основы расчета их параметров. Опытные образцы труб ТПС-У для системы ППД после положительных результатов стендовых испытаний под давлением 27 МПа находятся на стадии промысловых испытаний. Преимуществами трубопроводов ТПС-У являются незначительное перекрытие проходного сечения трубопровода защитными втулками из-за наличия калибровки концов труб; надежная фиксация защитной втулки от осевого смещения за счет нахождения в калиброванных участках двух труб (помимо фиксации центратора в сварном шве), что предотвращает срыв защитных втулок в процессе пропуска по трубопроводу очистных устройств, диагностических снарядов и др.; отсутствие влияния человеческого фактора в формировании качества герметизации при монтаже труб ТПС-У в полевых условиях; простота сборки соединения труб ручным винтовым домкратом; надежность антикоррозионной защиты.

Список литературы

1. Шаммасов Р.М., Шакиров Ф.Ш., Князев С.Ю. Опыт антикоррозионной защиты зоны сварных соединений труб с внутренним полимерным покрытием в ПАО «Татнефть» // Коррозия территории Нефтегаз. – 2016. – № 1. – С. 52–55.

2. Даутов Ф.И., Шаммасов Р.М., Князев С.Ю. Новый способ антикоррозионной защиты зон сварного соединения труб с внутренним полимерным покрытием // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 12. – С. 125–127.

3. Макаров Г.В. Уплотнительные устройства. – Л.: Машиностроение, 1973. – 232 с.

4. Голубев А.И., Кондаков Л.А. Уплотнения и уплотнительная техника: справочник. – М. : Машиностроение, 1986. – 464 с.

5. Валовский В.М., Валовский К.В. Техника и технология свабирования скважин. – М.: ВНИИОЭНГ, 2003. – 395 с.

6. Иванов М.Н. Детали машин. – М.: Высшая школа, 1976. – 399 с.

Рассмотрены основные профессиональные навыки, необходимые для специалистов в области стоимостного инжиниринга.

После успешного проведения пилотного проекта в 2013 г. в ПАО «Газпром нефть» был дан старт проекту «Стоимостной инжиниринг». Первой проблемой, с которой столкнулась компания при реализации проекта, стала нехватка компетентных специалистов по направлению стоимостного инжиниринга, отвечающих требованиям ПАО «Газпром нефть». Данная ситуация обусловлена начальным этапом развития направления на других нефтегазовых предприятиях, а также отсутствием необходимого профиля обучения в высших учебных заведениях на территории Российской Федерации, учебные программы которых направлены на подготовку узкоспециализированных кадров по профилям «Сметное дело» и «Экономика».

В статье выделены основные требования к профессии на всех стадиях инвестиционных проектов, а также необходимые компетенции в мультидисциплинарной команде по стоимостному инжинирингу. На примере крупной нефтегазовой компании представлен опыт использования комплексных программ обучения специалистов для развития необходимых компетенций. Опыт внедрения комплексной программы развития специалистов данного направления показал, что стоимостной инжиниринг позволяет существенно повысить эффективность проектов разработки, многие компетенции и инструменты стоимостного инжиниринга существовали в компании, но требовали существенного развития и централизации, развитие компетенций специалистов приводит к общему росту качества работы всего направления. Соответственно основным направлением развития стоимостного инжиниринга является создание единой организации, системы стоимостного инжиниринга, объединяющего подразделения с высоким уровнем компетенций и повышающимся уровнем знаний за счет комплексной программы развития.

Список литературы

1. Развитие кост-инжиниринга в ОАО «Газпром нефть»/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 14–16.

2. Scott J. Amos. Skills & Knowledge of Cost Engineering. – Morgantown: AACE, 2004. – 471 p.

3. John K. Hollmann. Основы комплексного управления стоимостью/под ред. А.В. Цветкова. – М.: ПМСОФТ, 2013. – 374 с.

4. Повышение точности оценки капитальных вложений на ранних стадиях реализации проектов / М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.]// Нефтяной хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 22–27.

5. Исмагилов Р.Р., Кудрявцев И.А., Максимов Ю.В. Стадийность концептуального проектирования при разработке месторождений//Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 66–70.

6. AACE International  recommended practice no. 11R-88 Required skills and knowledge of a cost engineer. – Morgantown: AACE, 2000. – 14 p.

Установлено, что на ранней стадии напряженно-деформированного состояния Красноленинского свода гидротермальные преобразования осадочных толщ Талинского месторождения и Пальяновской площади протекали по-разному. В первом случае отмечалось широкомасштабное кислотное выщелачивание пород тюменской свиты с выносом большого количества продуктов растворения за пределы Талинского ме-сторождения. Ранняя стадия активизации протекала в условиях резкого пульсирующего стресса при повышенных температурах. Это способствовало скачкообразному высвобождению межслоевой воды из смекти-тов верхнеюрско-нижнемеловых отложений в процессе их иллитизации. Участки крупных скоплений монтмориллонитовых глин (фроловская свита раннемелового возраста), которые подверглись воздействию конвективного тепломассопереноса в процессе тектонической активизации, явились источниками лавинообразного поступления петрогенной воды в общий водный баланс артезианской системы или в породы шеркалинской свиты в составе тюменской. Данная вода составляла основу образующихся при этом гидротермальных растворов, различающихся большой растворяющей способностью. В итоге почти полному выщелачиванию подвергся весь комплекс неустойчивых терригенных минералов шеркалинской свиты.

Отмеченное привело к появлению большого числа вторичных пустот, укрупнению макро- и микротрещин. В результате песчаники и гравелиты Талинского месторождения приобрели свойства суперколлекторов. Активный пульсирующий стресс отгонял нагретые воды, насыщенные продуктами разложения, по проницаемым породам тюменской свиты, а также по контакту последних с образованиями фундамента на соседней Пальяновской площади, которая отличалась более спокойной тектонической обстановкой. Там растворенные компоненты выпадали из гидротерм и кольматировали межзерновое пространство песчаников и алевро-песчаников кварцем, халцедоном, опалом и другими минералами, в связи с чем коллекторы тюменской свиты на Пальяновской площади превратились во вторичные экраны.

На поздней стадии активизации, когда на Талинском месторождении произошло заметное ослабление напряженно-деформированного состояния чехла, интенсивное выщелачивание сменилось минералообразованием и поступлением нефти в гидротермальную систему. Учитывая гидродинамическую связь баженовской и тюменской свит в зонах разломов и оперяющей трещиноватости, можно утверждать, что нефть из баженовских отложений в это время была полностью или в значительной степени перераспределена, в том числе в суперколлекторы шеркалинской свиты природным тектоническим насосом. Таким образом, шеркалинская свита является основным продуктивным горизонтом Талинского месторождения, а в баженовских толщах месторождения нефть отсутствует, что подтверждают данные работы. На соседней Пальяновской площади основное количество сингенетичной нефти оставалось в породах бажено-абалакского комплекса, что обеспечивало небольшие и средние дебиты скважин (1,60–21,60 т/сут). В зонах разломов, выполняющих при структурной перестройке функцию природных тектонических насосов, дебиты скважин заметно выше (более 80 т/сут).

Список литературы

1. Зубков М.Ю. Коллекторы в бажено-абалакском комплексе Западной Сибири и способы их прогноза // Геология нефти и газа. – 2014. – № 5. – С. 58–72.

2. Белкин В.И., Ефремов Е.П., Каптелинин Н.Д. Строение и нефтегазоносность баженовского резервуара // Литология и полезные ископаемые. – 1985. – № 2. – С. 108–123.

3. Коробов А.Д., Коробова Л.А., Морозов В.П. Роль петрогенной воды в гидротермальном процессе и миграции нефти в структурах тектонической активизации Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 16–19.

4. Опыт исследования напряженно-деформированного состояния Красноленинского свода (Западная Сибирь) / И.С. Грамберг, И.Н. Горяинов, А.С. Смекалов [и др.] // Доклады РАН. – 1995. – Т. 345. – № 2. – С. 227–230.

5. Матусевич В.М., Рыльков А.В., Ушатинский И.Н. Геофлюидные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. – 225 с.

6. Клещев К.А., Шеин В.С. Нефтяные и газовые месторождения России: Справочник в двух книгах. Книга вторая – азиатская часть России. – М.: ВНИГНИ, 2010. – 720 с.

Предложен новый адаптивный подход к созданию геолого-гидродинамических моделей длительно разрабатываемых месторождений и залежей, учитывающий ограниченное количество и большую неопределенность имеющихся исходных данных. В адаптивной геологической модели число слоев сетки не превышает число слоев, выделенных по результатам детальной корреляции разрезов скважин, при этом поля всех параметров строятся в зависимости от данных сейсморазведки. Сетка адаптивной гидродинамической модели полностью совпадает с геологической без какого-либо ремасштабирования. Система дифференциальных уравнений фильтрации в адаптивной гидродинамической модели решается по правилам теории перколяции и клеточных автоматов. Поскольку на вход модели подаются дебиты нефти и воды, а также расходы закачиваемых агентов, такая модель всегда оказывается настроенной на факт. Расчет позволяет сгенерировать распределение текущих запасов нефти и пластового давления на месторождении или залежи в любой момент времени. При помощи адаптивной гидродинамической модели можно также прогнозировать состояние дальнейшей разработки месторождения или залежи. Для этого при помощи итерационного нечетко-логического метода сначала определяются коэффициенты падения дебитов нефти, а затем решается система уравнений интерференции скважин.

Предложенная адаптивная геолого-гидродинамическая модель не является упрощенной, она сложна и требует практически столько же расчетного времени, как и детерминированная модель. Однако адаптивная модель проще для пользователей, поскольку не требует никакой ручной работы и всегда настроена на факт.

Список литературы

1. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Гилем, 1999. – 464 с.

2. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000. – 516 с.

3. Юдин Е.В. Моделирование фильтрации жидкости в неоднородных средах для анализа и планирования разработки нефтяных месторождений: автореф. дисc. канд. физ.-мат. наук. – М.: МФТИ, 2014.

4. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин / И.С. Гутман, М.И. Саакян, С.О. Урсегов [и др.] / Под ред. И.С. Гутмана. – М.: Издательский дом Недра, 2013. – 112 с.

5. Кадет В.В. Методы теории перколяции в подземной гидромеханике. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 94 с.

6. Стальгорова Е., Бабадагли Т. Использование неклассических алгоритмов при моделировании смешиваемого вытеснения в трещиноватой поровой среде // SPE 135903. – 2010.

С каждым годом степень выработанности крупных нефтяных месторождений увеличивается, и одной из основных задач для недропользователя становится поддержание уровней добычи. В качестве главного средства поддержания уровней добычи нефти на завершающем этапе эксплуатации месторождений следует выделить локализацию зон концентрации недоизвлеченных подвижных запасов, приуроченных, как правило, к высоко неоднородным коллекторам. Качественное и достоверное выявление перспективных участков и их последующий ввод в активную разработку позволит обосновать рентабельность дальнейшей эксплуатации месторождений, а также избежать убытков, связанных с проведением неэффективных геолого-технических мероприятий.

В настоящее время для определения структуры остаточных запасов эксплуатационного объекта используются результаты гидродинамического моделирования. При этом построение модели занимает значительное время и требует высокой квалификации сотрудников, особенно в случае моделирования крупных объектов с длительной историей разработки.

Планирование геолого-технических мероприятий необходимо осуществлять с привлечением новых наукоемких подходов, включая аналитические методики. На длительно эксплуатируемых нефтяных месторождениях аналитическая методика позволяет определить вовлеченные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти, установить причины их отличия от официально утвержденных и выявить возможности их значительного увеличения.

Программная реализация представленных в статье методик позволила осуществить оперативный анализ текущего состояния разработки месторождения, находящегося в завершающей стадии. Построены карты коэффициентов заводнения и охвата, предложена карта коэффициента извлечения нефти. Выделены перспективные зоны для бурения боковых горизонтальных стволов. Результаты работы использовались при составлении проектного документа на разработку месторождения ОАО «Сургутнефтегаз».

Список литературы

1. Абабков К.В. Построение карт геолого-геофизических параметров и геометризация залежей нефти и газа. – Уфа: Нефтегазовое дело, 2008. – 289 с.

2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко. – М. – Тверь: НПЦ «Тверьгеофизика», 2013. – 258 с.

3. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009. – 552 с.

4. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. – 607 с.

5. Уиллхайт Г. Пол. Заводнение пластов. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 1986. – 788 c.

6. Dake L.P. Fundamentals of reservoir engineering. – USA: Elsevier, 2003. – 570 с.

7. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. – М.: Недра, 1994. – 308 с.

8. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. – М.: Недра, 2004. – 192 с.

9. Сазонов Б.Ф., Пономарев А.Г. Опыт совершенствования систем разработки нефтяных залежей в поздней стадии // В сб. материалов по итогам

Рассмотрены лабораторные исследований, направленных на изучение различных механизмов извлечения нефти на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Приведены результаты исследования влияния температуры теплоносителя (воды и пара) на фильтрационные свойства непроницаемых пород Ярегского месторождения. Результаты экспериментов свидетельствуют о влиянии температуры на проницаемость.

Кратко представлены результаты определения относительных фазовых проницаемостей методом нестационарной фильтрации при различных температурных режимах для условий Ярегского месторождения. Показано, что кривые относительных фазовых проницаемостей имеют выпуклую форму, что связано с особенностями фильтрации высоковязкой нефти.

Описаны результаты сравнительных экспериментов по исследованию вытесняющей способности трех различных растворов ПАВ для трех месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Путем сопоставления коэффициентов вытеснения для каждого месторождения определен наиболее эффективный раствор ПАВ.

Представлены результаты экспериментов по оценке эффективности составов для кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) на образцах кернов месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. По результатам фильтрационных экспериментов сделан вывод о необходимости использования новых подходов для оценки эффективности составов для КГРП.

Список литературы

1. Новые подходы к проблеме увеличения нефтеотдачи из залежей нефти с карбонатными коллекторами / А.В. Гавура, С.А. Власов, Н.В. Краснопевцева и др. // Материалы IV Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, 18–19 сентября 2013 г. – М.: ОАО «ВНИИнефть», 2013. – Т. 1. – 242 с.

2. Johnson E.F., Bossler D.P., Naumann V.O. Calculation of Relative Permeability from Displacement Experiments//Trans. AIME. – 1959. – № 216. –  Р. 61–63.

3. Jones S.C., Roszelle W.O. Graphical Techniques for Determining Relative Permeability From Displacement Experiments//Journal of Petroleum Technology, – 1978. – № 30. – Р. 807–817. – DOI: 10.2118/6045-PA.

Достижение эффективной разработки месторождения в совокупности с высокими параметрами безопасности является базовой целью при проектировании любых горных предприятий. При постановке задачи многократного роста добычи на горном предприятии требуется провести полную реконструкцию всех производственных мощностей и нарастить новые. Нефтяные шахты являются уникальными объетами и требуют новых подходов при проектировании их развития. Данная задача возникла вследствие наличия пробелов в нормативно-технической базе Российской Федерации и отсутствия взаимосвязи между нормативными документами нефтяной и горной отраслей для данного вида горных предприятий.

Необходимость комплексного подхода к развитию нефтяных шахт определено тесной взаимосвязью между добычей нефти и обеспечением производственных мощностей инженерными сетями горного предприятия, в ином случае может не обеспечиваться промышленная безопасность.

Рассмотрена существующая система разработки. Сформированы горные и нефтяные концепции развития, предусматривающие реконструкцию нефтяных шахт в существующих условиях горно-добычных работ. Развитие нефтяных шахт с точки зрения горного дела показано в многовариантном исполнении для обеспечения проветривания: безлюдный способ добычи нефти с закрытием горных выработок уклонных блоков, применение классических горнотехнических методов, теплотехнического метода кондиционирования с распределением воздуха посредством теплоизоляционных коробов. Проведен оценочный анализ и отмечены недостатки вышеуказанных способов.

Введено понятие общая эффективность нефтяной шахты, состоящая из обобщенных показателей эффективности добычи нефти и возможностей инженерных систем шахты для оценки развития горных предприятий. Показана необходимость комплексного подхода. На основе результатов данной может быть разработана методика подготовки технических заданий и заданий на проектирование по реконструкции нефтяных шахт Ярегского месторождения и проектированию новых.

Список литературы

1. Кривощёков С.Н., Седнев Д.Ю. О разделении по назначению насосов уклонных блоков нефтешахт Ярегского нефтяного месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – Т. 12. – № 7. – С. 96–106.

2. Николаев А.В., Постникова М.Ю., Мохирев Н.Н. Сравнительный анализ потребления тепло- и энергоресурсов шахтными калориферными установками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – Т. 9. – № 5. – С. 95–102.

3. Николаев А.В. Вариант применения системы кондиционирования воздуха в неглубоких подземных горнодобывающих предприятиях // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. –  2014. –  Т. 13. – № 13. – С. 93–98.

4. Николаев А.В., Файнбург Г.З. Об энерго- и ресурсосберегающем проветривании подземных горных выработок нефтешахт // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 14. – С. 92–98.

5. Николаев А.В. Способ раздельного проветривания уклонных блоков и подземных горных выработок нефтяной шахты // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – № 20. – С. 293–300.

6. http://region.smikomi.ru/news/1396

7. Мохирев Н.Н., Радько В.В. Инженерные расчеты вентиляции шахт. Строительство. Реконструкция. Эксплуатация. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 324 с.

8. Технологический регламент по организации проветривания рудников ОАО «Уралкалий». – Пермь-Березники-Соликамск, 2013. – 211 с.

9. Руководство по проектированию вентиляции угольных шахт. – Макеевка-Донбасс: Министерство угольной промышленности СССР, 1989. – 320 с.

10. Седнев Д.Ю., Кривощеков С.Н. Повышение эффективности разработки нефтяного пласта Ярегского месторождения // Нефтяное хозяйство − 2014. –− № 6. – С. 34–36.

Рассмотрены проблемные вопросы применения технологии SAGD в отечественной и мировой практике. Построена гидродинамическая модель участка Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения высоковязкой нефти. В результате расчета технологических показателей выявлено, что приемистость теплоносителя по стволу горизонтальной скважины длиной до 1000 м неравномерна, что обусловлено геологической неоднородностью разреза, осложненного разломами и непродуктивными прослоями, препятствующими эффективному распространению паровой камеры. Для совершенствования технологии SAGD для условий Лыаельской площади Ярегского месторождения разработана новая технология, обоснованная численным моделированием. Технология включает бурение горизонтальных нагнетательных и двухустьевых добывающих скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в продуктивном пласте. При этом конструкции скважин предусматривают независимую посекционную закачку пара в нагнетательную скважину и посекционный отбор продукции из добывающей скважины. Для этого скважины разбиваются на две секции специальными техническими средствами, секция нагнетательной скважины расположена строго над секцией добывающей скважины. Секции работают одновременно и независимо друг от друга. Путем численного моделирования установлено, что за счет регулирования и контроля процесса закачки теплоносителя в горизонтальную скважину удается повысить охват тепловым процессом, что в итоге отражается на конечном коэффициенте извлечения нефти (КИН). Так, для исследуемого участка в процессе реализации рассматриваемой технологии прирост КИН составил более 12,7 % по сравнению с классической технологией. Величина данного прироста также зависит от числа секций для дифференцированной разработки, что требует развития технических средств и разработки алгоритма, позволяющего обосновать эффективные конструкции.

Список литературы

1. US Patent 4344485 A. Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids / R.M. Butler; assignee Exxon Production Research Company. – Appl. No. 06/162, 720; filed 25.06.80; publ. 17.08.82.

2. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин [и др.]. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.

3. Опыт разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти / Н.У. Маганов [и др.] // Нефть и газ России. – 2015. – № 5. – С. 60–63.

4. Технологии добычи СВН и оценка эффективности их применения для условий месторождений СВН ПАО «Татнефть» / А.Т. Зарипов [и др.] // В сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. – С. 191–196.

Разработан новый композиционный деэмульгатор КНТУ-14 для разрушения водонефтяных эмульсий. Осуществлены сравнительные исследования эффективности промышленных деэмульгаторов (Диссолван 4795 и 4908, Рандем- 2208) с КНТУ-14. Определены основные свойства водонефтяных эмульсий месторождения Ботахан. Проведен анализ группового состава нефтяной фазы исследуемых водонефтяных эмульсий. Показано, что асфальтены служат основными стабилизаторами. Установлено, что продукция исследуемых скважин – высокообводненная, пластовая вода – высокоминерализованная, хлоркальциевого типа по В.А. Сулину, pH водной фазы усиливает стабильность исследуемых водонефтяных эмульсий.

По обобщенным результатам группового состава нефти и свойств пластовой воды сделано предположение, что водонефтяная эмульсия из скв. №150 более стабильна, чем из скв. 121.

Показано, что для разрушения высокообводненных эмульсий месторождения Ботахан оптимальным деэмульгатором является КНТУ-14. Для анализа необработанных водонефтяных эмульсий на наличие диспергированной пластовой воды, а также для анализа нефти после деэмульсации водонефтяных эмульсий с целью подтверждения эффективности их разрушения реагентом КНТУ-14 использован диференциально-термический анализ (ДТА).

С помощью деэмульгатора КНТУ-14 как при термохимической, так и при химической деэмульсации по содержанию воды получена нефть 1 категории.

Список литературы

1. Небогина Н.А., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Процесс стабилизации и осадкообразования водонефтяных систем//Нефтегазовое дело. – 2007. – http://ogbus.ru/authors/Nebogina/Nebogina_1.pdf.

2. Повышение эффективности деэмульсации водонефтяных сред путем их магнитогидродинамической обработки/Р.Ж. Ахияров, Д.А. Гоголев, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай//Нефтегазовое дело. – 2006. – http://ogbus.ru/ authors/Ahiyarov/Ahiyarov_1.pdf.

3. Ясаков Е.А. Исследование свойств известного (РС-Н) и разработанного деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий//Нефтегазовое дело. – 2010. – http://ogbus.ru/authors/Yasakov/ Yasakov_1.pdf

4. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. – М.: Недра, 1982. – 221 с.

5. Пат. № 24256 КЭ Способ обезвоживания и обессоливания нефти//

Г.И. Бойко, Н.П. Любченко, Т.П. Маймаков, Е.М. Шайхутдинов, Е. Оразбекулы, А.Е. Жунусов, Е.А. Жермоленко, М.Е. Нурсултанов, М.К. Сабдалиева; заявители и патентообладатели Казахстанский национальный технический университет имени К.И. Сатпаева, «УНАТ». – № 2010/09.08.1; заявл. 09.07.10; опубл. 15.07.11.

6. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981.

7. Ермаков С.А., Мордвинов А.А. О влиянии асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий//Нефтегазовое дело, 2007.

8. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР / под ред. Л.М. Зорькина. – М.: Недра, 1989. – 27 с.

9. Оразбекулы Е. Модифицированный сополимер малеинового ангидрида и его модельные соединения-новые химические реагенты для подготовки нефтей к транспортировке и переработке: дис. … д-ра философии (PhD).- Алматы, 2013. – 59 с. –

http://kazntu.kz/sites/default/files/kazntu.kz_131213_ND_Orazbekuly.pdf 

Выполнен анализ учета абсолютных размеров трубопровода в нормативных расчетах прочности и долговечности, а также их влияния на сопротивляемость разрушению. Рассмотрены статистический и энергетический аспекты проявления масштабного фактора. На основании проведенных расчетов показано, что при увеличении абсолютных размеров трубопровода снижение прочностных характеристик (предела прочности и предела текучести) составляет от 10 до 30 %.

Полученные результаты расчетов подтверждаются результатами экспериментов, выполненных в различное время, и коррелируют со статистикой отказов на магистральных нефтепроводах и продуктопроводах ПАО «Транснефть». Сопоставление результатов определения механических характеристик по результатам расчетов с учетом масштабного фактора и оценки влияния масштабного фактора в соответствии с действующей нормативной документацией (СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы») свидетельствует о высокой степени корреляции результатов выполненных расчетов и экспертных оценок, которые были получены на основании многолетнего опыта эксплуатации магистральных трубопроводов (по предложению ведущих специалистов в области надежности строительных конструкций зависимость сопротивления разрушению в опасном сечении от объема металла при разработке СНиП 2.05.06-85*  получила отражение в неявном виде через коэффициент надежности по назначению).

По результатам выполненных расчетов определены коэффициенты снижения прочности для основных типоразмеров труб магистральных нефтепроводов и продуктопроводов и предложены подходы к оценке масштабного фактора для трубопроводных конструкций, а также его использования при уточненных расчетах долговечности и надежности трубопроводов на этапе проектировании и эксплуатации.

Список литературы

1. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. – М.: ИЦ «ЕЛИМА», 2004. – 1104 с.

2. Расчеты на прочность в машиностроении: в 3-х томах / С.Д. Пономарев, В.Л. Бидерман, К.К. Лихарев [и др.]. – М.: Машгиз, 1956. – 884 с.

3. Безопасность России. Безопасность трубопроводного транспорта. – М.: МГОФ «Знание», 2002. – 752 с.

4. Металлические конструкции / Н.С. Стрелецкий, А.Н. Гениев, Е.И. Беленя [и др.]. – М.: Стройиздат, 1961. – 776 с.

5. Зиневич А.М. К комплексной системе управления качеством сооружения магистральных нефтегазопроводов // Строительство трубопроводов. – 1991. – № 11. – С. 8 – 13.

6. Харионовский В.В., Курганова И.Н. Надежность трубопроводных конструкций: теория и технические решения. – М.: ИНЭИ РАН, Энергоцентр, 1995. – 125 с.

7. Зиневич А.М. Развитие научных основ надежности трубопроводов // Строительство трубопроводов. – 1992. – № 2. – С. 15 – 18.

8. Исследования напряжений и прочности корпуса реактора. Сборник статей. – М.: Атомиздат, 1968. – 280 с.

9. Исследование напряжений прочности ядерных реакторов. – М.: Наука, 1987–2008, Т. 1–9.

10. Махутов Н.А. Прочность и безопасность: фундаментальные и прикладные исследования. – Новосибирск: Наука, 2008. – 528 с.

11. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Новосибирск: Наука, 2005. – 516 с.

12. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова,  Ю.В. Лисин, Н.А. Махутов [и др.]. – 2016, – № 6. – С. 20–31.

На основе анализа действующей нормативно-технической документации по проектированию и ремонту вертикальных стальных резервуаров (РВС), а также научных исследований отечественных и зарубежных авторов, установлено, что в настоящее время не существует методики, которая бы позволяла с достаточной точностью определять напряженно-деформированное состояние (НДС) резервуара, имеющего несовершенства геометрической формы стенки. Имеющиеся методики  не учитывают реальную жесткость металлоконструкции, в частности, крыши РВС, а при задании граничных условий накладывают различные ограничения на перемещения верхней и нижней кромок стенки. В статье на примере реального резервуара показано, что использование некоторых расчетных схем может приводить к возникновению больших погрешностей и соответственно получению недостоверных результатов. Очевидно, что такие расчетные схемы не могут быть использованы при выборе технологий ремонта. На основе разработанной конечно-элементной модели резервуара РВС-5000 с конической крышей выполнены расчеты выведенного в ремонт резервуара по трем вариантам в соответствии с методикой ПАО «Транснефть»: I – без защемления верхней кромки стенки; II – с защемлением верхней кромки стенки; III – максимально детализированная модель металлоконструкций с учетом реальной жесткости крыши (вариант, предложенный авторами статьи). Предложенный авторами статьи подход разработан для анализа НДС резервуара, имеющего геометрические отклонения формы стенки. По результатам работы предложено дополнить методику Приложения А «Методика расчета напряженно-деформированного состояния стенки резервуара при ремонте методом подъема резервуара и замены металлоконструкций стенки» действующего нормативного документа требованием обязательного учета реальной жесткости всей конструкции и крыши РВС при расчете НДС сооружения.

Список литературы

1. Тарасенко А.А., Чепур П.В., Гуань Ю. Оценка работоспособности крупногабаритного резервуара РВСПК-100000 при образовании зоны неоднородности грунтового основания // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 134–136.

2. Слепнев И.В. Напряженно-деформированное упруго-пластическое состояние стальных вертикальных цилиндрических резервуаров при неравномерных осадках оснований: дисс. ... канд. техн. наук, – М.: МИСИ, 1988. – 225 с.

3. Анализ сейсмостойкости вертикального стального резервуара РВСПК-50000 с использованием линейно-спектрального метода / Г.Г. Васильев, А.А. Тарасенко, П.В. Чепур, Г. Юхай // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 120–123.

4. Тарасенко А.А., Чепур П.В., Чирков С.В. Теоретическое и экспериментальное обоснование метода полного подъема РВС-20000 для ремонта основания и фундамента // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 123–125.

5. Influence of laminated rubber bearings parameters on the seismic response of large LNG storage tanks / Y. Guan, A.A. Tarasenko, S. Huang [et al.] // World Information on Earthquake Engineering. – 2016. – V. 32 (1). – P. 219–227.

6. Коробков Г.Е., Зарипов Р.М., Шаммазов И.А. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации. – СПб.: Недра, 2009. – 410 с. 

Вопросы раннего обнаружения попадания нефти и нефтепродуктов в водные объекты представляют повышенную экологическую значимость. Мониторинг разливов нефти на подводных переходах магистральных трубопроводах и в акваториях нефтеналивных портов позволяет оперативно реагировать и начать процесс локализации и ликвидации, а следовательно, сократить ущерб, наносимый водному объекту, избежать или значительно уменьшить ущерб третьим лицам.

В данной статье рассмотрены методы раннего обнаружения и мониторинга разливов нефти и нефтепродуктов на водной поверхности, их приборная реализация с целью оценки возможности применения на объектах транспорта и перевалки нефти и нефтепродуктов (на подводных переходах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, в акваториях нефтеналивных портов). Статья основана на материалах исследований основных физико-химических процессов, происходящих при попадании нефти (нефтепродукта) в воду, изучении научных статей, диссертаций и монографий, методической литературы, докладов и отчетов международных целевых групп, иностранных организаций по данной тематике, отечественных практик устройства автоматизированных систем мониторинга; сайтов производителей технических средств обнаружения и мониторинга; результатах сравнительного анализа методов мониторинга и испытаний приборной базы, в том числе натурных испытаний, проведенных на открытой воде в морской акватории бухты Аякс залива Петра Великого. Возможность детектирования проверялась на имитаторе нефтепродукта. По итогам исследования сделаны выводы о возможности использования приборов и методов на объектах транспорта и перевалки нефти и нефтепродуктов, а также о перспективном направлении развития техники в области мониторинга и раннего обнаружения нефтяных разливов на водных объектах.

Список литературы

1. Поляков В.А., Шестаков Р.А. К вопросу обеспечения точности измерений системы обнаружения утечек в нефтепроводе// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 4 (20). – С. 76–79.

2. Рехалов С.А. Внедрение СОУиКА на узлах КПП СОД ППМН Сургут-Полоцк через р. Клязьма//Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – № 3. – С. 28–29.

3. Авандеева О.П. Методические аспекты мониторинга качества вод для зон повышенного экологического риска нефтегенных загрязнений (на примере Чебоксарского водохранилища): дис. ... канд. геогр. наук. – М., 2015. – 149 с.

4. ITOPF. Технический информационный документ № 2 «Поведение морских разливов нефти». – Великобритания: Кентерберри, 2011. – С. 5.

5. http://narfu.ru/aan/Encyclopedia_Arctic/Rus_Nor_INTSOK.pdf

6. Альхименко А.И. Аварийные разливы нефти в море и борьба с ними. – СПб.: ОМ-Пресс, 2004. – 113 с.

7. Измайлова А.В. Вода для большого города//Российская газета – Федеральный выпуск № 4883 – 2009. – https://rg.ru/2009/04/07/pitervoda.html. Дата обращения: 16.02.2017.

8. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков, Р.Ю. Шестаков, И.Р. Айсматуллин, В.Н. Слепнев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 20–28.