К моменту получения лицензии на пользование недрами на Южно-Хорейверском участке было закартировано множество мелких структур по результатам сейсмического профилирования. Пробурено несколько неуспешных поисково-разведочных скважин, несмотря на то, что участок окружен целым рядом месторождений. После получения лицензии выполнен анализ причин неуспешного бурения, разработана концепция геологического строения участка, уточнены его перспективы и выделены первоочередные объекты. Перспективы нефтегазоносности участка связаны с нижнепермско-каменноугольными, верхнедевонскими и силурийскими карбонатными отложениями. Для каждого диапазона перспективных отложений установлено наличие пород-коллекторов и покрышек, определены зоны их развития. В пермско-карбоновых отложениях ловушки могут быть приурочены к биогермным постройкам. Кроме того, наличие залежей может быть обусловлено гипсометрическим положением этих объектов относительно древнего палеосвода, располагавшегося севернее. Такие условия характерны для северо-западной части участка. В отложениях верхнего девона залежи могли быть сформированы в пластах облекания франско-фаменских рифов, которые картируются в виде атолла, занимающего центральную и западную части участка. В силурийских отложениях ловушки формировались в местах выхода силурийских коллекторов разной емкости под поверхность предраннефранского размыва. Это обусловило возможность образования ловушек разного типа: стратиграфических при выходе высокоемких коллекторов нижнего силура непосредственно под поверхность размыва; литологических, если между нижнесилурийскими коллекторами и поверхностью размыва имеется прослойка ложной покрышки верхнесилурийского возраста; тектонических – в восточной части участка, имеющей сложную систему разломов. В наиболее перспективной западной части участка выполнены сейсморазведочные работы МОГТ-3D, уточнено пространственное положение ловушек, что позволило подготовить к глубокому бурению ряд геологических объектов. Проведенный анализ позволил повысить успешность поискового бурения.

Список литературы

1. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М.Д. Белони, О.М. Прищепа, Е.Л. Теплов [и др.]. – СПб.: Недра. – 2004. – 396 с.

2. Богданов М.М., Лукова С.А., Сотникова А.Г. Нижние горизонты осадочного чехла Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции – перспективные объекты воспроизводства запасов углеводородного сырья // Геология нефти и газа. Спецвыпуск. – 2013. – С. 90–101.

3. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Объяснительная записка к «Атласу геологических карт» / З.В. Ларионова, В.И. Богацкий, Е.Г. Довжикова [и др.]. – Ухта: Из-во ТП НИЦ, 2002. – 122 с.

4. Никонов Н.И. Складчато-надвиговые зоны нефтенакопения Тимано-Печорской провинции и проблемы их освоения // Недропользование XXI век. – 2013. – № 4. – С. 46–50.

5. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов, П.К. Костыгова, З.В. Ларионова [и др.]. – СПб.: ООО «Реноме», 2011. – 286 с.

По нефтегазогеологическому районированию Денисовский лицензионный участок относится к Лайско-Лодминскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной области, в тектоническом отношении – к Денисовскому прогибу Печоро-Колвинского авлакогена. Важнейшие перспективы нефтегазоносности связываются с карбонатными рифогенными отложениями доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса франско-фаменского возраста. Рассмотрены перспективы Денисовского лицензионного участка, связанные с недоизученными к настоящему времени нижнесилурийскими коллекторскими толщами, а на отдельных территориях – и верхнеордовикскими, перекрытыми региональной тиманско-саргаевской покрышкой. Коллекторы приурочены к джагалскому, филиппъёльскому и седъёльскому горизонтам, образованным практически на всей территории плиты в мелководно-шельфовой сублиторальной зоне моря. В Денисовском прогибе продуктивность седъёльского горизонта нижнего силура доказана на Западно-Командиршорском-2 месторождении. На отдельных участках перспективы нефтегазоносности связываются также с верхнеордовикскими карбонатными отложениями, не вскрытыми бурением.

В пределах площади выделены три перспективных участка: Ламбейшорский, Амдермаёльский и Верхнелодминский. Наиболее перспективны Кэрлайская, Верхнеамдермаёльская, Среднетрошская, Северо-Ламбейшорская структуры. Фазовый состав ожидаемых залежей в верхней части нижнесилурийских, а на отдельных структурах – верхнеордовикских отложений следует прогнозировать как нефтяной. На основе анализа геологических предпосылок предложено глубокое бурение на структурах с оцененными перспективными ресурсами. Перспективы могут увеличиться при создании единой сейсмогеологической модели Денисовской впадины. Учитывая значительный потенциал Денисовского лицензионного участка для наращивания перспектив минерально-сырьевой базы, необходимо выходить на глубокие перспективные горизонты.

Cписок литературы

1. Даниленко А.Н., Савельева А.А., Борщевская Н.И. Новые данные о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности рифогенных отложений верхнего девона Денисовского прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 41–45.

2. Калинин П.В. Обработка и интерпретация детализационных сейсморазведочных работ 3D на Амдермаёльской площади. – М.: ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», 2015. – 482 с.

3. Куранова Т.И. Создание структурно-седиментационной модели продуктивных отложений центральной и южной частей Денисовской впадины. – Ухта: ООО «ТП НИЦ», 2015. – 176 с.

4. Петрова И.В. Обобщение геолого-геофизических данных, обработка и комплексная интерпретация данных МОГТ 3Д по Денисовской площади с целью создания единой структурно-тектонической модели, уточнения строения залежей и прогноза коллекторских свойств. – М.: ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», 2011. – 561 с.

5. Ходневич О.Л. Переобработка сейсморазведочных материалов МОГТ и комплексный анализ геолого-геофизических материалов на Зверинецких лицензионных участках с целью выявления и подготовки нефтегазоперспективных объектов. Масштаб 1:50000, за 2004-2005 гг. – Ухта: ОАО «Севергеофизика», 2005. – 175 с.

Усинское нефтяное месторождение расположено на севере Республики Коми, в 70 км от ее границы с Ненецким автономным округом и является самым крупным в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Это уникальное многопластовое месторождение открыто в начале 60-х годов ХХ века.

Текущее состояние разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения характеризуется снижением ее среднего дебита по нефти и нарастанием обводненности. В таких условиях для увеличения отборов нефти на залежи ежегодно проводится большое число различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), которые всегда связаны с риском неокупаемости понесенных затрат доходом от дополнительной добычи нефти. Поэтому необходимо иметь прогноз эффективности каждого ГТМ. Традиционно эта проблема решается при помощи корреляционных зависимостей дебита нефти из скважин после ГТМ от множества геолого-промысловых параметров. Существуют и более продвинутые методики, основанные на различных видах машинного обучения типа нейронных сетей, нечеткой логики, деревьев решений и других современных статистических подходах. Однако общей теории прогнозирования эффективности проведения ГТМ до настоящего времени не создано. В данной статье нет полного ответа на вопрос, в какой степени вообще может быть успешен такой прогноз, независимо от применяемого метода. Однако этот вопрос впервые сформулирован. Показано, почему, несмотря на существующие объективные ограничения, предложенный адаптивный вариант прогнозирования эффективности проведения ГТМ может быть полезным.

Список литературы

1. О тектоническом факторе формирования залежей нефти в южной части Колвинского мегавала (на примере Усинского месторождения) / А.В. Поле, А.П. Носов, В.С. Коваленко [и др.] // Тр. ин-та / Институт геологии Коми научного центра УрО АН СССР. – 1988. – Вып. 68. – С. 83–85.

2. Базылев А.П. Термо-гидродинамические исследования при сопровождении разработки залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения // Научно-технический сборник трудов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухта. «Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции». – 2012. – С. 210–221.

3. Гурбатова И.П. Особенности лабораторного изучения петрофизических свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов месторождений с высоковязкими нефтями // SPE 171178. – 2014.

4. Зоны развития коллекторов пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения / И.С. Гутман, С.А. Руднев, М.И. Саакян [и др.] // Недропользование XXI век. – 2012. – № 4. – С. 28–35.

5. Новый адаптивный подход к геолого-гидродинамическому моделированию длительно разрабатываемых месторождений и залежей / Е.Н. Тараскин, И.С. Гутман, С.А. Руднев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 78–83. 

Рассмотрены вопросы увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи тяжелой нефти с применением физико-химических методов как в условиях теплового воздействия, так и без него.

На пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» совместно с ИХН СО РАН и ООО «ОСК» с 2003 г. проводит промысловые испытания комплексных технологий паротеплового и физико-химического воздействия с целью увеличения нефтеотдачи. Компания и осуществляет промышленное внедрение разработанных технологий, а также технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи тяжелой нефти при естественных условиях, без теплового воздействия.

Представлены разработанные ИХН СО РАН технологии на основе генерируемых непосредственно в пласте термотропных неорганических и полимерных золе- и гелеобразующих композиций с регулируемой вязкостью и плотностью, а также на основе нефтевытесняющих композиций, содержащих ПАВ, с регулируемой вязкостью и щелочностью. Даны результаты опытно-промышленного и  промышленного применения разработанных композиций для повышения нефтеотдачи. Показаны существенное увеличение дебита и снижение обводненности продукции.

Масштабное промышленное применение новых комплексных технологий увеличения нефтеотдачи позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и вовлечь в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, в том числе залежи высоковязкой нефти.

Список литературы

1. Altunina L.K., Kuvshinov V.A. Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments // Oil&Gas Science and Technology. – 2008. – V. 63. – № 1. – P. 37–48.

2. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Применение термотропных композиций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1 . – С. 44–47.

3. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей // Нефть и Газ (Казахстан). – 2015. – № 3 (87). – С. 31–50.

4. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V. Physicochemical and integrated technologies for enhanced oil recovery from deposits with difficult-to-recover reserves // Geomodel 2015 – 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. – 2015. – P. 101–105. – http://earthdoc.eage.org/publication/publicationdetails/?publication=82503

5. Pilot tests of new EOR technologies for heavy oil reservoirs. /L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, I.V. Kuvshinov [et al.] // SPE 176703-MS. – 2015.

6. Технология «гель в геле». Увеличение нефтеотдачи тяжелых высоковязких нефтей / Л. Алтунина, В. Кувшинов, И. Кувшинов [и др.] // Oil&Gas Russia. – 2017. – № 7 (1117). – С. 28–34.

7. Пат. 2467165  РФ,  МПК E21B 43/32, E21B 33/13.  Способ регулирования разработки нефтяного месторождения/ Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов,  Л.А. Стасьева; заявитель и патентообладатель ИХН СО РАН. – № 2010141714/03; заявл. 11.10.10; опубл. 20.11.12.

8. Пат. 2131971 РФ, МПК E21B 43/22. Состав для повышения нефтеотдачи пластов/ Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева, В.В. Гусев, Р.Ф. Гайсин; заявитель и патентообладатель ИХН СО РАН. – № 97102864/03; заявл. 26.02.97; опубл. 20.06.99.

9. Пат. 2577556 РФ,  МПК C09K 8/86. Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления/ Л.К.  Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева; заявитель и патентообладатель ИХН СО РАН. – № 2015108521/03; заявл. 11.03.15; опубл.  20.03.16.

10. Пат. 2361074 РФ, МПК E21B 43/24, C09K 8/592. Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты)/ Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева; заявитель и патентообладатель ИХН СО РАН. – № 2007113251/03; заявл. 09.04.07; опубл.10.07.09.

11. Пат. 2610958 РФ,  МПК E21B 43/22, C09K 8/584. Способ разработки нефтяной залежи/ Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева; заявитель и патентообладатель ИХН СО РАН. – № 2016110945; заявл. 24.03.16; опубл. 17.02.17.

12. Пат. 2546700  РФ, МПК  C09K 8/584,  C09K 8/74. Состав для повышения нефтеотдачи пластов  / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева; заявитель и патентообладатель ИХН СО РАН. – № 2014115488/03; заявл. 17.04.14; опубл.10.04.15.

13. Пат. 2572439 РФ,  МПК C09K,  8/584.   Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)/ Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева; заявитель и патентообладатель ИХН СО РАН. – № 2014146550/03; заявл. 19.11.14; опубл. 10.01.16. 

Ярегское месторождение высоковязкой нефти открыто в 1932 г. Пласт расположен на глубине 200 м, пористость составляет 25-26 %, проницаемость – 2000-3000 мкм², средняя толщина пласта – 26 м. В пластовых условиях вязкость нефти – 16000 мПа.с, плотность – 933 кг/м³. 

Разработка скважинами с поверхности не дала положительных результатов. В 1937 г. была заложена нефтешахта 1. Первая нефть шахтным способом получена в 1939 г. Разработка залежи велась на естественном режиме (режим растворенного газа). По отработанным площадям коэффициент извлечения нефти составил 0,04-0,06. В 1968 г. начались опытные работы по использованию термических способов для добычи нефти в шахтных условиях (термошахтный способ). С 1972 г., впервые в мире, термошахтный способ начал применяться в промышленном масштабе на Ярегском месторождении. Нефтеотдача увеличилась в 10 раз, в среднем до 51 %, при паронефтяном отношении 2,6-2,7 т/т. В 1996 – 1998 гг. была разработана новая подземно-поверхностная система, которая включала закачку пара в пласт через поверхностные скважины и отбор нефти через подземные скважины. Темп отбора нефти увеличился в 2 раза, при этом проходка горных выработок и объем бурения подземных скважин сократились более чем в 8 раз, а КИН, равный 0,6, достигался за 12 лет при том же паронефтяном отношении. В настоящее время подземно-поверхностная система является основной при термошахтной разработке Ярегского месторождения.

Список литературы

1. Тюнькин Б. А., Коноплев Ю. П. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти.  – Ухта: ПечорНИПИнефть, 1996. – 160 с.

2. Термошахтная разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Коноплев, И.Ф. Буслаев, З.Х. Ягубов, Н.Д. Цхадая.  – М.: Недра, 2006. – 288 с.

3. Пат. № 2114289 РФ МПК 6 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти/ Б.А. Тюнькин, В.М. Букреев, Л.Г. Груцкий, Ю.П. Коноплев, В.В. Питиримов, А.А. Пранович, В.Е. Шешуков. – № 97103294/03; заявл. 12.03.97; опубл. 27.06.98.

4. Пат. № 2199657 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/24. Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти / Ю.П. Коноплев, Б.А. Тюнькин, Л.Г. Груцкий, В.В. Питиримов, А.А. Пранович; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ Коми». – № 2001110539/03; заявл. 17.04.01; опубл. 27.02.03.

5. Пат. № 2267604 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/24. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти / А.А. Боксерман, Ю.П. Коноплев, А.А. Пранович, Д.Г. Антониади, Л.Г. Груцкий. – № 2005106265/03; заявл. 09.03.05; опубл. 10.01.06.

На уникальном Ярегском месторождении добыча тяжелой нефти ведется шахтным методом, а также с поверхности земли. При бурении скважин применение пеноцементной технологии крепления обсадных колонн обусловлено необходимостью повышения качества цементирования в условиях интенсивных поглощений, а также высоких температурных нагрузок. Тампонажные системы «Карбон-Био» относятся к пеноцементам с регулируемой плотностью в зависимости от степени аэрации. Пластичность цементного камня, получаемого из пеноцементных растворов при содержании газа 20-33 %, выше пластичности камня из обычных цементов, а снижение плотности тампонажного раствора до определенных пределов не критично уменьшает прочностные характеристики цементного камня. Аэрация тампонажного раствора осуществляется компрессором и позволяет снизить плотность раствора до 800 кг/м³.

Несмотря на то, что применение тампонажных систем «Карбон-Био» позволяет повысить качество цементирование, имеется ряд проблем, решение которых требует иного взгляда на технологию крепления, а также на процессы которые приводят к возникновению этих проблем. Эксплуатация скважин на Ярегском месторождении ведется парогравитационным способом, т.е. осуществляется бурение двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Нижний ствол используется для добычи углеводородов, верхний для закачки теплоносителя – пара. В процессе эксплуатации скважин происходят температурные расширения обсадных колонн, нарушается герметичность цементного кольца, отмечаются обрывы оптоволоконных кабелей, которые расположены вдоль обсадных колонн.

Для решения указанных задач предложено использовать различные схемы заканчивания скважин, которые предусматривают частичное цементирование эксплуатационных колонн, размещение оптоволоконных с систем в колонне гибких труб или с усиленной защитой.

Список литературы

1. Лопарев Д.С., Молоканов Д.Р., Буслаев Г.В. Особенности бурения и заканчивания горизонтальных скважин с наклоненным устьем при разработке месторождений высоковязкой нефти парогравитационным методом. В сб. Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов//Материалы межрегиональной научно-технической конференции 13–14 ноября 2014 г. – Ухта : УГТУ, 2014. – С. 214–225.

2. Improvement of drilling technology for the Yarega heavy oil field development by SAGD method with counter producing and injecting wells/D.S. Loparev, M.V. Chertenkov, A.A. Yusifov [et al.]//SPE 171275. – 2013.

3. Стендовые испытания моделей крепи скважины и продуктивного пласта кумулятивной перфорацией/ И.Р. Василенко, М.В. Чертенков, К.Ю. Шепель, А.Р. Ликутов // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 12. – С. 21–26.

4. Василенко И.Р., Чертенков М.В. Результаты физического моделирования кумулятивной перфорации в стендовых условиях и изучения фракционного состава продуктивного песчаника при паротепловом воздействии//SPE 182125-RU. – 2016. 

С точки зрения нефтегазогеологического районирования реликты предгорного прогиба Урало-Новоземельской складчатой системы называются Предуральско-Предновоземельским поя-

сом нефтегазонакопления. Кроме Предуральско-Предновоземельского пояса, к поясам неф-тегазонакопления этого типа отнесят Кавказско-Памирский, Предаппалачский, Предкордильерский, Предверхоянский, Африкано-Индийский и Предандский пояса.

В структурном плане этому типу поясов нефтегазонакопления соответствуют линейные прогибы – предгорные (передовые) прогибы, вытянутые вдоль границ областей с платформенным строением и орогенных покровно-складчатых систем. Поперечное строение прогибов имеет определенную асимметрию, выраженную в том, что для их склонов (бортов), смежных (структурно и пространственно сопряженных) с краевыми частями платформенных областей, характерны умеренные или пониженные толщины и существенно платформенные строение и состав. В то же время склоны прогибов, смежные с покровно-складчатыми сооружениями, имеют повышенные толщины, представлены существенно большей (по сравнению с противоположными бортами прогибов) полнотой разрезов – меньшей выраженностью перерывов и

стратиграфических несогласий. Кроме того,для указанных бортов прогибов характерно широкое развитие покровно-складчатых дислокаций, вергентность которых направлена в сторону от покровно-складчатых сооружений к областям с платформенным строением.

Представлены результаты изучения условий формирования скоплений углеводородов во взбросо-надвиговых структурах восточного борта Предуральского прогиба, где проявлены интенсивные покровно-складчатые дислокации западной вергентности. Их формирование связано межконтинентальной коллизией, произошедшей при закрытии Уральского палеоокеана в самом конце палеозоя, а в крайних северных сегментах пояса, вероятно, в самом начале мезозоя. Структурный парагенез восточного борта включает взбросо-надвиги и надвиги, а также разномасштабные пликативные структурные формы, образовавшиеся в условиях действия широтного сжатия. Для зоны Передовых складок Урала, расположенной в Южно-Уральском сегменте восточного борта пояса, выполнено численное бассейновое и геомеханическое моделирование, построена серия палеотектонических реконструкций. Показано, что складчато-взбросо-надвиговые и поднадвиговые структуры зоны передовых складок Урала благоприятны для формирования месторождений углеводородо. Этот вывод, очевидно, справедлив и для всех аналогичных надвиговых структур всего восточного борта Предуральско-Предновоземельского пояса нефтегазонакопления.

Список литературы

1. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и ее следствия // Геология нефти и газа. –  1998. – № 6. – С. 2–12.

2. Пучков В.Н. Геология Урала и Приуралья (актуальные вопросы стратиграфии, тектоники, геодинамики и металлогении). – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2010. – 280 с.

3. Гулиев И.С., Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н. Фундаментальные проблемы нефтегазоносности Южно-Каспийского бассейна//ДАН. – 2016. – Т. 471. – № 1. – C. 62–65.

4. Тектоника и перспективы нефтегазоносности зоны сочленения Юрюзано-Сылвенской депрессии и Уфимского амфитеатра/Р.А. Исмагилов, И.М. Фархутдинов, А.М. Фархутдинов, Л.А. Хайрулина// Георесурсы. – 2015. – № 3 (62). – Т. 2. – С.

5. Модели углеводородных систем зоны сочленения Русской платформы и Урала/ В.Ю. Керимов, А.А. Горбунов, Е.А. Лавренова, А.В. Осипов // Литология и полезные ископаемые. – 2015. – № 5. – С. 445–458.

6. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Нефедова А.С. Углеводородные системы южной части Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – М., 2017. – № 4. – C. 36–40.

7. Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья / В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 8–11.

8. Rachinsky M.Z., Kerimov V.Yu. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs. – USA: Scrivener Publishing Wiley, 2015. – 618 р.

9. Modeling of petroleum systems in regions with complex geological structure/ V.Y. Kerimov, A.V. Osipov, R.N. Mustaev, A.S. Monakova //

16th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, GEOMODEL 2014. – DOI: 10.3997/2214-4609.20142245

10. Формирование земной коры Урала/ С.Н. Иванов, В.Н. Пучков, К.С. Иванов и др. – М.: Наука, 1986. – 248 с.

11. Кузнецов Н.Б., Романюк Т.В. Палеозойская эволюция Полярного Урала: Войкарский бассейн с корой океанического типа существовал не менее 65 млн. лет // Бюллетень МОИП. Отдел геологический. – 2014. – Т. 89. – Вып. 5. – С. 56–70.

12. Доуральская тектоническая эволюция северо-восточного и восточного обрамления Восточно-Европейской платформы. Ст. 2. Позднеедокембрийско-кембрийская коллизия Балтики и Арктиды/ Н.Б. Кузнецов, А.А. Соболева, О.В. Удоратина [и др.] // Литосфера. – 2007. – №1. – С. 32–45.

13. Время начала коллизии на Среднем и Северном Урале/Г.А. Петров, Ю.Л. Ронкин, А.В. Маслов [и др.] // Доклады РАН. – 2008. – Т. 422. – № 3. – С. 365–370.

14. Соборнов К.О., Бушуев А.С. Кинематика зоны сочленения Северного Урала и Верхнепечорской впадины // Геотектоника. – 1992. – № 1. – С.39–51.

15. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геолого-разведочных работ/В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, Б.В. Сенин, Е.А. Лавренова // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 26–29.

16. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Лавренова Е.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 33–35.

17. Керимов В.Ю., Рачинский М.З. Геофлюидодинамическая концепция аккумуляции углеводородов в природных резервуарах // ДАН. - 2016. – Т. 471. – № 2. – C. 187–190.

18. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев,У.С. Серикова, Е.А. Лавренова   // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 56–60.

Выполнен анализ материалов геолого-разведочных скважин Мастахского газоконденсатного месторождения и Неджелинской площади ПО «Якутгазпром». Рассмотрены возможные причины недоподъема цементного раствора до устья скважины при высокой проницаемости песчаников нижней и средней юры. Исследованы и подробно разобраны практики применения цементирования технических колонн в две ступени, а также прямого и обратного цементирования 324-мм колонны в осложненных горно-геологических условиях.

При цементировании кондукторов в зонах многолетнемерзлых пород необходимо учитывать такие осложнения, как недоподъем цементного раствора до устья в связи с наличием межмерзлотных водоносных пластов с низкими пластовыми давлениями и высокой проницаемостью и ненапряженный контакт цемента с породой и обсадной колонной. При цементировании удлиненных направлений и кондукторов обязательно добавление ускорителей сроков схватывания цементного раствора. Для предотвращения замерзаний цементного раствора необходимо при его затворении вводить специальные добавки для сокращения сроков схватывания. Самым эффективным и распространенным ускорителем сроков схватывания цемента является хлористый кальций. Количество вводимого ускорителя принято в пределах 5-10 % в зависимости от срока хранения цемента. Наиболее рациональным способом борьбы с недоподъемом цементного раствора является применение облегченных цементов.

Коэффициент вытеснения является очень важным параметром при геолого-гидродинамическом моделировании процессов извлечения нефти из продуктивных пластов. Достоверность прогнозных данных, получаемых при проведении математических расчетов в процессе моделирования разработки месторождений нефти и газа, например, коэффициента извлечения нефти, во многом зависит от точности результатов лабораторного определения коэффициента вытеснения. Для повышения степени надежности результатов исследований, проводимых на образцах керна коллекторов, показана и обоснована необходимость пересмотра существующих подходов к лабораторному моделированию пластовых процессов фильтрации нефти и воды при определении коэффициента вытеснения. Отмечено, что традиционный подход, разработанный в 60-80-х годах ХХ века для подготовки и проведения экспериментальных исследований по определению коэффициентов вытеснения стандартных коллекторов, недостаточно эффективен для низкопроницаемых и сложнопостроенных коллекторов.

Анализ результатов лабораторных исследований по определению коэффициентов вытеснения, проведенных на образцах керна терригенных и карбонатных коллекторов разной проницаемости, показывает различия в особенности двухфазной фильтрации (нефть и вода) и несопоставимость фильтрационных процессов, происходящих в поровом пространстве этих разных по структуре и составу природных коллекторов.

Представлена оценка ряда факторов (в частности, размера фильтрационной модели, структуры порового пространства модели, способа ее насыщения моделью пластовых флюидов, состава модели нефти и др.), которые существенно влияют на результаты лабораторного определения коэффициентов вытеснения на образцах керна низкопроницаемых и сложнопостроенных коллекторов. Показаны способы и особенности учета этих факторов для повышения качества проведения экспериментальных исследований, надежности определения коэффициентов вытеснения и последующих прогнозов.

Список литературы

1. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. // В сб. Опыт разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. – М.: Гостоптехиздаст, 1957. – С.116–139.

2. Миронов Т.П., Орлов В.С. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. – М.: Недра, 1977. – 272 с.

3. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. – С. 66–68.

4. Лебединец Н.П., Юсупов P.M. Экспертный анализ коэффициентов нефтеизвлечения // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов // Доклады III Международного научного симпозиума. – М., 2011. – С. 133–137.

5. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу. Нефтяное Хозяйство. – 1984. – № 1. – С. 30–32.

6. Новые представления о коэффициентах вытеснения, охвата и извлечения нефти / Закиров С.Н. [и др.] // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Доклады III Международного научного симпозиума. – М., 2011. – С. 117–122.

7. Мандрик И.Э. Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов: дис. ... д-ра тех. наук. – М., 2008. – 301 с.

8. Residual Saturation: What is it? How is it measured? How should we use it? / M. Adamski, V. Kremesec, J. Randall, R.J. Charbeneau https://clu-in.org/conf/itrc/iuLNAPL/030513_residual.pdf

9. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. Методы извлечения остаточной нефти. – М.: Недра, 1991. – 308 с.

10. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 258 с.

11. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой. В сб. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных месторождений // Тр. ин-та / ВНИИ. – 1958. – Вып. XII. – С. 331–360.

12. Габсия Б.К. Оценка применения образцов полноразмерного керна для определения коэффициентов вытеснения и относительной фазовой проницаемости пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2016. – Вып. 154. – С. 109–120.

13. Габсия Б.К., Никитина И.Н. Особенности моделирования углеводороной фазы в фильтрационных экспериментах // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 44–46.

14. Габсия Б.К. Оценка влияния начальной водонасыщенности пород-коллекторов на характер кривых относительных фазовых проницаемостей и технологические показатели разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 82–85.

Продуктивные пласты многих нефтяных месторождений Республики Татарстан, как правило, характеризуются разными коллекторскими свойствами. При моделировании их разделяют на пласты с перетоками, где прослои гидродинамически сообщаются через поверхность контакта, и пласты без перетоков, в которых прослои могут взаимодействовать только через ствол скважины. В ПАО «Татнефть» для более полного извлечения запасов на таких месторождениях широко используются технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).

В статье предложен метод определения коллекторских свойств двухпластовой системы при применении однолифтовой технологии.

Рассмотрены прямая задача оценки коэффициента гидропроводности для слоистых пластов и обратная задача, которая решается с использованием кусочно-постоянных функций. Расчеты с использованием модельных задач показали, что, если границы зон однородности известны, то погрешность определения коэффициента гидропроводности высокопроницаемых прослоев составляет 10^-3–10^-4. При внесении погрешностей измерений 1–3 % в исходные данные максимальная погрешность по высокопроницаемым прослоям составляет 3–7 %.

Приведен пример расчета по скв. 2046, введенной в эксплуатацию на 1 блоке Березовского месторождения в июле 1979 г. Скважина вскрыла терригенные тульские и бобриковские отложения. Даны результаты расчетов коэффициентов проницаемости прослоев многослойного пласта. Показано, что предложенный алгоритм позволяет определять коэффициенты проницаемости слоистого пласта.

Список литературы

1. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. – М.: Наука, 1986. – 288 с.

2. Хайруллин М.Х. О решении обратных задач фильтрации многослойных пластов методом регуляризации // ДАН РАН. – 1996. – Т. 347. – № 1. – С. 103–105.

3. Бадертдинова Е.Р., Хайруллин М.Х. Определение фильтрационных параметров слоистого пласта по данным нестационарного притока жидкости к скважине // Инженерно-физический журнал. – 2006. – Т. 79. – № 3. – С. 128–130.

4. Интерпретация результатов термогидродинамических исследований вертикальных скважин, эксплуатирующих многопластовые залежи / М.Х. Хайруллин, М.Н. Шамсиев, Е.Р. Бадертдинова, А.И. Абдуллин // Теплрфизика высоких температур. – 2014. – Т. 52. – № 5. – 734 с.

5. Термогидродинамические исследования вертикальных скважин, эксплуатирующих многопластовые залежи / Р.С. Хисамов, Р.Г. Фархуллин, М.Х. Хайруллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 28–30.

6. Бадертдинова Е.Р. Методы решения прямых и обратных задач нефтегазовой гидромеханики и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов: дисс. … докт. техн. наук. – М.: 2015. – 209 c.

Рассмотрена актуальная задача разработки технологии ограничения водопритоков, включающая все аспекты и такие базовые требования к используемому составу, как низкая вязкость раствора для создания изолирующего экрана большого радиуса; регулируемые время гелирования раствора в широком диапазоне температур; высокое напряжение сдвига геля; селективность воздействия. Основным компонентом гелеобразующей системы является реагент АС-CSE-1313 марка А (производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг») с новым комплексным механизмом воздействия. Рабочий раствор на основе реагента АС-CSE-1313 марка А и соляной кислоты имеет низкую вязкость (до 1,0 мПа·с), а полученные гели в пластовых условиях обладают высокими реологическими свойствами. В рабочем растворе имеются диспергированные частицы, вокруг которых формируется слой поликремниевой кислоты с образованием глобул размером 30-40 мкм, что приводит к увеличению активной поверхности и гидрофильному вытеснению нефти. Результаты фильтрационных исследований свидетельствуют о селективность состава.

Первые опытно-промышленные работы по ограничению притока воды в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» проведены в декабре 2015 г. в трех скважинах Аригольского месторождения в комплексе с мероприятиями по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин. В 2016 г. выполнены работы по ограничению водопритоков в четырех скважинах Тайлаковского месторождения. Прирост дебита нефти в среднем составил 5,6 т/сут, уменьшение дебита жидкости – 30 %. По результатам работ, выполненных в 2015-2016 гг., уточнены критерии применения технологии ограничения водопритоков, планируется продолжить работы на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Список литературы

1. Петров Н.А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков. – М.: Химия, 2005. – 171 с.

2. Дубинский Г.С. Технология ограничения водопритока в скважину в условиях различных месторождений // В сб. Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. – 2003. – Вып. 4. – С. 136–137.

Акватория шельфа Российской Федерации является чрезвычайно богатой углеводородами. Так, начальные суммарные извлекаемые ресурсы континентального шельфа России наиболее часто оцениваются в 100 млрд т н.э. Освоение углеводородных ресурсов арктических морей России находится на начальной стадии, и наличие надежной системы планирования работ на шельфе необходимо для того, чтобы выстроить процесс освоения региона более обоснованно и сделать его более безопасным, надежным и рациональным.

Одной из важных задач прогнозирования работ на шельфе Арктики является оценка технической доступности акваторий, перспективных на нефть и газ, и прогнозирование очередности работ. Такой прогноз сопутствует обеспечению мер экологической и промышленной безопасности на морских объектах добычи, что является одной из наиболее актуальных задач освоения углеводородных ресурсов Арктики. Анализ природно-климатических, технических и экологических условий освоения является первой и, безусловно, важной стадией построения методики классификации арктических акваторий. Второй, не менее важной, составляющей является разработка методологии оценки, которая должна содержать все важные параметры и отражать качество имеющихся данных. Понимание сложности условий освоения и их правильный «перевод» на язык математики с целью общей оценки технологической доступности нефтегазовых ресурсов арктического шельфа позволяют правильно прогнозировать их освоение.

В статье приведен обзор и анализ некоторых из существующих методик классификации и представлена собственная концепция классификации: кластеризации и ранжирования, основанная на принципах нечеткой логики. Показано, что предлагаемый в работе подход обладает рядом преимуществ, позволяющих более качественно подходить к оценке технологической доступности арктических морей. К еще одному достоинству предлагаемого подхода относится то, что он позволяет построить сценарий освоения целого региона, основанный на постепенном вводе в эксплуатацию перспективных участков акватории, причем очередность ввода определяется увеличением сложности их освоения.

Список литературы

1. Богоявленский В.И. Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа шельфа Арктики // Бурение и нефть. – 2012. –№ 11. – С. 4–10.

2. Орлов А.И. О развитии математических методов теории классификации // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2009. – Т. 75. – № 7. – С. 51–63.

3. Коротков Э.М. Исследование систем управления. – М.: Издательско-консалтинговая компания «ДеКА», 2000. – 118 с.

4. Подиновский В.В. Введение в теорию важности критериев в многокритериальных задачах принятия решений. – М.: Физматлит, 2007. – 67 c.

5. Prudent Development: Realizing the Potential of North America’s Abundant Natural Gas and Oil Resources / Arctic National petroleum council of USA, 2011. – www.npc.org

6. Сочнев О.Я., Жуковская Е.А. Техническая доступность российского шельфа для освоения в современных условиях // Арктика: экология и экономика. – 2013. – № 2 (10). – С. 48–61.

7. GEBCO layer for ArcGIS map / ArcGIS. – режим доступа: http://www.arcgis.com/

8. Сочнева И.О. Современные технологии освоения морских нефтегазовых месторождений. 2-е изд., исправленное и дополненное. – М.: ООО «Газоил пресс», 2016. – 384 с.

9. Russian-Norwegian oil and gas industry cooperation in the High North [Электронный ресурс] / INTSOK, 2014. – режим доступа: http://www.intsok.com/Market-info/Markets/Russia/RU-NO-Project

10. Arctic – the next risk frontier [Электронный ресурс] / DNV GL. – режим доступа: https://www.dnvgl.com/technology-innovation/broader-view/ arc­­tic/the-arctic-risk-picture.html

11. Леоненков А.В. Нечеткое моделирование в среде MATLAB и fuzzyTECH. – СПб.: БХВ Петербурr, 2005. – 736 с.

12. Круглов В.В., Дли М.И., Голунов Р.Ю. Нечеткая логика и искусственные нейронные сети. – М.: Издательство Физико-математической литературы, 2001. – 224 c.

13. Zolotukhin A.B. Engineering methods in petroleum sciences // Course of lectures, preprint of University of Stavanger. – 2007. – 207 с.

14. Zade L.A. Fuzzy sets // Infrom. and Control. – 1965. – V. 8(3). – P. 338–353.

15. Хургин Я.И. Нечеткие методы в нефтегазовой промышленности. – М.: ГАНГ имени И.М. Губкина, 1995. – 131 с.

Рассмотрены особенности проектирования обустройства инфраструктуры нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). На НГКМ с высоким газовым фактором зачастую невозможно применение механизированного способа добычи (установок электроцентробежных и скважинных штанговых насосов). Повышение эффективности освоения запасов НГКМ непосредственно зависит от сбалансированности решений по системе разработки, обустройства и эксплуатации как нефтяной, так и газовой части месторождения. Для решения данного вопроса мировыми лидерами отрасли разрабатываются специальные инструменты и технологии, внедрение которых позволит решать возникающие вызовы. Целью работы являлись внедрение и адаптация новых технологий для оценки, планирования и управления нефтегазоконденсатными активами.

Предложенные инструменты и алгоритмы позволяют выявить возможные потери и ограничения по всей технологической цепочке пласт – скважина – инфраструктура. На основе анализа интерференции скважин, взаимного влияния буферного и забойного давлений, влияния работы всех скважин и пропускной способности трубопроводов на линейное давление каждой скважины создается сбалансированная система, характеризующаяся максимальными технико-экономическими показателями.

Реализация алгоритмов на примере создания интегрированной концептуальной модели разработки Новопортовского НГКМ показала их высокую эффективность. Анализ интегрированной модели Пласт – Скважина – Инфраструктура, построенной для Новопортовского НГКМ показал несогласованность решений по объемам добычи и обустройству. Выявлены риски недостижения проектных дебитов скважин и отрицательных экономических показателей проекта. Разработаны адресные мероприятия, которые позволят обеспечить целевые параметры разработки месторождения.

Возможности интегрированной модели Пласт – Скважина – Инфраструктура не ограничиваются областью концептуального проектирования. В настоящее время разрабатываются механизмы применения модели для текущего сопровождения и планирования добычи, дизайна газлифтного способа эксплуатации, оптимизации системы поддержания пластового давления и закачки газа в пласт.

Список литературы

1. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011 – 200 с.

2. Повышев К.И., Коптелов А.С. Особенности обустройства нефтегазоконденсатных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 82–84.

3. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М: Недра,1989. – 245 с.

4. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. – М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1987. – 71 с.

Освоение новых скважин на месторождениях тяжелой нефти и битумов является важным и сложным технологическим процессом. В статье представлены результаты исследования эффективности применения растворителя для освоения горизонтальных скважин, добывающих тяжелую нефть и битум. На основе экспериментальных данных о влиянии растворителей различной концентрации на вязкость тяжелой нефти проведены расчеты скоростей диффузионного массообмена для условий, характерных для разработки залежей тяжелой нефти Ашальчинского месторождения. С помощью разделения процесса по физическим компонентам выполнена оценка конвективно-диффузионного распространения растворителя для повышения эффективности освоения скважин. В расчетах диффузионного массопереноса использовано аналитическое решение уравнения диффузии.

Отмечена большая эффективность проволочных скважинных фильтров в сравнении с перфорированными хвостовиками для эффективного массообмена растворителя с нефтью. На основе проведенных расчетов с учетом времени диффузии, а также характерных расстояний прохождения диффузионных процессов получены величины охватываемых растворителями объемов прискважинных зон в горизонтальных скважинах. Отмечено, что наиболее значительное снижение вязкости тяжелой нефти происходит уже при низких концентрациях растворителя (0,05-0, 1%).

Успешная практика использования растворителей при освоении скважин проекта разработки залежей тяжелой нефти в ПАО «Татнефть» подтверждает применимость выполненных аналитических расчетов для планирования такого процесса, в том числе и для парогравитационного воздействия.

Список литературы

1. Das S.K. Vapex: An Efficient Process for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen // SPE 50941-PA. – 1998. – doi:10.2118/50941-PA.

2. Исследование совместного применения теплового воздействия и углеводородных растворителей для разработки залежей тяжелых нефтей и битумов / Ш.Г. Рахимова, Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Р.С. Хисамов // Материалы II Международного научного симпозиума. – В 2 т. – Т. 1. – М.: ОАО «ВНИИ», 2009. – С. 216–219.

3. Ways of Shallow Heavy Oil Deposit Development in the Active Aquifer Environment [Электронный ресурс] / R.R. Ibatullin, N.U. Maganov, N.G. Ibragimov [et al.] // World Heavy Oil Congress 2016, Calgary, Canada September 6–9. – https://worldheavyoilcongress.com/sessions/ways-of-shallow-heavy-oil-deposit-development-in-the-acti... / (дата обращения 06.09.16).

4. Ибатуллин Р.Р. Оценка влияния растворителя на параметры освоения скважины при парогравитационном воздействии [Электронный ресурс] // Нефтяная провинция. – 2017. – № 1. – URL: http://docs.wixstatic.com/ugd/2e67f9_e2b0d66833fa4af8a05fd97fa7a51713.pdf (дата обращения 24.05.17).

5. Evaluation of Diffusion of Light Hydrocarbons in Bitumen / F. Diedro, J. Bryan, S. Kryuchkov, A. Kantzas // SPE 174424. – 2015.

6. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. – М.: Наука,1964. – 488 с.

7. Ahmadloo F., Yang P. Solvent-Assisted Start-up of SAGD Wells in Long Lake Project // SPE 170052-MS. – 2014. – DOI:10.2118/170052-MS.

8. Oballa V., Butler R.M. An Experimental Study Of Diffusion In The Bitumen-Toluene System // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1989. – March. – P. 63-69. – doi:10.2118/89-02-03.

Целью работы является повышение эффективности эксплуатации погружного оборудования скважинной штанговой насосной установки (УСШН) за счет оперативной диагностики состояния. Разработан алгоритм пересчета в динамограмму зависимости потребляемой мощности электропривода станка-качалки от перемещения точки подвеса колонны штанг (ваттметрограммы) на основе анализа технологических временных рядов накапливаемых параметров. Анализ данных ваттметрирования позволяет определить состояние наземного и подземного оборудования УСШН. К достоинствам ваттметрирования относится простота измерения и отсутствие затрат на дополнительное оборудование для регистрации параметров усилия в точке подвеса колонны штанг. Недостатком являются повышенные требования к характеристикам производительности вычислительного ядра контроллера станции управления УСШН для реализации алгоритмов диагностики.

Рассмотрена проблема аппроксимации функциональной связи отсчетов динамограммы и ваттметрограммы, которая не позволяет применять хорошо известные методы диагностики по динамограмме, рассчитанной по данным ваттметрирования. Предложен алгоритм пересчета ваттметрограммы в динамограмму на основе известной временной зависимости положения штока и уточненной кинематической модели станка-качалки. На основе массива мгновенных значений активной мощности за один период качания, полученных равномерно через одинаковые промежутки времени c момента начала хода плунжера вверх, и физических параметров станка-качалки, рассчитываются ход точки подвеса штанг и усилие в точке подвеса колонны штанг. Для устранения недостатков алгоритма пересчета, использующего кинематическую модель, предложена нейросетевая аппроксимация функциональной зависимости отсчетов ваттметрограммы и динамограммы.

Показана возможность контроля и диагностики состояния наземного и подземного оборудования установки с помощью модуля интеллектуальной предобработки данных ваттметрирования в задаче управления режимами работы добывающей скважины.

Список литературы

1. Чигвинцев С.В., Чигвинцева А.С. Виртуальные датчики для системы управления штанговой глубинной насосной установкой. В кн. Электротехнологии, электропривод и электрооборудование предприятий: сб. научн. трудов II Всероссийской научно-технической конференции. – Уфа: УГНТУ, 2009. – С. 197–200.

2. Совершенствование диагностики УСШН на основе интеллектуального анализа данных динамометрирования / К.Ф. Тагирова, А.М. Вульфин, А.Р. Сабитов, Н.Б. Ахметов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2014. – № 11. – С. 23-28.

3. Хакимьянов М.И., Пачин М.Г. Мониторинг состояния штанговых глубиннонасосных установок по результатам анализа ваттметрограмм //Нефтегазовое дело. – 2011. – №. 5. – С. 26–36.

4. Кричке В.О. Измерительная информационная система для скважин, оборудованных станками-качалками ИИС-СК // Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. – 1976. – № 11. – С. 16–18.

5. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А.А. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок. – М.: Недра, 1988. – 232 с.

6. Дрэготеску Н.Д. Глубиннонасосная добыча нефти. – М.: Недра, 1966. – 294 с.

Представлены результаты численного моделирования рабочего процесса в универсальной камере сгорания для сжигания разнородных по составу и теплотворной способности нефтяных газов различных месторождений. В предложенной математической модели уравнения рабочего процесса рассмотрены с позиций законов сохранения массы, энергии и импульса. В исследуемой утилизационной камере реализуется турбулентный режим течения и горения, поэтому эффективные значения параметров переноса определяются с использованием модели турбулентности, в которой используется система двух нелинейных диффузионных уравнений - для массовой плотности турбулентной энергии и скорости диссипации турбулентной энергии.

Результаты численного моделирования получены с использованием программного пакета ANSYS Fluent. Достоверность результатов о моделирования зависит от способа задания граничных условий. Параметры процесса на входной границе (смесительная головка) зависят от типа и схемы расположения форсунок топливного газа и окислителя. На боковой поверхности используются граничные условия типа «стационарная стенка». На выходной границе камеры сгорания задаются граничные условия типа «истечение». Условия в плоскости истечения экстраполируются изнутри области расчета и не влияют на поток вверх по течению. Результаты численного моделирования представлены в виде полей и радиальных профилей в характерных сечениях по длине камеры сгорания. Выполнен подробный анализ скоростей, температур, коэффициентов избытка окислителя и концентрации наиболее коррозионно-активного диоксида серы в зонах горения и разбавления. Коэффициент избытка окислителя определен с помощью дополнительно разработанной программы. Концентрация диоксида серы определена с использованием параметров течения по ANSYS Fluent и результатов предварительно проведенных термохимических и термодинамических расчетов.

Полученные результаты численного моделирования позволили отказаться от принятой ранее концепции распределения вторичного воздуха по длине камеры сгорания. Показано, что подбором параметров подачи вторичного воздуха можно добиться расположения фронта пламени в центральной области камеры как по ее длине, так и по радиусу. Это снижает тепловые нагрузки на конструктивные элементы камеры сгорания и концентрацию серосодержащих соединений в пристеночной области и увеличивает ресурс ее работы.

Список литературы

1. Бачев Н.Л., Бетинская О.А., Бульбович Р.В. Численное моделирование рабочего процесса в камере сгорания для утилизации попутного нефтяного газа // Инженерно-физический журнал. – 2016. – Т. 89. – № 1. – С. 212–220.

2. Бетинская О.А., Бачев Н.Л., Бульбович Р.В. Трехмерная модель исследования рабочего процесса в камере сгорания для утилизации нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – С. 96–99.

3. Бачев Н.Л., Бетинская О.А., Бульбович Р.В. Стационарная трехмерная модель горения топливных газов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Аэрокосмическая техника. – 2015. – № 41. – С. 103–0119.

4. Разработка газотурбинной установки для утилизации нефтяного газа с выработкой электрической и тепловой энергии на малодебитных месторождениях / О.А. Зуева, Н.Л. Бачев, Р.В. Бульбович, А.М. Клещевников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 98–101.

5. Лебединский Е.В., Калмыков Г.П., Мосолов С.В. Рабочие процессы в жидкостном ракетном двигателе и их моделирование / Под ред. А.С. Коротеева. – М.: Машиностроение, 2008. – 512 с.

6. Численное моделирование рабочего процесса в камере сгорания жидкостных ракетных двигателей с дожиганием генераторного газа при сверхкритических параметрах / Н.Л. Бачев, О.О. Матюнин, А.А. Козлов, Н.Ю. Бачева // Вестник МАИ. – 2011. – Т. 18. – № 2. – С. 108–116.

7. Программный комплекс ANSYS Fluent 15.0 2013. Руководство пользователя. – М.: Тесис, 2013. – 511 с.

В настоящее время для предварительного отделения примесей и воды от нефти, очистки топлива и масел от вредных примесей, воды и твердых частиц используют классическую схему сепарации нефти, согласно которой сырая нефть проходит через подогреватель, где нагревается до температуры 60–70 °С, затем поступает в сепаратор, в котором разделяется на очищенную нефть и осадок. Для снижения энергозатрат при сепарации нефти были предложены усовершенствованные способ и устройство.

Рассмотрено применение установки по сепарированию нефти на базе двигателя-сепаратора совмещенной конструкции. Дано подробное описание способа сепарирования нефти на основе использования совмещенной конструкции по схеме двигатель – сепаратор, а также конструкции двигателя-сепаратора и принципа его работы. В двигателе-сепараторе барабан сепаратора выполняет две функции: устройства, где происходит технологический процесс отделения нефти от сторонних продуктов, ротора асинхронного двигателя. В предлагаемой конструкции потери тепла в роторе – барабане сепаратора и потери энергии, выделяемой сердечником и обмоткой статора двигателя-сепаратора, используются подогрева продукта сепарирования. Расчеты выполнены к привязке к трем типоразмерам сепараторов для условий одного месторождения нефти. Проведен сравнительный экономический расчет энергетической эффективности двигателя-сепаратора в сравнении с сепаратором классической конструкции на объектах нефтегазовой отрасли.

На основе результатов выполненных расчетов показано, что за счет использования сепаратора совмещенной конструкции по схеме двигатель-сепаратор, можно получить экономию энергоресурсов до 5 %.при предварительном подогреве продукта сепарирования.

Результаты работы могут быть использованы специалистами при расчетах и проектировании систем электроснабжения, в том числе для удаленных объектов нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. Пат. 2585636 РФ, МПК7 B01D17/06, B03C5/00, B01D43/00. Способ сепарирования нефти / Л.Е. Копелевич; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет». – № 2015110413/05; заявл. 23.03.15; опубл. 27.05.16.

2. Пат. 2593626 РФ, МПК7 B04B5/10, B03C5/02, B01D17/06, B01D43/00, B04B9/02. Установка для сепарирования нефти / Л.Е. Копелевич; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет». – № 2015110414/05; заявл. 23.03.15; опубл. 10.08.16.

3. Куцевалов В.М. Вопросы теории и расчета асинхронных машин с массивными роторами. – М.: Энергия, 1966. – 304 c.

Для разработки требований по нагрузкам к стенду для испытания труб проведен анализ несущей способности трубопровода при действии в его сечении внутреннего давления, осевого усилия, изгибающего и крутящего моментов. Исследования проводились с целью выявления влияния крутящего момента на несущую способность трубопровода при комбинированном нагружении и определения необходимости нагружения трубных образцов крутящим моментом при проведении стендовых испытаний труб. Для проведения анализа получена простая аналитическая зависимость предельного изгибающего момента от внутреннего давления, осевой силы и крутящего момента. В качестве расчетной схемы трубопровода принята балка трубчатого сечения. Принята модель материала без упрочнения. При этом учитывалось наличие кольцевых напряжений от внутреннего давления. Расчет такой балки при двухосном напряженном состоянии (с учетом кольцевых напряжений) сводится к расчету обычной балки при одноосном напряженном состоянии, материал которой имеет разные пределы текучести при сжатии и растяжении. Выполнен расчет в программном комплексе, реализующем метод конечных элементов. Проведено сравнение результатов аналитических расчетов с результатами численного моделирования несущей способности трубопровода методом конечных элементов. Получено удовлетворительное соответствие результатов. Исследовано влияние крутящего момента на несущую способность трубопровода при комбинированном нагружении трубопровода. Результаты исследований позволили обосновать незначительное влияние крутящего момента на несущую способность трубопровода при комбинированном нагружении в исследуемом интервале изменения нагрузок и оказаться от функции нагружения трубного образца крутящим моментом при разработке специализированного стенда для испытаний.

Список литературы

1. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова, П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 72–77.

2. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. – М.: Недра, 1991. – 287 с.

3. Цзи Чан, Хан Чан. Численное моделирование механического состояния трубы при внешнем воздействии // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1. – С. 66–71.

4. Варшицкий В.М., Козырев О.А. Влияние положительного температурного перепада на предельное состояние разрушения подземного трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 1. – С. 30–31.

5. Soren Hauch, Yong Bai. Bending moment capacity of pipes // Offshore Mechanical and Arctic Engineering. – 1999. – July. – Р. 11–16.

6. Istemi F.Ozkan. Magdi Mohared Moment resistance of steel pipes subjected to combined loads // International Journal of Pressure Vessels and Piping. – 2009. – V. 86. – Р. 252–264.

Рассмотрены вопросы комплексного энергоснабжения нефтегазовых предприятий, не имеющих подключения к единой энергосистеме. В ходе комплексного анализа графиков электрических и тепловых нагрузок ряда действующих нефтяных месторождений установлено, что суммарный коэффициент полезного действия эксплуатации электроагрегатов в режиме когенерации и тригенерации достигает 90 %. Однако также выявлено, что, несмотря на высокую эффективность применения когенерационного режима эксплуатации электроагрегатов, получаемую тепловую энергию не всегда можно утилизировать в полном объеме. Даже при использовании режима тригенерации в летние месяцы остается значительное количество невостребованного тепла, и коэффициент полезного действия преобразования энергии первичного энергоносителя снижается. Для повышения эффективности использования энергетического потенциала топлива разработан когенерационный электротехнический комплекс с бинарным циклом получения электрической и тепловой энергии, состоящий из двух электроагрегатов – основного и вспомогательного генераторов, предназначенных для электропитания технологических объектов нефтегазового комплекса в соответствии с графиками электрических нагрузок предприятий. При этом в электротехническом комплексе предусмотрена возможность использования температурного потенциала вторичного энергоносителя, остающегося после бинарного цикла, для производства тепловой энергии в случае необходимости теплоснабжения потребителей. Выявленные зависимости потребления электрической энергии электротехнического комплекса от показателей графиков электрической и тепловой нагрузки предприятия с учетом условий окружающей среды позволяют определить энергоэффективный режим использования в качестве энергоносителя нефтяного газа и низкокипящей промежуточной среды в комбинированном цикле производства электричества и тепла.

Применение когенерационного комплекса с бинарным циклом позволяет достичь электрического коэффициента полезного действия 60 %, при этом обеспечивается наиболее полная утилизация энергетического потенциала первичного энергоносителя с питанием потребителей электрической и тепловой энергией согласно графикам нагрузок предприятия, а также сохраняется высокая эффективность энергоснабжения в течение года.

Список литературы

1. Николаев Н.И., Леушева Е.Л. Повышение эффективности бурения твердых горных пород // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 68–71.

2. Моренов В.А. Применение попутного нефтяного газа в качестве энергоносителя // Научно-технические ведомости СПбГПУ. – 2012. – № 3-2. – С. 61–65.

3. Morenov V., Leusheva E. Energy Delivery at Oil and Gas Wells Construction in Regions with Harsh Climate, International Journal of Engineering (IJE) // TRANSACTIONS B: Applications. – 2016. – February. – Vol. 29. – № 2. – С. 274–279.

4. Использование бинарных установок для производства электроэнергии / Г.Н. Забарный, А.В.Шурчков, М.И. Горохов, В.А. Здор. – Киев: ИТТ НАН Украины, 2003. – 50 с.

5. Моренов В.А., Сычев Ю.А., Абрамович Б.Н. Комбинированная энергетическая установка для энергоснабжения горных предприятий // Горное оборудование и электромеханика. – 2016. – № 4. – С. 36–40.

6. Моренов В.А., Леушева Е.Л. Система комплексного энергоснабжения нефтегазопромыслов с использованием нефтяного газа в качестве энергоносителя // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 96–100.