Приведены результаты оценки перспектив нефтегазоносности юрско-меловых отложений п-ова Ямал на основе изучения водно-газовых равновесий. Установлено, что система вода – газ в их пределах носит сложный и неодинаковый характер. Залежи выступают «реликтами» предыдущих гидрогеологических эпох, а вода является наиболее мобильным компонентом этой системы. Вследствие этого состав залежей претерпевает медленное направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы.

Большая часть изученной территории характеризуется весьма благоприятными условиями сохранения залежей нефти и газа. В северных и центральных районах п-ова Ямал (структуры юго-восточных районов Карской мегасинеклизы, юго-западных Южно-Карской мегаседловины, Бованенковско-Нурминского наклонного мегавала, юга Пайхойско-Новоземельской мегамоноклизы, южных и центральных районов Восточно-Пайхойской моноклизы) наблюдается незначительный сдвиг фазового равновесия в системе вода – газ, что позволяет предполагать открытие здесь новых месторождений и значительных запасов углеводородов в их пределах. Анализ полученных результатов подтвердил наличие уже открытых залежей на изученных месторождениях и позволил дать прогноз на обнаружение тринадцати пропущенных залежей. В то же время имеющиеся гидрогеохимические материалы и результаты моделирования водно-газовых равновесий значительно снижают перспективы выявления новых залежей углеводородов в границах Ярудейского мегавыступа. Можно говорить также о низкой вероятности сохранения залежей нефти и газового конденсата в этом районе, даже если они были сформированы на предыдущих этапах развития водонапорной системы.

Список литературы

1. Давыдова Е.С., Кананыхина О.Г., Ковалева Е.Д. Крупнейшие, гигантские и уникальные месторождения свободного газа Западной Сибири: результаты поисков, разведки и освоения, перспективы новых открытий // Вести газовой науки: проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. – 2014. – № 3 (19). – С. 77–81.

2. Букаты М.Б. Рекламно-техническое описание программного комплекса HydrGeo. – М.: ВНТИЦ, 1999. – 5 с.

3. Новиков Д.А. Применение методики поисков залежей углеводородов на основе изучения водно-газовых равновесий // Газовая промышленность. – 2015. – № 3. – С. 12–17.

4. Ямальский нефтегазоносный район Тюменской области/ Ф.К. Салманов, С.А. Федорцова, Н.П. Дядюк, Л.Б. Пуркин // Геология нефти и газа. – 1973. – № 7. – С. 1-7.

5. Конторович А.Э., Сурков В.С. Геология и полезные ископаемые России. – Т. 2. – Западная Сибирь. – СПб.: ВСЕГЕИ, 2000. – 477 с.

6. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое / В.А. Конторович, С.Ю. Беляев, А.Э. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 2001. – Т. 42. – № 11–12. – С. 1832–1845.

7. Ермилов О.М., Карагодин Ю.Н., Конторович А.Э. Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа Крайнего Севера Западной Сибири. – Новосибирск: СО РАН, 2004. – 141 с.

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

9. Шварцев С.Л., Новиков Д.А. Природа вертикальной гидрогеохимической зональности нефтегазоносных отложений (на примере Надым-Тазовского междуречья, Западная Сибирь) // Геология и геофизика. – 2004. – Т. 45. – № 8. – С. 1008–1020.

10. Novikov D.A., Sukhorukova A.F. Hydrogeology of petroleum deposits in the northwestern margin of the West Siberian Artesian Basin // Arabian Journal of Geosciences. – 2015. – V. 8, Issue 10. – Р. 8703–8719.

11. Novikov D.A. Hydrogeochemistry of the Arctic areas of Siberian petroleum basins // Petroleum Exploration and Development. – 2017. – V. 44. – Issue 5. – Р. 780–788.

12. Шемин Г.Г. Модель строения, условия формирования и перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений Севера Западно-Сибирской НГП и прилегающей акватории Карского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. – № 10. – С. 29-43.

13. Мкртчян О.М., Варущенко А.И., Потемкина С.В. Некоторые аспекты региональной геологической модели верхнеюрских отложений Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 2005. – № 1. – С. 30-35.

14. Кислухин В.И., Брехунцова Е.А., Шрейнер А.А. Особенности геологического строения верхнеюрских осадочных образований на полуострове Ямал // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2003. – № 4-5. – С. 30-34.

15. Новиков Д.А. Геолого-гидрогеологические условия палеозойского фундамента Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения // Известия Вузов. Нефть и газ. – 2005. – № 5. – С. 14–20.

16. Новиков Д.А. Перспективы нефтегазоносности среднеюрских отложений полуострова Ямал по гидрогеологическим данным // Геология нефти и газа. – 2013. – № 6. – С. 65–74.

17. Новиков Д.А. Степень газонасыщения подземных вод продуктивной части юрского гидрогеологического комплекса Харампурского мегавала // Геология нефти и газа. – 2000. – № 3. – С. 51–56.

18. Новиков Д.А. Оценка современного состояния нефтегазоносной системы по результатам изучения водно-газовых равновесий (на примере палеозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири) // Отечественная геология. – 2015. – № 3. – С. 7–32.

19. Шварцев С.Л. Общая гидрогеология. Учебник. – М.: Недра, 1996 – 423 с.

20. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 1999. – № 1. – 2. – С. 45–56.вЃ 

Терригенная толща девона платформенной части Башкортостана длительное время оставалась основным нефтедобывающим комплексом в республике и изучена достаточно подробно. Однако даже при высокой изученности в настоящее время есть краевые участки структур и разведочные площади, слабо охваченные поисковым и разведочным бурением, которые могут представлять интерес для исследования.

Целью данной работы являлось создание базы опорной петрофизической информации отложений терригенной толщи девона, ранжированной по зонам нефтегазогеологического районирования и продуктивным пластам, для достоверной оценки подсчетных параметров старых и новых месторождений. Такая база петрофизической информации содержит данные о петрофизической неоднородности, полученные с использованием единого подхода как при исследованиях, так и при анализе всей имеющийся информации, и будет полезна при обосновании привлечения материалов по месторождениям-аналогам в случае мелких залежей, а также объектов, для которых отсутствуют петрофизические зависимости. Кроме того, создание базы петрофизической информации позволит свести воедино данные о геологических процессах, происходивших при формировании пород, и показать, как эти процессы участвовали в формировании пустотного пространства и неоднородности фильтрационно-емкостных свойств резервуара.

Выполнено последовательное изучение комплекса данных, включающих керновую информацию, результаты литологической типизации, материалы лабораторных исследований керна, сопоставление выделенных литотипов и петрофизической неоднородности. В статье также показан алгоритм перехода от петрофизического ранжирования керновых данных к классификации по материалам геофизических исследований скважин.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана – Уфа: БашНИПИнефть, 2015. – 704 с.

2. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г.  Седиментология терригенных резервуаров углеводородов. – Уфа:Мир печати, 2014. – 324с

3. Дональдсон Д. Т. Петрофизика. Теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 864 с.

4. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород) . – М.: Нефть и газ. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 369 с.

5. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов / В.Н. Иванов, В.Т. Фролов, Э.И. Сергеева [и др.]. – Спб.: Недра,1998. –  345 с.

6. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. – М: Недра, 1975. –  343 с.

7. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М.-Тверь: Изд-во ВНИГНИ, 2003. –  259 с.

8. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое ркуководство по интерпретации данных ГИС. – М.: Недра, 2007. –  327 с.

9. Вендельштейн Б.Ю., Козяр В.Ф., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по ределению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробываний и испытаний продуктивных пластов. – М: Недра, 1990. –  261 с.вЃ 

Китаямское нефтегазовое месторождение расположено в Оренбургской области. В тектоническом плане оно находится на Восточно-Оренбургском сводовом поднятии юго-восточного склона Волжско-Камской антеклизы и приурочено к одноименному поднятию Колганской структурной зоны. В пределах последней выделяются Китаямское и Восточно-Китаямское поднятия, нарушенные дизъюнктивом субширотного простирания. Кроме того, район месторождения осложнен рядом более мелких горстообразных и грабенообразных разломов.

В статье рассмотрены особенности структуры пустотного пространства продуктивных отложений пашийского горизонта Китаямского месторождения. Одной из ключевых проблем, затронутых в данном исследовании, является расшифровка структурных особенностей коллекторов, которые представлены на месторождении уплотненными терригенными породами. Песчаники изучены стандартными литологическими, петрофизическими методами с привлечением данных рентгеновской томографии и электронной микроскопии. Показано, что породы претерпели катагенетические изменения. Детальное литолого-петрографическое изучение пород позволило выявить, что в зонах максимального уплотнения (на участках сгущения сутурных швов) в песчаниках развита сланцеватая текстура. Установлено, что к данным зонам часто приурочены участки трещиноватости. Рассмотренные особенности продуктивных песчаников Китаямского месторождения позволили сделать вывод, что процесс уплотнения пород на стадии катагенеза приводит к снижению коллекторских характеристик продуктивных отложений пашийского горизонта. В результате исследований установлено, что в разрезе данный процесс развит неравномерно и наряду с однородно уплотненными терригенными породами встречаются зоны максимального уплотнения (участки сгущения стилолитовых швов). Изучение кернового материала с применением комплекса методов (литологических, петрофизических, электронно-микроскопических и рентгеновской томографии) дало возможность выявить наличие в таких зонах максимального уплотнения наряду с характерным поровым типом коллектора, а также их трещинноватый тип.

Список литературы

1. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области – Оренбург: Оренбургское изд-во, 1997 г. – 272 с.

2. Гончаров М.А., Талицкий В.Г., Фролова Н.С. Введение в тектонофизику. – М.: КДУ, 2005. – 496 с.

3. Логвиненко Н.В., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континенте и в океане. – Л.: Недра, 1987. – 237 с.

4. Изучение литологических особенностей и свойств пород-коллекторов пашийского горизонта Китаямского месторождения/ А.А. Мугатабарова, Е.В. Лозин, К.Ю. Муринов [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 92-94 

Комплексная сейсмогеологическая модель шельфа Восточно-Сибирского моря построена на основе анализа геолого-геофизического материала и интерпретации сейсмических данных 2D. Проведено обоснование возраста отложений осадочного чехла с учетом геологических данных по прилегающей материковой суше, островам и удаленным скважинам, расположенным на острове Айон, хребте Ломоносова и в акватории американского сектора Чукотского моря. Выполнены сейсмостратиграфическая привязка разрезов скважин и передача корреляции основных несогласий в пределы осадочного чехла Восточно-Сибирского моря. Изучены закономерности геологического строения бассейнов Восточно-Сибирского моря, используемые для оценки перспектив нефтегазоносности. Установлено, что осадочный чехол сложен преимущественно мезозойско-кайнозойскими терригенными образованиями и лишь на ограниченных участках развит более древний (предположительно верхнепалеозойский?) комплекс пород. Выделено два разновозрастных клиноформных комплекса в кайнозойской части осадочного разреза. Установлено, что их формирование, очевидно, контролировалось стадийностью эволюции пассивной континентальной окраины Восточной Арктики в связи с развитием глубоководных океанских бассейнов центральной части Северного Ледовитого океана, колебаниями уровня моря и кайнозойскими фазами воздымания прилегающей арктической суши. На основании комплексной интерпретации данных восстановлена история тектонического развития исследуемого региона. Предполагается двухфазное проявление процессов рифтогенеза в мел-кайнозойское время. Лишь на олигоцен-плиоценовом (пострифтовом) этапе развития территории произошли стабилизация тектонического режима и образование близкой к современной бровке шельфа. Выделены основные структурные элементы региона. Сделаны выводы о высокой перспективности изученной акватории для поисков углеводородов. Нефтегазоносность связывается преимущественно с меловыми и кайнозойскими отложениями. Регион исследования характеризуется большим объемом отложений, вступивших в главную зону нефте- и газообразования.

Список литературы

1. Расчленение разреза айонской скважины по новым биостратиграфическим данным. Стратиграфия и палеонтология мезо-кайнозоя Советской Арктики / В.Я. Слободин, Б.И. Ким, Г.В. Степанова, Ф.Я. Коваленко // В сб. трудов ПГО «Севморгеология». – 1990. – С. 43–58.

2. Sites M0001–M0004 / J. Backman, K. Moran, D.B. McInroy [et al.] // Proceedings of the Integrated Ocean Drilling Program. – 2006. – V. 302. – DOI:10.2204/iodp.proc.302.104.2006

3. Poirier A., Hillaire-Marcel C. Improved Os-isotope stratigraphy of the Arctic Ocean // Geophysical research letters. – 2011. – V. 38. – L14607. – DOI:10.1029/2011GL047953.

4. Sherwood K.W., Johnson P.P., Craig J.D. Structure and stratigraphy of the Hanna Trough, U.S. Chukcui Shelf // Tectonic Evolution of the Bering Shelf-Chukchi Sea-Arctic Margin and Adjacent Landmasses: Boulder, Colorado, Geological Soceiety og America Special Paper 360. – 2002. – P. 39–66.

5. Mickey M.B., Haga H. Micropaleontology of Selected Wells and Seismic Shotholes, Northern Alaska // U.S. Geological Survey Open File Report 2006-1055.

6. Дpачев C.C., Елистратов А.В., Cавоcтин Л.А. Структура и сейсмостратиграфия шельфа Восточно-Сибирского моря вдоль сейсмического профиля «Индигирский залив – остров Жанетты» // Доклады РАН. – 2001. – Т. 377. – № 4. – С. 521–525.

7. Kuzmichev A.B. Where does the South Anyui suture go in the New Siberian islands and Laptev Sea: Implications for the Amerasia basin origin // Tectonophysics. – 2009. – V. 463. – P. 86–108.

8.  О возрасте гранитных интрузий Анюйско-Чукотской складчатой системы / С.М. Катков, А. Стриклэнд, Э.Л. Миллер, Дж. Торо // Доклады РАН. – 2007. – Т. 414. – № 2. – С. 219–222.

9. Miller E.L., Verzhbitsky V.E. Structural studies near Pevek, Russia: Implications for formation of the East Siberian Shelf and Makarov Basin of the Arctic Ocean // Geology, geophysics and tectonics of Northeastern Russia: a tribute to Leonid Parfenov, EGU Stephan Mueller Publication Series. – 2009. – V. 4. – P. 223–241. – www.stephan-mueller-spec-publ-ser.net/4/223/2009/

10. South Anyui suture: tectono-stratigraphy, deformations, and principal tectonic events / S.D. Sokolov, G.Ye. Bondarenko, P.W. Layer, I.R. Kravchenko-Berezhnoy // Geology, geophysics and tectonics of Northeastern Russia: a tribute to Leonid Parfenov, European Geosciences Union, Stephan Mueller Publication Series. – 2009. – V. 4. – P. 201–221.

11. The South Chukchi Sedimentary Basin (Chukchi Sea, Russian Arctic): Age, structural pattern, and hydrocarbon potential / V.E. Verzhbitsky, S.D. Sokolov, E.M. Frantzen [et al.] // Tectonics and sedimentation: Implications for petroleum systems: AAPG Memoir 100. – 2012. – P. 267–290.

12. Синколлизионные мезозойские терригенные отложения о. Большой Ляховский (Новосибирские острова) / А.Б. Кузьмичев, А.В. Соловьев, В.Е. Гоникберг [и др.] // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2006. – Т.14. – № 1. – С. 33–53.

13. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin A.M. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview. In Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers – Proceedings of the 7th Petroleum Geology Conference: Geological Society London. – 2010. – V. 7. – P. 591–619. – DOI: 10.1144/0070591.вЃ 

Рассмотрены основные виды вертикального сейсмического профилирования (ВСП): продольный, с расположением источника сигнала непосредственно на устье скважины; непродольный – пункт возбуждения располагается на некотором удалении от линии профиля. Дано описание различных схем отработки непродольного вертикального сейсмического профилирования (НВСП) в зависимости от поставленных геологических задач: с расположением удаленных пунктов взрыва (ПВ) за границей разрывных нарушений для их картирования; с расположением удаленного ПВ в заданном направлении (один-два луча) для уточнения геологического строения; с расположением удаленных ПВ на концах взаимно перпендикулярных лучей для изучения геологического строения под кустовое бурение; с расположением ПВ c переменным шагом вдоль горизонтальной проекции ствола наклонно направленной скважины; профилирование по азимуту ствола наклонно направленной скважины с постоянным шагом ПВ для изучения геологического строения на больших удалениях; 4D ВСП для мониторинга эксплуатируемой залежи. Приведен анализ преимуществ и недостатков рассмотренных методик для каждого конкретного случая. Перечислены геологические и технические предпосылки использования метода НВСП в разведочном бурении. Геологические предпосылки – малый размер структур, зависимость от типа структуры (приразломные или тектонически ограниченные), наличие «теневой» части разлома, что в свою очередь вносит погрешности в построение геологической модели структуры. Технические – наклонно направленное бурение, используемое для разведки структур приразломного типа, необходимость сокращения погрешности увязки материалов геофизических исследований скважин и сейсмических данных. В качестве примера представлен результат использования стандартного ВСП в наклонно направленной скважине. Для решения проблемы качественной увязки сейсморазведочных и скважинных данных в наклонно направленных скважинах рассмотрен частный случай НВСП с «условно вертикальным» углом подхода волн VIVSP. Данный метод эффективен для скважин с зенитными углами ствола более 15-20⁰ и отходах забоя от устья более 500 м и является комбинацией ВСП с нулевым удалением ПВ и НВСП. Показаны результаты практического применения методики VIVSP в наклонно-направленной скважине. Приведен пример использования моделирования съемки ВСП, по результатам которого выбирается оптимальная методика решения поставленных геолого-технических задач. Даны рекомендации по применению моделирования для качественного планирования работ и использованию НВСП в разведочном бурении.

Список литературы

1. Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование.

2-е изд., доп. и перераб. – М.: Недра, 1982. – 344 с.

2. Эффективность применения НВСП на нефтяных объектах западного Оренбуржья / В.А. Ленский [и др.] // «Гальперинские чтения-2008», VIII Ежегодная Международная Конференция.  «ВСП и трехмерные системы наблюдений в сейсморазведке». Доклады и тезисы. – М.: ЦГЭ, 2008. – C. 86–87.

3. Баянов А.С., Меркулов В.П., Степанов Д.Ю. Вертикальное сейсмическое профилирование нефтяных и газовых скважин. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 100 с.вЃ 

Состояние разработки шельфовых нефтяных месторождений, оператором которых является СП «Вьетсовпетро», характеризуется стадией падающей добычи. На данном этапе в СП «Вьетсовпетро» актуальными становятся вопросы поддержания темпов падения добычи нефти через формирование и реализацию комплексных программ геолого-технических мероприятий (ГТМ). Процесс планирования ГТМ на шельфовых месторождениях имеет ряд принципиальных особенностей, которые учитываются на всех этапах принятия решений – от анализа геолого-промысловых критериев подбора скважин кандидатов до реализации мероприятий. К таким особенностям можно отнести способы и технологии проведения ремонта скважин и их строительства, а также сезонность работ в морских условиях.

Для расположения устьев скважин и технологического оборудования в СП «Вьетсовпетро» используются морские стационарные платформы (МСП) и миниМСП – блок-кондукторы (БК). Бурение скважин на БК осуществляется с помощью самоподъемных буровых установок (СПБУ), тогда как на МСП для проведения работ на скважинах применяются буровые комплексы и мобильные малогабаритные буровые установки (ММБУ). Техническими характеристиками ММБУ не предусмотрено их использование для строительства скважин и зарезки боковых стволов.

На основе анализа технических возможностей применяемых буровых установок для планирования ГТМ все морские гидротехнические сооружения (МГТС) и скважины, находящиеся на них, разделены на группы в зависимости от способа проведения скважинных операций.

В процессе подбора ГТМ на шельфовых месторождениях предложено предварительно, до детального обоснования, выполнять ранжирование скважин в зависимости от двух ключевых условий: наличия/отсутствия объектов возврата и способа проведения работ. Реализация такого подхода при планировании ГТМ позволяет не рассматривать скважины, в которых отсутствуют объекты для возврата или возможность к проведению зарезки боковых стволов, что способствует повышению оперативности и эффективности процесса подбора скважин-кандидатов.

Важным критерием для выбора подходящей стратегии ингибирования солеотложения и подбора методов очистки нефтепромыслового оборудования в процессе эксплуатации является химический состав воды и минеральных отложений. В статье рассмотрены результаты исследования состава пластовых и окружающих морских вод, а также отложений из различных технологических участков оборудования. Проанализированы образцы, отобранные на платформе «Моликпак» Астохского участка Пильтун-Астохского нефтяного месторождения, расположенного на северо-восточном участке шельфа о. Сахалин. Для исследования использовался комплекс физико-химических методов анализа, включающий ионообменную высокоэффективную жидкостную хроматографию, рентгенфлуоресцентную спектроскопию и газовую хроматографию. Пластовые воды рассматриваемого месторождения в целом имеют типичный состав для вод нефтяных месторождений. Общая минерализация составила в среднем 28 г/л. Основными растворенными компонентами солевой матрицы являлись хлориды натрия и калия. Концентрация сульфат ионов для разных скважин изменялась в пределах 200-1900 мг/л, гидрокарбонатная щелочность - 450-870 мг/л. Содержание низших карбоновых кислот составило 24 – 495 мг/л, доминирующей кислотой являлась уксусная. В узлах оборудования, где концентрация карбоновых кислот наиболее высока, в отложениях обнаружен сульфид железа, что может указывать на протекание процессов сульфат-редукции. По классификации Сулина, пластовая вода относится к типам сульфатонатриевых, хлоркальциевых и гидрокарбонатонатриевых вод, к группам хлоридных и гидрокарбонатных, подгруппам кальциевых и магниевых.

Основными компонентами неорганической части изученных отложений являлись песок, глина, труднорастворимые сульфаты и карбонаты щелочноземельных металлов, продукты коррозии труб и оборудования (соединения железа, соли переходных металлов Cr, Mo, Zr и др.).

Сопоставление состава воды и отложений из разных точек дает возможность получить информацию о процессах осадкообразования в нефтепромысловом оборудовании, позволяет создавать химические модели для изучения механизмов образования и удаления отложений солей.

Список литературы

1. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. – Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.

2. Борьба с солеотложениями – удаление и предотвращение их образования / М. Крабтри, Д. Эслингер, Ф. Флетчер [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2002. – С. 52–73.

3. Байков Н.М., Сайфутдинова Х.Х., Авдеева Г.Н. Лабораторный контроль при добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1983. – 128 с.

4. Ноллет Л. М.Л. Анализ воды. Справочник. – СПб.: Профессия, 2012. – 896 с.

5. Образование твердых отложений в теплообменнике нефтедобывающей платформы «Пильтун-Астохская-Б» (о-в Сахалин) и их удаление / К.Ю. Тарабарина, С.В. Суховерхов, А.Н. Маркин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 8. – С. 51–55.

6. Пупышев А.А. Атомно-абсорбционный спектральный анализ. – М: Техносфера, 2009. – 783 с.

7. ПНД Ф 14.1:2:4.262–10. Количественный химический анализ вод. Методика измерений массовой концентрации ионов аммония в питьевых, поверхностных (в том числе морских) и сточных водах фотометрическим методом с реактивом Несслера. – Утвержден 15.07.10 г. – М.: ФГУ Федеральный центр анализа и оценки техногенного воздействия, 2010. – 26 с.

8. Моделирование процессов солеотложения в системе поддержания пластового давления платформы Пильтун-Астохская-А (проект Сахалин-2) / И.С. Трухин, Н.В. Полякова, П.А. Задорожный [и др.]  // Вестник ДВО РАН.  – 2017. – № 5. – С.106–112.

9. Singh R.P., Abbas N.M., Smesko S.A. Suppressed ion chromatographic analysis of anions in environmental waters containing high salt concentrations // Journal of Chromatography A. – 1996. – №733(1–2). – P. 73–91.

10. Сангаджиева Л.Х., Самтанова Д.Э. Химический состав пластовых вод и их влияние на загрязнение почвы // Геология, география и глобальная энергия. – 2013. – № 3 (50). – С. 168–178.

11. Bernat M., Church T., Allegre C.J. Barium and strontium concentrations in Pacific and Mediterranean sea water profiles by direct isotope dilution mass spectrometry // Earth Planet. Sci. Letters. – 1972. – V. 16 (1). – P. 75–80.

12. Enning D., Garrelfs J. Corrosion of Iron by Sulfate-Reducing Bacteria: New Views of an Old Problem // Applied and Environmental Microbiology. – 2014. – V. 80 (4). – P.1226–1236.

13. Мендибаев А.М., Рагулин В.В. Солеотложение в системе добычи и нефтесбора Узеньского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 11. – С. 39–42.

14. Мусаев М.В. Магнитодинамическая коагуляция механических примесей при подготовке воды для системы поддержания пластового давления: автореферат дисс… канд. техн. наук, 2011. – Уфа. – 24 с.вЃ 

Традиционно используемые за рубежом и в нашей стране водные системы представляют с собой глинистые суспензии, стабилизированные анионно-неионными высокомолекулярными соединениями. Техника совершенствования традиционных систем буровых растворов заключается в замене одного реагента из состава жидкости на другой и/или количественное изменение соотношения компонентов. Применяя существующие методы, сложно создать эффективные системы буровых растворов, которые позволили бы решить ряд проблем, возникающих при строительстве скважины.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны новые системы поликатионных буровых растворов «Катбурр». При бурении скв. 939 и 1082 Астраханского газоконденсатного месторождения выявлено, что поликатионные системы значительно превосходят все существующие буровые растворы на водной основе. Преимуществами растворов «Катбурр» являются высокие ингибирующие и крепящие свойства, простота приготовления и управления свойствами в процессе бурения, отсутствие зависимости структурно-реологических и фильтрационных показателей от рН среды, высокая устойчивость к температурной, полисолевой, углекислотной, сероводородной и ферментативной агрессии, совместимость пресной и соленой систем, малокомпонентность. Однако, несмотря на положительные результаты при применении поликатионных систем, выявлены также их недостатки. Один из них – сложность в управлении структурно-реологическими показателями. Для решением данной проблемы был опробован ряд структурообразователей, как отдельно, так и в комбинациях друг с другом. Исследованиями установлено, что применение биополимера и гидроксидов магния и алюминия позволяет эффективно регулировать структурно-реологические показатели поликатионных систем.

Полученные результаты свидетельствуют о необходимости дальнейших исследований поликатионных систем и их модификаций с последующими испытаниями при строительстве скважин. 

1. Гайдаров А.М. К вопросу наработки бурового раствора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. –№ 5. – С. 36–39.

2. Глинка Н.Л. Общая химия / под ред. В.А. Рабиновича. – Л.: Химия, 1981. – 720 с.

3. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988. – 135 с.

4. Ангелопуло О.К., Хахаев Б.Н., Сидоров Н.А. Обзорная информация: буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких скважинах. – М.: ВНИИОЭНГ, 1978 – 71 с.

Анализ роста газового фактора показывает, что, наряду с внутрипластовым разгазированием в призабойной зоне и горизонтальных скважинах, оснащенных электроцентробежными насосами, при снижении забойного давления ниже давления насыщения, в качестве возможной причины можно рассматривать поступление газа, растворенного в добываемой воде. Согласно выполненной оценке в воде в зависимости от термобарических (пластовых) условий при многократном контакте с нефтью может быть растворено от 1 до 2,5-2,7 м³/м³ газа, что при обводненности до 90-93 % является существенной величиной с точки зрения выносимых объемов газа. При этом, поскольку подготовленная закачиваемая вода дегазирована перед закачкой, в процессе ее циркуляции в пласте отмечается диффузионный массоперенос компонентов углеводородной жидкости (особенно метана, азота, диоксида углерода) до достижения состояния насыщения с одновременным снижением фактической подвижности остаточной нефти.

Существующие методы учета продукции не позволяют с высокой степенью достоверности проводить дифференциацию попутно добываемого газа на растворенный в нефти и растворенный в воде. В связи с этим разработка расчетных методов дифференциации попутного газа, позволяющих в промысловых условиях выделить источник его образования, является актуальной задачей повышения эффективности разработки газонефтянных залежей с контактными запасами. Решение этой задачи позволит не только обеспечить рациональный подход к пользованию недрами, но и повысить степень выработки запасов рассматриваемых залежей. Также это необходимо при управлении процессами разработки многофазных залежей, в частности при обосновании технологических параметров эксплуатации добывающих скважин.

Список литературы

1. Методические рекомендации по комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых компонентов. // М.: ФГУ «ГКЗ», – 2007. – 15 с.

2. Гультяева Н.А. Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработки методов идентификации его источников: дисс… канд. техн. наук. – Тюмень, 2015.

3. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти /И.М. Амерханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнева, М.Р. Катаева // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 6. – С.16-18.

4. Шейх-Али (Тынышпаев) Д.М., Юлбарисов Э.М., Валеев М.Д. Методика определения остаточных ресурсов газа в процессе разработки нефтяных месторождений / // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С.32-33.

5. Промысловые исследования газового фактора по объектам разработки нефтяных месторождений / И.С. Игнатов, Е.В. Лозин, Р.Н. Имашев,В.Н. Федоров // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 48-50.

6. Гультяева Н.А., Тощев Э.Н. Массообмен в системе нефть - газ - вода и его влияние на добычу нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2013. –№10. – С. 100-103.

7. Гультяева Н.А., Крикунов В.В. Влияние количества газа, растворенного в пластовой воде, на распределение объемов составляющих добываемой продукции скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 40-43.

8. Фоминых О.В. Исследование фазовых равновесий углеводородов и разработка метода их расчета для снижения потерь нефти при разработке месторождений: дисс… канд. техн. наук. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.

9. Dodson C.B., Standing M.B. Pressure – Volume – temperature solubility relation for natural gas – water mixtures.- Drilling and Products Practice: API, 1944.

10. Намиотт А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. – М.: Недра, 1976. – 183 с. 

Рассмотрено решение задачи оценки представительности опорной сети скважин для промыслового контроля газового фактора с заданной предельно допустимой ошибкой измерения. Необходимость обоснования минимально необходимого числа скважин опорной сети связана с тем, что в силу ряда объективных причин отсутствует практическая возможность контроля газового фактора по всему фонду скважин. Предложенный подход к оценке представительности опорной сети скважин основан на статистических методах, является обобщенным и может быть применен также для решения других задач контроля разработки месторождений, например, мониторинга динамики пластового давления. Приведен пример оценки представительности опорной сети скважин для замеров газового фактора на одном из месторождений в западной части Республики Башкортостан. В период проведения промысловых исследований ГФ на рассматриваемой площади было 20 работающих добывающих скважин, 15 из которых эксплуатировали ардатовско-воробьевский горизонт, одна – ардатовский, три – фаменский ярус, одна – бобриковско-радаевский горизонт. Промысловые замеры газового фактора выполнялись на опорной сети из 12 скважин, эксплуатирующих горизонт ардатовско-воробьевский горизонт, который обеспечивает основную добычу нефти на месторождении. Скважины опорной сети были относительно равномерно распределены по нефтеносной площади.

Для рассматриваемого месторождения показано, что опорная сеть должна включать не менее 70 % скважин добывающего фонда. Отмечено, что полученное значение относится только к исследуемому объекту. При меньшей величине разброса значений газового фактора по отдельным скважинам минимально необходимый охват опорной сетью скважин может быть значительно меньше.

Список литературы

1. Промысловые исследования газового фактора по объектам разработки нефтяных месторождений ОАО АНК «Башнефть» / И.С. Игнатов, Е.В. Лозин, Р.Н. Имашев, В.Н. Федоров // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №4. – С. 48–50.

2. Романовский В.И. Математическая статистика. – М.-Л.: ГОНТИ НКТП СССР, 1938. – 528 с.

3. Квеско Н.Г., Чубик П.С. Методы и средства исследований. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 112 с.

4. Кассандрова О.Н., Лебедев В.В. Обработка результатов наблюдений. – М: Наука, 1970. – 104 с.

5. Имашев Р.Н., Федоров В.Н., Зарипов А.М. Об изменении газового фактора в процессе разработки Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 122–125. 

Основные запасы нефти крупных месторождений, открытых в XX, уже в значительной степени выработаны. Для поддержания объемов добычи в разработку вовлекаются гораздо более мелкие месторождения. Подсчет извлекаемых запасов и составление проектных документов на разработку требуют проведения в том числе исследований для определения коэффициента вытеснения нефти. Такие исследования выполняются обычно в лабораторных условиях на моделях пласта, являются трудоемкими и длительными, требуют привлечения значительных технических и материальных ресурсов, а их результаты актуальны лишь для конкретных геолого-физических условий. Более того, данный метод определения коэффициента вытеснения невозможен, например, при отсутствии достаточного количества керна, что характерно для новых и относительно мелких месторождений.

Альтернативными являются методы оценки коэффициента вытеснения по аналогии с другими месторождениями или по аналитическим зависимостям. В статье рассмотрены результаты исследований, посвященных проблеме оценки коэффициента вытеснения нефти на примере визейских терригенных отложений месторождений Соликамской депрессии Пермского края. Приведены многомерные уравнения, позволяющие оценить коэффициент вытеснения. Уравнения получены при обработке данных стандартных лабораторных определений пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, объемной плотности породы, вязкости нефти и коэффициента вытеснения с использованием корреляционного, регрессионного и дискриминантного анализа. Многомерные уравнения использованы для оценки коэффициента вытеснения продуктивных визейских терригенных отложений ряда месторождений Соликамской депрессии, для которых этот коэффициент определен в лабораторных испытаниях. Результаты показали высокую сходимость модельных значений с результатами специальных потоковых исследований. 

Список литературы

1. Михневич В.Г., Тульбович Б.И. Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти расчетным способом. – Пермь: ПермНИПИнефть, 1980. – 12 с.

2. Применение обобщенных петрофизических зависимостей при подсчете балансовых и извлекаемых запасов / Б.И. Тульбович, В.Г. Михневич, В.П. Митрофанов [и др.]. В сб. Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений в районах с истощающимися ресурсами // Тр. Ин-та / БашНИПИнефть. – 1989. – Вып. 79. – С. 117–123.

3. Михневич В.Г., Тульбович Б.И., Хижняк Г.П.Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом. – Пермь: ПермНИПИнефть, 1988. – 12 с.

4. Репина В.А. Возможность учета плотности породы при моделировании проницаемости в геолого- гидродинамической модели нефтяных месторождений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16. – № 2. – С. 104–112. – DOI: 10.15593/2224-9923/2017.2.1

5. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – №19. – С. 145–154. – DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.5.

6. Заявка № 2017116297 РФ, кл. МПК G01N 15/08, Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Башкирского свода / В.И. Галкин, Е.А. Гладких, Г.П. Хижняк; заявитель и патентообладатель В.И. Галкин, Е.А. Гладких, Г.П. Хижняк. – заявл. 10.05.17; решение о выдаче патента от 26.03.18.

7. Заявка № 2017116296 РФ, кл. МПК G01N 15/08, Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии / В.И. Галкин, Е.А. Гладких, Г.П. Хижняк; заявитель и патентообладатель В.И. Галкин, Е.А. Гладких, Г.П. Хижняк. – заявл.10.05.17; решение о выдаче патента 26.03.18.

8. Способ оценки коэффициента вытеснения нефти на основе стандартных исследований керна / Е.А. Гладких, Г.П. Хижняк, В.И. Галкин, Н.А. Попов // Вестник Пермского национального исследовательского  политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16. – № 3. – С. 225–237. – DOI: 10.15593/2224-9923/2017.3.3.

9. Gladkikh E.A., KhizhniakG.P., Galkin V.I. Estimation Method of Oil Displacement Efficiency Based on Standard Core Analysis // Advances in Engineering Research: Proceedings of the International Conference «Actual Issues of Mechanical Engineering» 2017 (AIME 2017) (27-29 July, 2017, Tomsk, Russia). – 2017. – V. 133. – P. 240–247. – DOI: 10.2991/aime-17.2017.40.

10. Гладких Е.А., Хижняк Г.П. Разработка модели для оценки коэффициента вытеснения нефти (на примере башкирских карбонатных отложений) // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 5. – С. 9–14.

11. Гладких Е.А., Хижняк Г.П., Галкин В.И. Оценка коэффициента вытеснения нефти на основе стандартных исследований керна месторождений Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 90–93. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-8-90-93.

12. Колычев И.Ю. Изучение зональности распределения показателей смачиваемости по данным бокового  каротажа для нефтенасыщенных визейских коллекторов Соликамской депрессии // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т.16. – № 4. – С. 331–341. – DOI: 10.15593/2224-9923/2017.4.4

13. Галкин С.В. Методология учета геологических рисков на этапе поисков и разведки нефтяных месторождений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 4. – С. 23–32. 

14. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – 335 с.  

Ввод в разработку нефтяных месторождений с низкими проницаемостью и пористостью, характеризующихся низкой скоростью фильтрации жидкости в пласте, обусловливает необходимость увеличения длительности гидродинамических исследований скважин (1000 ч и более) для определения пластового давления, коэффициентов продуктивности и гидропроводности пласта. В таких случаях требуется решить задачу обеспечения необходимой информативности исследований при минимизации потерь добычи нефти.

В статье рассмотрены модельные примеры исследований скважин в условиях низкой проницаемости, латеральной неоднородности пласта и для различных граничных условий. Моделирование латерально неоднородного пласта показало, что для контроля пластового давления при разработке достаточно определить пластовое давление по границе смены фильтрационных свойств. На основе анализа результатов моделирования выявлено, что метод Хорнера имеет более высокую точность в случае однородного бесконечного пласта. В случае латерально неоднородного пласта, наличия непроницаемых границ или границ постоянного давления дифференциальный метод позволяет оценить пластовое давление с наименьшей погрешностью и при меньшей продолжительности снятия кривых восстановления давления (КВД). Полученные в ходе численных экспериментов результаты рекомендуется использовать для экспресс-оценки необходимой продолжительности снятия КВД на стадии планирования исследования и при мониторинге процесса восстановления забойного давления в режиме реального времени для прогнозирования длительности остановки добывающей скважины.

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 476 с.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.

3. Федоров В.Н., Гизатуллин Д.Р. Решение прямой и обратной задач гидродинамики при изменении фильтрационно-емкостных свойств нефтяного пласта в окрестности ствола скважины // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 52–55.вЃ  

В статье рассмотрены принципы формирования опорной сети скважин для контроля динамики пластового давления на примере карбонатного пласта месторождения им. Р. Требса, характеризующегося неоднородностью фильтрационных и продуктивных свойств по латерали. Для данного типа месторождений формирование опорного фонда затруднено наличием латеральной неоднородности свойств, блоковым строением залежей. Существующие руководящие документы и регламенты, содержащие рекомендации по проведению гидродинамических исследований скважин (ГДИС), не учитывают данные особенности и, как правило, носят обобщенный характер. Показано, что неучет данных особенностей приводит к потере части информации и не позволяет эффективно контролировать разработку месторождения. В статье предложен алгоритм формирования опорного фонда скважин, учитывающий латеральную изменчивость свойств. Один из принципов основан на выявлении гидродинамически связанных участков между скважинами на основе динамики пластового давления и промысловых данных. Показано, что в единой гидродинамически связанной зоне в условиях интенсивного темпа падения пластового давления ключевым является выбор необходимой периодичности проведения ГДИС. Предложенная периодичность замеров пластового давления (один раз в квартал) в пределах одной зоны показала свою эффективность при решении задач мониторинга разработки месторождения, в частности, при выявлении эффективности системы поддержания пластового давления, проводимости разломов. Приведены расчеты минимально необходимого числа скважин опорной сети исходя из коэффициента неоднородности по продуктивным свойствам. Рекомендуемый объем ГДИС с целью определения текущего пластового давления составляет 25 % действующего фонда добывающих скважин. Приведена блок-схема алгоритма формирования опорной сети, учитывающая ввод новых скважин.

Список литературы

1. Методическое руководство «Оптимальный комплекс и периодичность гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений ОАО «АНК «Башнефть» с учетом геологических особенностей и стадий разработки месторождений». – Уфа: Башнефть, 2007. – 36 с.

2. Определение типа фильтрационной пластовой системы месторождения им. Р. Требса методами гидродинамических исследований скважин / В.Н. Федоров, Э.М. Салимгареева, А.Ш. Акберова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 60–63.

3. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000. – 516 с.вЃ  

Представлены результаты проведения работ по интенсификации притока нефти из потенциально продуктивных интервалов баженовской свиты. Актуальными вопросами, помимо самой технологии разработки свиты, остаются создание и адаптация технологий вскрытия, заканчивания скважин, интенсификации притока нефти и др. В статье рассмотрены некоторые из современных технологий многостадийного гидроразрыва пласта.

Нефть баженовской свиты по-прежнему не облагается налогом на добычу полезных ископаемых, а ее высокое качество делает разработку этих запасов привлекательной для ведущих нефтедобывающих компаний. В настоящее время специалистами отрасли ведется поиск эффективной промышленной технологии разработки баженовской свиты, ресурсы и запасы углеводородов в которой, по некоторым оценкам, составляют миллиарды тонн.

В статье в качестве примера рассмотрена скважина, которую после бурения осваивали с применением технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). Пусковой дебит составил 3,6 м³/сут. По техническим причинам процесс освоения занял длительное время, в результате чего произошло неполное разрушение геля ГРП. После падения дебита скважины до нуля были проведены работы по интенсификации притока нефти с использованием кислотной обработки призабойной зоны пласта. Составляющие кислотного состава подбирались с учетом минералогического состава баженовской свиты, температуры пласта ЮК₀, современных требований к интенсифицирующим реагентам и моделирования процесса обработки на фильтрационной установке в условиях, приближенных к пластовым. В работе представлены также результаты дополнительного анализа керна после фильтрационных исследований с применением компьютерной томографии.

Список литературы

1. Баженовская свита – главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России / А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, В.А. Казаненков [и др.]// Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. – 2014. – №2. – http://oilgasjournal.ru/vol_10/kontorovich.html

2. Литвин В.Т., Рязанов А.А., Фарманзаде А.Р. Теоретические аспекты и опыт проведения работ по интенсификации притока нефти на коллекторах баженовской свиты // Нефтепромысловое дело. – 2015. – №5. – С. 24-29.

3. Литвин В.Т., Фарманзаде А.Р., Орлов М.С. Подбор кислотного состава для низкопроницаемых высокоглинистых пластов баженовской свиты (часть 1) // Интернет-журнал «Науковедение». – 2015. – Т.7. – №5. – http://naukovedenie.ru/PDF/214TVN515.pdf

4. Литвин В.Т., Стрижнев К.В., Рощин П.В. Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2015. – Т.10. – №3. – С. 12.

5. The Application of X-ray Micro Computed Tomography (Micro-CT) of Core Sample for Estimation of Physicochemical Treatment Efficiency / M.S. Orlov, P.V. Roschin, I.A. Struchkov, V.T. Litvin // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2015.

6. Литвин В.Т. Обоснование технологии интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты с применением кислотной обработки: дисс… канд. техн. наук. – Санкт-Петербург, 2016.вЃ 

Для увеличения экономической эффективности разработки углеводородного сырья, сокращения прямых капиталовложений, а также создания оптимальных условий для реинвестирования капитала применяются различные методы увеличения нефтеотдачи (МУН) во время всего срока разработки месторождения. Существующие в настоящее время МУН подразделяются на тепловые, физико-химические, газовые, микробиологические, комбинированные методы.

Тепловые МУН являются одними из наиболее распространенных и чаще всего применяются на месторождениях вязкой и высоковязкой нефти. За последнее десятилетие для разработки таких месторождений чаще всего применялись непрерывная закачка пара в пласт, циклическая паротепловая обработка и гравитационное дренирование с закачкой пара (SAGD). Оборудование, применяемое при паротепловом методе добычи нефти, включает парогенераторную установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Парогенераторная установка является одним из ключевых элементов технологической схемы при использовании паротепловых методов добычи нефти, она необходима для получения водяного пара заданных параметров с использованием энергии топлива. Генерация пара происходит за счет сжигания топлива в камере сгорания. Традиционно в качестве топлива применяется жидкое и газообразное углеводородное топливо. Затраты на топливо для генерации пара могут стать значительной статьей расходов при расчете экономических показателей проекта по реализации паротепловых МУН, как в случае с месторождением Бока де Харуко (Республика Куба).

На месторождении Бока де Харуко для добычи высоковязкой нефти применяется циклическая закачка пара. При текущих высоких ценах на газ в Республике Куба актуальным становится вопрос поиска альтернативных технологий генерации пара, к которым в частности относятся возобновляемые источники энергии. Географическое расположение месторождения делает его крайне перспективным для использования солнечной энергии в процессе генерации пара.

В статье рассмотрены ключевые аспекты применения солнечных концентраторов для генерации пара с целью его дальнейшей закачки в пласт на месторождении Бока де Харуко.

Список литературы

1. Юдин Е.В., Петрашов О.В., Осипов А.В. Результаты опытно-промышленных работ по извлечению природных битумов из гидрофобных трещиноватых карбонатных пород на примере месторождения Бока де Харуко // Материалы Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 16-18 октября, 2017, Москва // SPE 187683-RU. – 2017.

2. Solar Thermal Electricity Global Outlook 2016. – http://www.solarpaces.org/ new-web-nasertic/images/pdfs/GP-ESTELA-SolarPACES_Solar-Thermal-Electricity-Global-Outlook-2016_Executive-Summary.pdf

3. Электронный ресурс Open Energy Information: https://openei.org/wiki/InformationвЃ 

Для многих нефтегазодобывающих предприятий актуальной является проблема качественного подбора геолого-технических мероприятий (ГТМ) с целью поддержания уровня добычи нефти. В статье предложен методический подход к решению задачи предварительной оценки эффективности планируемых ГТМ с использованием деревьев решений. Стандартная методика построения деревьев решений предполагает рекурсивный алгоритм выбора наиболее влияющего фактора и поиск лучшего разделения исходной выборки данных на две новые в зависимости от значения данного фактора. Проблемой методики является усложнение оценки влияния на эффективность ГТМ каждого из факторов. Кроме того, сложность алгоритмов построения деревьев решений требует наличия специального программного обеспечения либо навыков программирования, а также определенного уровня подготовки инженера.

Вследствие специфики исходных данных для анализа влияния факторов на эффективность ГТМ можно упростить алгоритмы построения деревьев решений. Предлагаемая упрощенная методика имеет прозрачный механизм работы, реализация которого не вызывает особой сложности в распространенных табличных редакторах. Результатом анализа с применением упрощенной методики построения деревьев решений выступают количественные критерии подбора скважины для обработки. В качестве примера приведен анализ эффективности проведенных кислотных гидравлических разрывов пласта, определены количественные критерии для дальнейшего подбора скважин-кандидатов.

Предложен способ ранжирования скважин по прогнозируемой эффективности обработки в зависимости от значений влияющих факторов, при этом вычисленный ранг скважины в свою очередь является достаточным фактором для подбора скважины, так как содержит значения остальных факторов. Показан пример построенной карты благоприятных и неблагоприятных зон для проведения ГТМ.

Список литературы

1. Пичугин О.Н., Прокофьева Ю.З., Александров Д.М. Деревья решений как эффективный метод анализа и прогнозирования // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 11. – С. 69 –75.

2. Пичугин О.Н., Соляной П.Н., Фатихова Ю.З. От «работы над ошибками» – к прогнозированию эффективности мероприятий // Нефть. Газ. Новации. – 2012. – № 3. – С. 28–31.

3. http://statsoft.ru/home/textbook/modules/stclatre.html.

4. Кафтанников И.Л., Парасич А.В. Особенности применения деревьев решений в задачах классификации // Bulletin of the South Ural State University. Ser. Computer Technologies, Automatic Control, Radio Electronics. – 2015 – V. 15. – № 3. – P. 26 –32.

5. Мельников Г.А., Губарев В.В. Метод построения деревьев регрессии на основе муравьиных алгоритмов // Доклады ТУСУРа. – 2014. – № 4 (34). – С. 72–78.вЃ 

Основным методом извлечения остаточной нефти пласта АВ_4-5 Самотлорского месторождения является бурение боковых горизонтальных стволов (БГС). В статье рассмотрена возможность использования в данных скважинах устройств контроля притока. Целью применения технологии является предотвращение преждевременного выбытия скважин по причине высокой обводненности, а также увеличение накопленной добычи нефти за счет извлечения запасов, которые не могут быть добыты при использовании традиционных методов заканчивания. Исходя из конструктивных особенностей, для геологических условий объекта рассмотрены устройства контроля притока пассивного типа. Оценка эффективности их применения осуществлялась на основе секторного гидродинамического моделирования. Детальная модель исследуемого участка позволила выделить в пласте тонкие глинистые перемычки, влияющие на поток воды от нагнетательных скважин к добывающим и распределение остаточных запасов в пласте. Выполненная технико-экономическая оценка показала потенциальную эффективность установки устройств контроля притока в части скважин. На примере скважин Самотлорского месторождения показано, что для успешного применения этих устройств на промысле необходим индивидуальный подход к выбору участка пласта для бурения и проводки скважин. Внедрение устновок контроля притока сопряжено с большими капитальными затратами, поэтому должно быть обосновано многовариантными расчетами на секторной гидродинамической модели. В статье представлены основные аспекты успешного применения рассматриваемых устройств с учетом особенностей пласта АВ_4-5 Самотлорского месторождения. Предложена последовательность действий при обосновании целесообразности применения технологии.

Список литературы

1. Autonomous valve, a game changer of inflow control in horizontal wells / V. Mathiesen [et al.] // SPE 145737-MS. – 2011.

2. Влияние эксплуатационной надежности на эффективность интеллектуальных компоновок / И.М. Гребенкин [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 12.

3.Test of new generation of flow control unit able to prevent the gas breakthrough in oil wells / S.V. Delia [et al.] // SPE 178417-RU. – 2015.

4. Семенов А.А., Исламов Р.А., Нухаев М.Т. Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 20–23. 

Рассмотрена проблема борьбы с интенсивным образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в условиях месторождения им. Р. Требса. Выделены и описаны характерные особенности проявления данного осложнения на месторождении. Оценена эффективность применяемых технологий борьбы с АСПО и предпринята попытка повысить эффективность технологии без негативного влияния на процесс добычи нефти. Показано, что применение технологии подогрева скважинной продукции нагревательным кабелем для предотвращения образования парафиновых отложений более эффективно, чем технологии удаления отложений скребками. Основное внимание уделено комплексному решению задачи повышения эффективности технологии, основанному на анализе промысловой информации и построении математической модели. Предложен подход к моделированию температуры добываемой продукции при работающем внутри насосно-компрессорных труб греющем кабеле. Обобщен практический опыт, приобретенный при испытании технологий удаления парафиновых отложений скребками и подогрева продукции греющим кабелем в условиях месторождения им. Р. Требса. На основании проведенного исследования определены режимы работы добывающих скважин, при которых интенсивность проявления АСПО минимальна и максимальна. В заключение предложен способ повышения эффективности применения технологии подогрева жидкости греющим кабелем путем снижения энергопотребления для различных параметров эксплуатации скважин. Построена номограмма для оперативного принятия решения в условиях изменяющихся режимов работы скважин. Преимуществом предлагаемой модели являетя использование минимального количества входных параметров, характеризующих режим эксплуатации скважины, для точной и оперативной оценки режима работы греющего кабеля. Приведены результаты экономической оценки технологии.

Список литературы

1. Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. Нефтепромысловая химия. – Т. 5. – М.: Интерконтакт Наука, 2009. – 475 с.

2. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова А.И. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождения. – М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство». – 2010. – 240 с.

3. Ковригин Л.А., Макиенко Г.П., Акмалов И.М. Нагревательные кабели и управление температурным полем нефтяных скважин // Инженер. – 2000. – № 3. – С. 18-20.

4. Venkatesan R., Creek J.L. Wax deposition during production operations: SOTA // SPE 18798-MS, – 2007.вЃ 

При существующих традиционных технологических схемах системы добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на объектах нефтегазодобывающих предприятий неизбежны потери низкомолекулярных углеводородов (С₁–С₅), а также утечка кислых компонентов – легколетучих сераорганических (CH₃SH, C₂H₅SH – метил- и этилмеркаптаны) и неуглеводородных (H₂S, СО₂) соединений, входящих в состав нефтяного газа. С целью уменьшения уноса нефтяного газа из аппаратов на объектах ПАО «Татнефть» проведены технико-технологические и организационные мероприятия: монтаж распределителей потоков для равномерной загрузки сепараторов газожидкостной смесью; монтаж устройств для предварительного отбора газа и ввода его в газовое пространство сепараторов; монтаж концевых делителей фаз и трубных газовых коалесцентров для предварительного отбора газа перед сепараторами; внедрение каплеуловителей и сбор капельной нефти в емкости.

В статье рассмотрены основные источники и виды технологических потерь нефтяного газа, которыми являются предохранительные клапаны, требующие периодической проверки; технологические аппараты, эксплуатация которых предусматривает прохождение освидетельствования; сточные воды. Нормативы технологических потерь нефтяного газа необходимы для использования в расчетах валовой добычи нефти, при установлении платежей за пользование природными ресурсами и недрами, а также для исключения загрязнения окружающей среды. В связи с этим для объективной оценки непреднамеренного уноса ценных углеводородных компонентов необходимо проводить периодическое определение технологических потерь нефтяного газа на нефтепромысловых объектах. Разработана и предложена к применению на нефтепромысловых объектах новая методика выполнения расчетов технологических потерь нефтяного газа на месторождениях Республики Татарстан, которая утверждена Казанским филиалом НО Ассоциация «Ростехэкспертиза» и рекомендована к использованию исполнителям расчетов потерь на нефтегазодобывающих предприятиях и в малых нефтяных компаниях.

Список литературы

1. ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования». – М.: Стандартинформ, 2005.

2. ГОСТ Р 8.647-2008 «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр». – М.: Стандартинформ, 2009.

3. Хамидуллина Ф.Ф., Газизов А.А. Исследования влияния остаточного содержания газа в нефти на показания расходомеров на объектах сбора, приема-сдачи на ДНС-6А ОАО «Шешмаойл» // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 12. – С. 185–189.

4. Разработка технологического регламента предварительного сброса пластовой воды и перекачки газожидкостной смеси на Тумутукском месторождении / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин, Р.М. Фатхутдинова, Р.Ф. Валиев // Технологии нефти и газа. – 2012. – № 6. – С. 45–52.

5. Хамидуллина Ф.Ф., Хамидуллин Р.Ф. Исследования влияния остаточного содержания газа в нефти на показания расходомеров на объектах сбора, приема-сдачи // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ. – 2013. – № 2. – С. 64–69.вЃ 

В статье обобщен опыт работ, выполненных ПАО «Транснефть» для увеличения объемов транспортировки нефтепродуктов за счет перепрофилирования избыточных мощностей нефтепроводов в нефтепродуктопроводы. Для реализации данной программы ООО «НИИ Транснефть» разработаны и реализованы на практике технические решения, включающие порядок очистки внутренней поверхности трубопроводов линейной части нефтепроводов и технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций от остатков нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), подбор по результатам экспериментальных исследований эффективных химических растворителей АСПО, методологию оценки готовности трубопроводов к транспортировке нефтепродуктов по анализу изменения качественных характеристик контрольных нефтепродуктов.

Основной причиной изменения качества нефтепродуктов при транспортировке по нефтепроводам, не прошедшим специальную подготовку, является их взаимодействие с остатками нефти и АСПО, образующимися на внутренних поверхностях труб. Для обеспечения очистки стенок трубопроводов от отложений для каждого участка нефтепровода на основе анализа состава и структуры отложений подбирались химические растворители и проводилась их апробация в лабораторных условиях для выработки обоснованных технических решений. Технические решения по подготовке линейной части нефтепроводов и технологических трубопроводов насосных станций предусматривали применение комплексных подходов в зависимости от условий выполнения работ. При очистке трубопроводов линейной части наряду с химическими реагентами применялись очистные устройства, а для технологических трубопроводов промывка химическими реагентами сочеталась с пропаркой насосного оборудования и запорной арматуры. В результате выполненных работ 2450 км трубопроводов, 10 нефтеперекачивающих станций и 2 нефтебазы морских портов переведены под транспортировку нефтепродуктов.

Список литературы

1. http://www.cbr.ru/statistics/default.aspx?Prtid=dfo_table.

2. Сапсай А.Н. Интервью. Проекты «Север» и «Юг» не менее значимы, чем ТС «ВСТО» // Трубопроводный транспорт нефти. – 2015. – № 12. – С. 10–11.

3. Щербанин Ю.А. Поставка нефти и нефтепродуктов на экспорт: потоки, направления, конкуренция видов транспорта. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2017. – № 3. – С. 22–27.

4. Nazarov V. Transneft Optimistic on Russian Oil Products Export // Nefte Compass. – 2016.  – June 30. – Thursday – http://www.energyintel.com/

/pages/login.aspx?fid=art&DocId=929185.

5. Тимофеев Ф.В., Ляпин А.Ю., Кузнецов А.А. Подготовка нефтепроводов к транспортировке товарных топлив // Трубопроводный транспорт – 2016: материалы XI Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – С. 179–181.

6. Тимофеев Ф.В., Кузнецов А.А., Олудина Ю.Н. Химмотологические аспекты применения растворителей для удаления АСПО с внутренней поверхности нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – C. 90–97.

7. Из первых рук. Интервью с Н.П. Токаревым, М.С. Гришаниным [и др.] // Трубопроводный транспорт нефти. – 2016. – № 2. – С. 4–9.

8. Опыт экспериментально-практических мероприятий по подготовке линейной части нефтепровода к транспортировке дизельного топлива экологического класса 5 по ТР ТС 013/2011 / А.Н. Ченцов, Ф.В. Тимофеев, Р.Р. Мухаметшин, С.Н. Замалаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 3. – С. 32–38.

9. Олудина Ю.Н., Тимофеев Ф.В. Оценка эффективности средств удаления АСПО, применяемых при подготовке нефтепроводов к транспортировке светлых нефтепродуктов // Трубопроводный транспорт – 2017: материалы XII Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. – C. 150–152.

10. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, Б.Н. Мастобаев, А.М. Шаммазов, Э.М. Мовсум-заде. – С-Пб.: Недра, 2012. – 358 с.

11. Хасанова К.И., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н. Повышение эффективности применения средств и методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в процессе транспорта нефти по магистральным трубопроводам // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2013. – № 3. – С. 7–12.

12. Перевод на транспортировку дизельного топлива нефтепровода и оборудования, применяемого на объектах ОАО «АК «Транснефть» / П.А. Ревель-Муроз, А.А. Поляков, Я.М. Фридлянд [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 2. – С. 16–20.

13. Методы обнаружения, предотвращения образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений на магистральных нефтепроводах / М.Н. Казанцев, Ф.В. Тимофеев, С.Н. Замалаев, М.Р. Гильманов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 3. – C. 50–56.

14. Анализ качества горючего / В.В. Каук, А.Н. Приваленко, Ф.В. Тимофеев [и др.]. – М.: Ульяновский Дом печати, 2008. – 695 с.вЃ 

Для поддержания объема добычи нефти и газа с каждым годом увеличивается число нефтяных и газовых скважин. Наращивается строительство буровых площадок и соответственно пропорционально возрастает количество шлама и отработанного бурового раствора – попутных отходов при добыче нефти, подлежащих утилизации. Отмечена опасность привнесения химических веществ в различные природные среды из промышленно-антропогенных источников на примере буровых шламов с месторождений Томской области (Парабельский и Каргасокский районы). Более половины всех образующихся отходов нефтегазодобывающей промышленности составляют отходы бурения, являющиеся разновидностью отходов горнодобывающей промышленности (вскрышных, вмещающих пород и им подобных). Экологами ведется активная борьба, направленная на ужесточение российского законодательства с учетом опыта других стран.

В статье рассмотрены четыре направления (мероприятия) по обеспечению экологической безопасности при размещении буровых шламов. Определено, что при осуществлении государственного и производственного экологического контроля качества природных и сточных вод могут быть применены методы биотестирования, которые изложены в РД 118-02-90 «Руководство по определению методом биотестирования токсичности вод, донных отложений, загрязняющих веществ и буровых растворов». Биотестирование наряду с физико-химическими методами применяется при установлении нормативных требований к качеству вод и предназначен для использования Министерством природных ресурсов Российской Федерации, его территориальными органами и подведомственными организациями, а также научно-исследовательскими, проектными и производственными организациями, имеющими разрешение на проведение работ по биотестированию.

В подтверждение значимости рассмотренного направления работы представлены два способа биотестирования с результатами, позволяющими относить отходы к 4 классу опасности и вносить изменения нормативные документы с целью сохранения качественной природной среды.

Список литературы

1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. – М.: 1999. – 424 с.

2. Пиковский Ю.И., Исмаилов Н.М., Дорохова М.Ф. Основы нефтегазовой геоэкологии / под ред. А.Н. Геннадиева. – М.: ИНФРА-М, 2015. – 400 с.

3. Беляков А.Ю. Оценка токсичности буровых шламов и эколого-функциональные особенности выделенных из них микроорганизмов: дис…канд. биол. наук. – Саратов, 2014. – 173 с.

4. Ягафарова Г.Г., Барахнина В.Б. Утилизация экологически опасных буровых отходов // Нефтегазовое дело. – 2006. – № 2. – С. 48–61.

5. Крючков В.Н., Курапов А.А. Оценка влияния отходов бурения на гидробионтов // Вестник Астраханского гос. технического университета. Сер. Рыбное хозяйство. – 2012. – № 1. – С 61–65.

6. BenkaCoker M.O., Olumagin A. Waste drilling fluid-utilising microorganisms in a tropical mangrove swamp oilfield location // Bioresource Technol. – 1995. – № 53. – P. 211–215.

7. Okpokwasili G.C., Nnubia C. Effects of drilling fluids on marine bacteria from a Nigerian offshore oilfield // Environ. Intern. – 1995. – V. 19. – № 6. – P. 923–929.

8. Halla S. Update on Directive 050: Drilling Waste Management. – 2007. – 167 р.

9. Veil J.A. Evolution of slurry injection for management of drilling wastes // Environ. Protect. – 2003. – № 1. – P. 20.

10. Гаранина С.Н. Действие отходов бурения на фитопланктон // Первый конгресс ихтиологов России, Астрахань, сент. 1997 г. – М.: ВНИРО,1997. – 412 с.

11. Рядинский В.Ю., Денеко Ю.В. Способы утилизации буровых отходов // Горные ведомости. – 2004. – №4. – С. 82–90.

12. Азарова С.В., Язиков Е.Г., Ильинских Н.Н. Оценка экологической опасности отходов горнодобывающих предприятий Республики Хакасия с применением метода биотестирования // Известия ТПУ. – 2004. – № 4. – С. 55–59.вЃ 

Загрязнение вод в результате разливов нефти и нефтепродуктов в морях арктического региона неизбежно ведет к значительным нарушениям экосистем Арктики, а также приводит к негативным социальным, экономическим и геополитическим последствиям. Задача эффективной ликвидации аварийных разливов на арктическом шельфе приобретает все большую актуальность для отечественных кампаний нефтегазовой отрасли, реализующих «Стратегию развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года».

С конца ХХ века в мировой практике в качестве метода ликвидации аварийных разливов нефти в ледовых арктических условиях применяются диспергенты – поверхностно-активные вещества, ускоряющие процесс естественной дисперсии нефти в толще морской воды за счет ослабления межфазного натяжения на границе фаз нефть – вода. Под действием энергии смешивания, возникающей от движения волн, диспергенты воздействуют на нефтяную пленку, разделяя ее на глобулы размером от 1 до 5 мкм, которые в дальнейшем утилизируются психрофильными бактериями или осаждаются на дно. В то же время особенностью диспергентов является их «точечная» применимость, т.е. эффективность диспергента одного и того же состава в значительной степени зависит от гидрометеорологических условий, солености морской воды, состава нефти и изменения ее вязкости нефти при остывании или выветривании. Эта особенность требует от разработчиков рецептур диспергентов и заинтересованных компаний нефтяной отрасли проведения значительного объема экспериментальных исследований для определения эффективности диспергентов в конкретных условиях применения.

В статье представлены результаты анализа наиболее распространенных в мировой практике методов определения эффективности диспергентов, с точки зрения применимости таких поверхностно-активных веществ для ликвидации аварийных разливов нефти в ледовых морях арктического региона. Сформулированы требования к методам определения эффективности диспергентов в ледовых условиях. Предложена концепция развития методов и средств определения эффективности диспергентов для ликвидации аварийных разливов нефти в арктических акваториях.

Список литературы

1. Ликвидация аварийных разливов нефти в ледовых морях / М.Н. Мансуров, Г.А. Сурков, В.И. Журавель (и др.) – М: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 423 с.

2. Determination of the Limiting Oil Viscosity for Chemical Dispersion at Sea / K. Colcomb, D. Salt, M. Peddar, A. Lewis // International Oil Spill Conference Proceedings. – 2005. – Р. 53–58.

3. Bonner J., Page C., Fuller C. Meso-scale Testing and Development of Test Procedures to Maintain Mass Balance // Marine Pollution Bulletin. – 2003. – V. 47(9-12). – P. 406–414.

4. Fingas M., Decola E. Oil Spill Dispersant Effectiveness Testing in OHMSETT February – March 2006. – Anchorage, Alaska, 2006. – 55 p.

5. Droplet Breakup in Subsurface Oil Releases / P.J. Brandvik, Ø. Johansen, F. Leirvik [et al.]. – Part 1: Experimental Study of Droplet Breakup and Effectiveness of Dispersant Injection // Marine Pollution Bulletin. – 2013. – V. 73(1). – P. 319–326.

6. Becker K.W., Coker L.G., Walsh M.A. A Method for Evaluating Oil Spill Dispersants – Exxon Dispersant Effectiveness Test (EXDET) // Ocean Technologies and Opportunities in the Pacific for the 90’s Conference Proceedings. – 1991. – P. 1486–1490.

7. Flow Dynamics in Eccentrically Rotating Flasks Used for Dispersant Effectiveness Testing / V.J. Kaku, M.C. Boufadel, A.D. Venosa, J. Weaver //Environmental Fluid Mechanics. – 2006. – V. 6(4). – P. 385–406.

8. Bocard C., Castaing G. Dispersant Effectiveness Evaluation in a Dynamic Flow-through System: The IFP Dilution Test // Oil and Chemical Pollution. – 1986. – V. 3. – P. 433–444.

9. Oil in Ice – JIP Report No. 19 / P.J. Brandvik, J.L.M. Resby, P.S. Daling [et al.] // Meso-Scale Weathering of Oil as a Function of Ice Conditions. Oil Properties, Dispersibility and In Situ Burnability of Weathered Oil as a Function of Time. – 2010.

10. Laboratory Testing of Dispersants Under Arctic Conditions / P.J. Brandvik, O.O. Knudsen, M.O. Modestad, P.S. Daling // The Use of Chemicals in Oil Spill Response. – 1995.

11. Mackay D., Szeto F. Effectiveness of Oil Spill Dispersants – Development of a Laboratory Method and Results for Selected Commercial Products // Institute of Environmental Studies: University of Toronto. – 1984.

12. Daling P.S., Lichtenthaler R.G. Chemical Dispersion of Oil, Comparison of the Effectiveness Results Obtained in Laboratory and Small-scale Field Tests // Oil and Chemical Pollution. – 1986. – V. 3. – P. 19–35.

13. Cox G.C., Schultz L.A. Dispersant Effectiveness under Arctic Conditions, Including Ice. Proceedings of the Forth Arctic and Marine Oil Spill Program (AMOP) // Technical Seminar, Edmonton, Alberta, Environment Canada, Ottawa. – 1981.вЃ