В статье представлены результаты анализа крупнейших сегментов российского рынка нефтесервисных услуг: бурение, текущий и капитальный ремонт скважин (ТКРС), геофизические исследования скважин (ГИС). Для анализа и прогнозирования состояния рынка нефтесервисных услуг России предложена последовательность этапов: анализ отдельного сегмента нефтесервисного бизнеса и его показателей; анализ энергетической стратегии России; выявление трендов, влияющих на рынок нефтесервисных услуг; определение факторов, влияющих на развитие рынка; прогнозирование объемов рынка. Для прогноза показателей рынка нефтесервисных услуг использован сценарный метод планирования. Выявлены общие факторы, которые необходимо учитывать при разработке сценария развития нефтесервисной отрасли в целом, ключевыми из которых являются объем добычи углеводородов; мировые цены на нефть; геополитическая ситуация; уровень развития технологий и инноваций; темпы роста цен на нефтесервисные услуги; меры государственного регулирования. Для каждого из трех сегментов рынка (бурение, ТКРС и ГИС) проведен анализ специфических факторов, которые определяют сценарии развития данного сегмента. На основании анализа этих факторов, отраслевых тенденций, аналитических обзоров даны прогнозы объемов рынка в рассматриваемых сегментах нефтесервисного бизнеса России на период до 2030 г. Согласно выполненным расчетам, объемы бурения до 2030 г. увеличатся, но тенденция падения темпов роста объемов бурения в средне- и долгосрочной перспективе сохранится. На рынке ТКРС к 2030 г. прогнозируется рост количества ремонтов и цен. Рынок в среднем будет расти на 9 % ежегодно. Аналогично рынок ГИС будет показывать устойчивый рост.

Список литературы

1. Клещина М.Г. Экономическое прогнозирование. – М.: ИД МИСиС, 2012. – 88 c.

2. Антропова А.С., Павловская А.В. Формирование эффективного рынка нефтегазового сервиса: мировой и отечественный опыт. – Ухта: УГТУ, 2016. – 102 с.

3. Волкодавова Е.В., Томазова О.В. Систематизация факторов развития российского рынка нефтесервисных услуг // Гуманитарные, социально-экономические и общественные науки. – 2015. – №11-2. – С. 20–24.

4. Симонов К. О путях развития отечественного нефтесервиса // Oil & Gas Journal Russia. – http://ogjrussia.com/mneniya-ekspertov/Simonov_08_10.

5. Аналитический отчет «Delloite»: Обзор нефтесервисного рынка России – 2018. – https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/ru/Documents/energy-resources/Russian/oil-gas-russia-....

6. Аналитический отчет RPI: «Состояние и перспективы развития нефтесервисного рынка России». – http://www.rpi-research.com/content/OFS_Market_sample_RU.pdf.

7. Аналитический отчет компании «ССК»: Обзор состояния нефтесервисного рынка РФ. –

http://www.oilgascongress.ru/www_rpgc/files/7c/7c655d18-fb19-47cf-b78a-c40cc57923b8.pdf

8. Технология за Круглым Столом: Буровые подрядчики // ROGTEC. – https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2018/04/02_Technology-Roundtable-Drilling-Contractors.....

9. Министерство экономического развития после решения ОПЕК+ повысило прогноз добычи нефти в России в 2018 году // Интерфакс. – https://www.interfax.ru/business/619673.

10. Медведева Н. Российский нефтесервис // Нефтегаз. –

https://neftegaz.ru/analisis/view/8496-Rossiyskiy-nefteservis

11. Шамуков Р. Буровая карта России. Обзор рынка буровых услуг в России // Сибирская нефть. – 2017. – №7/144. – С. 52–57.

12. Динамика цен на нефть с 1990 г. https://tass.ru/ekonomika/1572991

Реализация геолого-разведочных проектов на континентальном шельфе сопряжена с высокими технологическими, финансовыми, репутационными и экологическими рисками. Для сокращения и предотвращения отрицательных последствий, влияющих на реализацию проекта, необходимо внедрение современных и инновационных систем управления, которые позволяют повысить качество профессиональной безопасности и принимаемых управленческих решений, снизить инвестиционную и технологическую нагрузку на проект, экологическую нагрузку на окружающую среду. Одной из таких систем управления, является система управления рисками.

В статье представлен опыт ООО «РН-Шельф-Арктика и ООО «РН-Эксплорейшн», дочерних геолого-разведочных предприятий ПАО «НК «Роснефть», по разработке и внедрению процесса управления рисками проектов геологоразведки на шельфе арктических, южных и дальневосточных морей. Подробно изложен процесс управления рисками проектов, адаптированный к специфике геолого-разведочных проектов, реализуемых на континентальном шельфе. Последовательно рассмотрена реализация каждого из этапов данного процесса, таких как идентификация, качественная и количественная оценка рисков, планирование реагирования на риски, мониторинг и контроль. Особое внимание уделено анализу выявленных рисков, их группировке и приоритизации. Подробно показаны направления анализа, такие как уровень риска, динамика его изменений, статус риска. Представлен формат консолидированного отчета с описанием процесса его формирования, с примерами индикаторов риска и графического отображения результатов проведенного анализа. Приведены основные результаты, полученные при формировании системы управления рисками проектов как составной части системы управления проектами и финансово-хозяйственной деятельностью обществ.

В статье показано влияние пористости, возникшей в результате трансформации органического вещества (или пустотное пространство в текстуре керогена), на аккумуляцию углеводородов. Согласно классическим представлениям основная функция нефтегазоматеринских толщ - генерация углеводородов. Однако в последнее время выявлены нефтегазоматеринские толщи, которые являются не только источником образования углеводородов, но и местом их аккумуляции. Поры в текстуре керогена этих толщ вносят значительный вклад в объем пустотного пространства новообразованных резервуаров и, как следствие, увеличивают их ресурсный потенциал. В качестве примера этого явления в нефтегазоносных провинциях Российской Федерации можно назвать толщи баженовской и хадумской свит, доманикового горизонта и др., которые представляют собой гибридные феномены, сочетающие как традиционные, так и нетрадиционные скопления углеводородов. На примере анализа образцов органического вещества пород, отобранных из двух скважин в южной части Предуральского краевого прогиба (скв. 35 Чиликсайская, 176 Теректинская) методом Rock-Eval рассмотрены причины проявления удерживающей способности углеводородов как минеральной матрицей, так и керогеном материнской породы, а также показано влияние поверхности керогена на удерживание углеводородов. Дана количественная оценка органической пористости изученных пород, позволяющая определить прогнозируемые объемы удерживания углеводородов, сгенерированных в процессе катагенеза. По результатам исследований установлено, что на умеренных глубинах залегания материнских пород выброс углеводородов формирует пористую поверхность, удерживающую прежде всего компоненты повышенной молекулярной массы и полярности. Отрываются от поверхности керогена в первую очередь легкие и насыщенные углеводороды, и только затем тяжелые. Однако в глубокопогруженных горизонтах при повышенной температуре превалирующим становится процесс десорбции. В таких условиях влияние уровня развития порового пространства снижается. Повышенные температуры усиливают десорбцию углеводородов настолько, что влияние на процесс адсорбции органического порового пространство нивелируется.

Список литературы

1. Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы (Восточная Сибирь) / В.Ю. Керимов, А.В. Бондарев, А.В. Осипов, С.Г. Серов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 39–42.

2. Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia / V.Yu. Kerimov, A.L. Lapidus, N.S. Yandarbiev [et al.]// Solid Fuel Chemistry. – 2017. – V. 51. – Part 2. – P. 122–130.

3. Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in alpine mobile belt basins / V.Y. Kerimov, M.Z. Rachinsky, R.N. Mustaev, A.V. Osipov // Doklady Earth Sciences. – 2017. – № 476 (1). – С. 1066–1068.

4. Environment for the formation of shale oil and gas accumulations in low-permeability sequences of the Maikop series, Fore-Caucasus / V.Yu. Kerimov, R.N. Mustaev, N.Sh. Yandarbiev, E.M. Movsumzade // Oriental Journal of Chemistry. – 2017. – № 33 (2). – С. 879–892.

5. 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.

6. Generation and accumulation of hydrocarbons at great depths under the earth's crust / I.S. Guliyev, V.Y. Kerimov, A.V. Osipov, R.N. Mustaev // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 1. – С. 4–16.

7. Generation and conditions formation of hydrocarbon deposits in kyulong basin by simulation results hydrocarbon systems / R.N. Mustaev, W.N. Hai, V.Y. Kerimov, E.A. Leonova // Geomodel 2015 – 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. – EAGE, 2015. – P. 212–216.

8. Chen F., Lu Sh., Ding X. Organoporosity Evaluation of Shale: A Case Study of the Lower Siluian Longmaxi Shale in Southeast Chongqing, China // Hindawi Publishing Corporation Scientific World Journal. – 2014. – V. 2014. – P. 1–9.

9. Modica C.J., Scott G. Lapierre Estimation of kerogen porosity in source rocks as a function of thermal transformation: Example from the Mowry Shale in the Powder River Basin of Wyoming // AAPG bulletin. – 2012. – V. 96. – № 1. – P. 87–108.

10. Morphology, genesis, and distribution of nanometerscale pores in siliceous mudstones of the Mississippian Barnett Shale / R.G. Loucks, R.M. Reed, S.C. Ruppel, D.M. Jarvie // Journal of Sedimentary Research. – 2009. – V. 79. – P. 848–861.

11. Preliminary classification of matrix pores in mudrocks / R.G. Loucks, R.M. Reed, S.C. Ruppel, U. Hammes // Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions. – 2010. – V. 60. – P. 435–441.

12. Методические приемы уточнения пиролитических параметров для объективной оценки геологических ресурсов нефти в баженовской свите Западной Сибири / И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, И.Ю. Балабан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 80–85.

13. Методические подходы к подсчету запасов и оценке ресурсов баженовской свиты / И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, А.В. Постников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 28–32.

14. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Формы захвата свободных углеводородов керогеном // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2013. – № 10. – С. 418–425.

15. Pepper A.S., Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: Oil and Gas generation from kerogen // Marine and Petroleum Geology. – 1995. – V. 12. –  № 3. – P. 291–319.

16. A methodology for estimating the organic porosity of the source rocks at the mature stage: example from the marlstone in the Shulu Sag, Bohai Bay Basin / Q. Li, Z. Jiang, X. You [et al.] // Arabian Journal of Geosciences. – 2016. – V. 9. – Iss. 6. – 11 p.

В статье представлены результаты переобработки данных сейсморазведки 3D, полученных на одном из лицензионных участков ПАО «НК «Роснефть», находящемся на шельфе Охотского моря. Показано, что применение в графе обработки современных алгоритмов подавления кратных волн и расширение частотного спектра позволяют улучшить прослеживаемость и динамическую выраженность отражающих горизонтов. Наличие аномалий, связанных с газонасыщенными толщами, сильно осложняет построение сейсмического изображения, а также проведение интерпретации данных в этих областях. «Газовые» аномалии характеризуются низким уровнем амплитуд, прогибанием и прерывистостью осей синфазности, следовательно, ухудшают динамику сейсмических отражений и влияют на структурный фактор, создавая так называемые «области тени». В рассматриваемом материале присутствуют два типа подобных аномалий: как и достаточно мощные и протяженные газонасыщенные пласты, так и практически вертикальный «столб» в центре северного купола месторождения. Для обоснованного решения данной задачи применено сейсмогеологическое моделирование, которое позволило сформировать представление о влиянии подобных аномалий на сейсмические данные и корректно скомпенсировать это влияние при построении глубинно-скоростной модели и сейсмического изображения исследуемого участка. Разработанный граф переобработки 3D данных, нацеленный на решение всех вышеперечисленных проблем, дал возможность получить итоговые данные с сохранением истинного относительного соотношения амплитуд для динамического анализа и хорошей прослеживаемостью отражающих горизонтов для структурного анализа.

Список литературы

1. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. – М.: Научный мир, 2010. – 276 с.

2. Разработка методики ослабления кратных волн и пример ее применения на данных, полученных в различных зонах акватории Баренцева и Карского морей / М.С. Денисов, А.А. Кобзов, Е.Л. Музыченко [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2017. – № 1. – C. 5–12.

3. Berryhill J.R., Kim Y.C. Deep-water peg legs and multiples: Emulation and suppression // Geophysics. – 1986. – V. 51. – P. 2177–2184.

4. Verschuur D.J., Berkhout A.J. Estimation of multiple scattering by iterative inversion. – Part II. Practical aspects and examples // Geophysics. – 1997. – V. 62. – P. 1596–1611.

5. Филимонов А.В., Горбачев С.В., Мясоедов Н.К. Широкополосная обработка сейсморазведочных данных 3D на примере шельфа Черного моря // Вестник Роснефти. – 2016. – № 4. – С. 36–39.

6. Горбачев С.В., Яковлев А.П. Моделирование сейсмосъемок – инструмент повышения эффективности сейсморазведки // Oil & Gas Journal Russia. – 2011. – № 10 (54). – С. 84–87.

7. Biondi B., Palacharla G. 3-D prestack migration of common-azimuth data: Geophysics // Soc. Of Expl. Gephys. – 1996. – V. 61. – P. 1822–1832.

Большинство нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири характеризуется сложными горно-геологическими условиями. Бурение скважин на минерализованном хлоридом натрия буровом растворе на водной основе зачастую не позволяет обеспечить потенциальную продуктивность добывающих скважин. Повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов можно добиться путем применением растворов на углеводородной основе. Однако использование таких растворов требует особых мер по обеспечению промышленной и экологической безопасности, не всегда экономически оправдано, в том числе из-за наличия осложнений, характерных для выбранных конструкции скважин и технологии бурения. Потенциал совершенствования минерализованных буровых растворов на водной основе, с точки зрения обеспечения качества первичного вскрытия, в настоящее время не исчерпан. Основываясь на результатах современных научных исследований и используя новые материалы и реагенты, буровые растворы на водной основе можно совершенствовать.

В статье представлено теоретическое обоснование и приведены результаты физического моделирования состава солевой основы бурового раствора. Работа нацелена на использование возможного положительного эффекта от применения в составе бурового раствора хлорида магния как вещества, способствующего загущению фильтрата бурового раствора, ингибированию глин и сохранению фильтрационных свойств продуктивного пласта. Результаты проведенных экспериментов, лабораторных и опытно-промышленных работ свидетельствуют об имеющемся потенциале буровых растворов на водной основе для повышения качества вскрытия нефтегазонасыщенных продуктивных пластов месторождений Восточной Сибири со сложными горно-геологическими условиями.

Список литературы

1. Николаева Л.В., Васенёва Е.Г., Буглов Е.Н. Особенности вскрытия продуктивных горизонтов на нефтяных месторождениях Восточной Сибири // Вестник ИрГТУ. – 2012. – № 9. – С. 68–71.

2. Ахметзянов Р.Р., Жернаков В.Н. Совершенствование рецептуры бурового раствора для первичного вскрытия терригенных отложений Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 80–82.

3. Строительство рекордной многоствольной скважины с большим отходом от вертикали на месторождении ОАО «НОВАТЭК» в акватории Тазовской губы / И.В. Шокарев, Р.Н. Сулейманов, А.Р. Гулов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2011. – № 12. – С. 25–32.

4. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. 3-е изд. – Краснодар, 2016. – 382 с.

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

6. Межчастичные взаимодействия в буровых растворах на водной основе и рекомендации по управлению их свойствами / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.Д. Норов [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. – 2015. – № 4. – С. 65–66.

7. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. – М.: Недра, 2007. – 592 с.

Одним из основных структурных элементов шельфа южного Вьетнама является Меконгская впадина, имеющая вид асимметричного грабена. С юга и юго-востока впадина ограничена зоной поднятий Коншон и сочленяется с ней предположительно по региональному разрыву северо-восточного простирания. К северо-западу она переходит в моноклиналь, сопряженную с поднятием Шокчанг, также северо-восточного простирания. На востоке находится зона периферийных поднятий, на западе - зона поднятий Корат-Натуна.

В статье проанализированы и обобщены данные о применяемых способах бурения и компоновках низа бурильных колонн, режимах бурения и отработки долот. Рассмотрены типы и показатели работы долот для определенных интервалов геологического разреза. Сделаны выводы об оптимальных и наиболее эффективных типах долот. Выполнен анализ и даны некоторые рекомендации по применению буровых и цементных растворов, технологии крепления скважин. Проведен анализ результатов и технологии испытания скважин иностранными компаниями. Установлен ряд недостатков технологии испытания. Обобщены данные и исследованы закономерности изменения пластовых давлений и температур по разрезу, приведены некоторые данные о коллекторских свойствах пластов и продуктивности скважин. Проведена предварительная обработка данных исследования второго объекта скв. 5-БТ месторождения Белый Тигр, сделан ряд выводов и даны рекомендации по испытанию скважин.

Проведен анализ техники, технологии бурения и испытания скважин, пробуренных иностранными компаниями на шельфе юга Вьетнама в 1974-1980 гг. Дана характеристика горно-геологических условий бурения, применительно к ним проанализированы основные осложнения, имевшие место при бурении и даны рекомендации по их предупреждению при строительстве скважин на новых структурах.

Показано, что обобщение, изучение и анализ в технико-историческом аспекте опыта бурения поисково-разведочных скважин на шельфе юга Вьетнама являются актуальными и могут способствовать развитию бурения и добычи нефти на других морских нефтяных месторождениях.

Список литературы

1. Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» // под ред. Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиева – С.-Пб: Недра, 2016. – 524 с.

2. Дергунов Э.Н., Хой Н.Д. Баротермические условия нефтегазоносных пластов в поисково-разведочных работах на шельфе южного Вьетнама // Бюллетень «Нефть и газ» (Центр НТИ ГУНГ, Ханой). – 1983. – № 4. – С. 27–35.

В статье рассмотрены вопросы выбора оптимального подхода к мониторингу и анализу эксплуатации месторождений с целью повышения оперативности и качества принимаемых решений по оптимизации систем разработки. Оценку характера обводнения нефтяных залежей предложено проводить на основе построения эталонных характеристик вытеснения. Для построения таких характеристик используются данные фильтрационных исследований керна (относительных фазовых проницаемостей, коэффициентов остаточной нефте- и водонасыщенности в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств породы), геолого-статистический разрез пласта и технологические показатели разработки месторождения. Совместный учет указанных факторов позволяет оценить дифференциацию характера заводнения пластов как по горизонтали, так и по вертикал. Анализ энергетического состояния блока разработки предложено проводить с помощью оценки активности аквифера методом материального баланса. Учет аквифера позволяет оценивать оттоки, притоки из контура, что дает полноценную картину эффективности заводнения с точки зрения поддержания пластового давления. Достоверность построенной эталонной характеристики вытеснения оценена по характеристике вытеснения, полученной при помощи геолого-гидродинамического моделирования. По результатам сделан вывод о достаточной их корреляции при условии, сформированной системы поддержания пластового давления.

Методика используется для анализа и мониторинга разработки месторождений: для определения характера обводнения объекта, блока разработки, динамики скорости обводнения на основе анализа изменения углов наклона касательных к графикам и характер выработки запасов. Совместный анализ выработки запасов на основе эталонных характеристик вытеснения и анализа эффективности заводнения позволяет проводить необходимые мероприятия с использованием сформированной матрицы принятия решений.

Список литературы

1. Пат. 2480584 РФ, МПК E21B 49/00, E21B 47/00. Cпособ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей / В.В. Поплыгин, С.В. Галкин, С.А. Иванов; заявитель и патентообладатель: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Пермский национальный исследовательский политехнический университет. – № 2011143307/03; заявл. 26.10.2011; опубл. 27.04.13.

2. Ахметова З.Р. Структуризация остаточной нефтенасыщенности для обоснования технологии доизвлечения нефти: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016. – 25 с.

3. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 668 с.

4. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. − М.: Юкос-Schlumberger, 2001. − 144 с.

В статье рассмотрена проблема качества математического моделирования разработки месторождений. Приведены критерии качества моделей и примеры их применения для шести реальных месторождений. Показано, что практическая полезность моделей является невысокой, что обусловливает необходимость повышения качества математического моделирования разработки месторождений. Для решения этой задачи предложено использовать новую концепцию математического моделирования. Данная концепция основана на иерархическом моделировании, учитывает разномасштабность математических моделей и их специфические особенности. В рамках предлагаемой концепции моделирования принимается, что начальным этапом ее реализации является получение данных по технологии «Цифровой керн», а затем происходит последовательный переход с одного уровня моделирования на другой. Финальный этап концепции – моделирование разработки месторождений с использованием уравнения материального баланса. При переходах между уровнями моделирования осуществляется анализ полученных данных и их трансформация для следующего уровня. Анализ и трансформация данных на разных уровнях моделирования подразумевает, что их вид должен отражать специфику моделей - пространственную размерность, масштаб неоднородности, используемые допущения и прочие особенности. Важность учета влияния специфики модели на формирование практически полезного результата показана на примере оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин для синтетического примера. Решение такой обратной задачи позволяет добиться подобия в расчетной и «фактической» динамиках, однако это достигается за счет искажения коэффициентов взаимовлияния скважин относительно истинных их значений. На примере модели Capacitance Resistive Model (CRM), показано, что применение аналитических моделей является эффективным способом решения сложных задач разработки месторождений.

Список литературы

1. Оценка возможностей гидродинамических симуляторов имитировать разработку месторождений высоковязкой нефти. Часть 1. Конусообразование / Н.Н. Иванцов, С.В. Степанов, А.В. Степанов, И.С. Бухалов // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 6. – С. 52–58.

2. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 638 с.

3. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods. – Ph.D Dissertation, 2008.

4. Application of Well-Based Surrogate Models (SRMs) to Two Offshore Fields in Saudi Arabia, Case Study / D. Mohaghegh Shahab, L. Jum, R. Gaskari, M. Maysami // SPE 153845. – 2012.

5. Grid-Based Surrogate Reservoir Modelling (SRM) for Fast Track Analysis of Numerical Reservoir Simulation Models at the Grid block Level / D. Mohaghegh Shahab, Amini Sh., V. Gholami [et al.]// SPE 153844. – 2012.

6. Qin He, Shahab D. Mohaghegh, Zhukin L. Reservoir Simulation Using Smart Proxy in SACROC Unit – Case Study // SPE 184069-MS. – 2016.

7. Мониторинг разработки месторождений с использованием иерархии моделей в программном комплексе «РН-КИН» / В.А. Байков, С.А. Раб­цевич, И.В. Костригин, А.В. Сергейчев // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 14–17.

8. Концепция эффективного проектирования разработки месторождений углеводородов. Программные решения / А.С. Гаврись, В.П. Косяков, А.Ю. Боталов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – № 11/15. – С. 75–85.

9. Шандрыгин А.Н. Цифровой анализ керна для фильтрационных процессов – это миф или реальность? // SPE 171216-Ru. – 2014.

10. Степанов С.В. Численное исследование влияния капиллярного давления и сжимаемости на динамику обводненности скважины // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 8. – С. 72–74.

11. Степанов С.В., Степанов А.В., Елецкий С.В. Численно-аналитический подход к решению задачи оперативного прогнозирования работы нефтяной скважины в условиях образования газового конуса // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 2. – С. 53–58.

12. Исследование особенностей оценки взаимовлияния скважин на примере модели CRM / А.А. Ручкин, С.В. Степанов, А.В. Князев [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 4. – С. 148–168.

13. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 3. – С. 146–164.

14. Степанов С.В. Ручкин А.А., Степанов А.В. Аналитический метод разделения добычи жидкости и нефти по пластам при их совместной разработке // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 2. – С. 10–17.

15. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 638 с.

16. A State-of-the-Art Literature Review on Capacitance Resistance Models for Reservoir Characterization and Performance Forecasting / R. Holanda, E. Gildin, J. Jensen [et al.] // Energies. – 2018. – № 11. – 46 p.

17. Chitsiripanich S. Field Application od Capacitance-Resistance Models to Identify Potential Locations for Infill Drillings. – Texas, USA: Master’s Thesis, University of Texas, 2015.

Смачиваемость является одним из основных параметров, влияющих на распределение и поток флюидов в пористой среде, и существенно влияет на динамику разработки нефтяного пласта, особенно при заводнении и применении методов увеличения нефтеотдачи. Накопленные результаты теоретических и экспериментальных исследований позволяют сделать вывод, что смачиваемость определяется историей формирования насыщения пласта-коллектора, поверхностными свойствами поровых каналов пород-коллекторов и физико-химическими свойствами нефти. В связи с этим крайне актуальным является изучение взаимосвязи смачиваемости и структуры порового пространства, минерального состава пласта-коллектора и остаточной нефтенасыщенности в условиях интенсивного отбора флюидов методом заводнения.

Для образцов породы, отобранных из двух скважин по разрезу неоднородного терригенного пласта Д₁ Южно-Ромашкинской и Западно-Лениногорской площадей Ромашкинского нефтяного месторождения, после экстракции органического вещества определены смачиваемость, глинистость, структура порового пространства, а также модельные остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти. В породе зафиксировано нерастворимое органическое вещество, образованное за счет необратимой адсорбции нефтяных компонентов на поверхности глинистых минералов, и карбено-карбоидные соединения, образовавшиеся из асфальтенов при длительной разработке залежи методом заводнения недостаточно обработанной речной водой. Присутствие этих компонентов изменению смачиваемости породы – ее гидрофобизации. Подтверждено, что гидрофильность более характерна для образцов породы с меньшими радиусами пор. Показано, что смачиваемость пласта коррелирует с проницаемостью и размерами пор и что остаточная нефтенасыщенность возрастает в более гидрофильных менее проницаемых частях пласта. Не отмечена корреляция между смачиваемостью и глинистостью. Полученные результаты необходимо учитывать при разработке технологических решений заводнения и пувеличения нефтеотдачи пласта.

Список литературы

1. Anderson W.A. Wettability literature survey. P. 1. Rock/oil/brine interaction and the effects of core handling on wettability // JPT. – October 1986. – P. 1125-1622.

2. Абдалла В. Основы смачиваемости / В. Абдалла, Дж. Бакли, Э. Карнеги, Д. Эдвардс [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2007. – С. 54-75.

2. Ding H., Rahman S. Experimental and theoretical study of wettability alteration during low salinity water flooding-an state of the art review // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2017. – V. 520. – P. 622-639.

4. Buckley J.S. Liu Y., Monsterleet S. Mechanisms of wetting alteration by crude oils // SPE 37230. – 1998.

5. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов / Н.Н. Михайлов, А.В. Джемесюк, Т.Н. Кольчицкая, Н.А. Семенова. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – 59 с.

6. Злобин А.А., Юшков И.Р. О механизме гидрофобизации поверхности пород-коллекторов нефти и газа // Вестник Пермского университета. – 2014. – Вып. 3 (24). – С. 68-79.

7. Oil/water/rock wettability: Influencing factors and implications for low salinity water flooding in carbonate reservoirs / Y. Chena, Q. Xiea, A. Saria [et al.] // Fuel. – 2018. – № 215 – P. 171–177.

8. Chandrasekhar S., Sharma H., Mohanty K.K. Dependence of wettability on brine composition in high temperature carbonate rocks // Fuel. – 2018. – № 225. – P. 573-587.

9. Experimental study and artificial neural network simulation of the wettability of tight gas sandstone formation / Y. Zhang, M. Chen, Y. Jin [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – № 34. – P. 387–400.

10. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская. – М.: Наука, 2015. – 412 с.

11. Yusupova T. N. Estimation of the adsorption capacity of oil-bearing rock: a method and prospects / T. N. Yusupova, U.G. Romanova, V.V. Gorbachuk [et al.] // J. of Pet. Sci. and Eng. – 2002. – V. 33. – № 1–3. – P. 173–183.

12. Physical and chemical problems of IOR and a combined approach to selection of technologies for hardly recoverable oils / G.V. Romanov, N.A. Lebedev, T.N. Yusupova [et al.] // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. – 2001. – V.3. – P.175–182.

13. Особенности формирования состава трудноизвлекаемых остаточных нефтей в продуктивных нефтяных пластах Ромашкинского месторождения / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Е.Е. Барская [и др.] // Нефтехимия. – 2004. – Т. 44, № 2. – С. 103–109.

14. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. – М.: Наука, 1993. – 174 с.

15. Влияние микроструктуры порового пространства на гидрофобизацию коллекторов нефти и газа / Н.Н. Михайлов, В.А. Кузьмин, К.А. Моторова, Л.С. Сечина // Вестник МГУ. Сер. 4. Геология. – 2016. – № 4. – С. 67–75.

Одним из наиболее простых, недорогих и часто применяемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов является циклическое заводнение. Несмотря на развитие технологий гидродинамического моделирования, прогноз эффективности циклического заводнения остается сложной задачей. Вследствие быстрого протекания процессов фильтрации при циклическом заводенении расчетный шаг по времени необходимо выбирать гораздо меньшим, чем при моделировании стационарного заводнения. Поэтому моделирование циклического заводнения с помощью гидродинамического симулятора занимает гораздо больше времени, что может оказаться неприемлемым на практике. Без учета указанного ограничения на временной шаг расчетная эффективность будет недостоверной (обычно близкой к нулю).

Подбор оптимальных значений параметров циклического воздействия обычно сопровождается выполнением многовариантных расчетов. Для уменьшения числа вариантов, требующих значительного расчетного времени, в статье на основе концепции «top-down» предложена эффективная технология моделирования циклического заводнения нефтяных месторождений. Процесс моделирования разделяется на этапы, включающие выбор перспективных с точки зрения дополнительной нефтеотдачи участков и параметров, характеризующих циклическое воздействие на пласт. Технология позволяет в режиме реального времени выбирать перспективные участки и выполнять оценку влияния на дополнительную добычу нефти расположения скважин, периода и длительности циклического воздействия и др. Показаны преимущества предложенной технологии по сравнению с аналогами, а также приведены результаты ее успешного применения на некоторых месторождениях Западной Сибири и Казахстана. В результате применения циклического заводнения получен значительный эффект (дополнительная добыча нефти).

Список литературы

1. Боксерман А.А., Шалимов Б.В. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой // Изв. АН СССР, МЖГ. – 1967. – № 2. – С. 168–174.

2. Циклическое заводнение нефтяных пластов / М.Л. Сургучев, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 65 с.

3. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные пласты. – М.: Недра, 1988. – 121 с.

4. Langdalen H. Cyclic Water Injection. MS thesis // Norwegian University of Science and Technology. – 2014. – June. – С. 140.

5. Метод ускорения расчета циклического заводнения с помощью осредненных уравнений двухфазной фильтрации / С.П. Родионов, В.П. Косяков, Л.Н. Соколюк, Я.В. Ширшов // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 11. – С. 59–63.

6. A New Technology Based on Two-Phase Flow Models for Rapid Selection of Wells for Cyclic Waterflooding / S.P. Rodionov, V.P. Kosyakov, O.N. Pichugin [et. al] // SPE 187912-RU. – 2017. – DOI: https://doi.org/10.2118/187912-RU

7. Концепция эффективного проектирования разработки месторождений углеводородов. Программные решения / А.С. Гаврись, В.П. Косяков, А.Ю. Боталов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 11. – С. 75–85.

8. Богачев К.Ю. Эффективное решение задачи фильтрации вязкой сжимаемой многофазной многокомпонентной смеси на параллельных ЭВМ: дис. ... д-ра физ.-мат. наук. – М., 2012. – 183 с.

9. New rapid modelling technology to select optimal waterflooding options for oil fields / S.P. Rodionov, V.P. Kosyakov, O.N. Pichugin, E.N. Musakaev // SPE-182004-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/182004-MS

10. Ярославов А.О. Математическое моделирование фильтрации неньютоновских жидкостей в слоисто-неоднородных пластах и разработка методик статического анализа геолого-промысловой информации: дис. ...канд. физ.-мат. наук. – Тюмень, 2003. – 139 с.

11. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1974. – № 3. – С. 22–23.

Главным объектом разработки Восточно-Мессояхского и Тазовского месторождений являются пласты ПК_1-3, сложенный отложениями континентального генезиса и содержащий значительные запасы нефти и газа. Разработка таких отложений подразумевает постоянное использование нестандартных технологий и высокотехнологичных типов заканчивания скважин с непрерывным совершенствованием стратегии бурения с учетом новых данных об объекте. В настоящее время на Восточно-Мессояхском месторождении пробурено около 300 скважин различной конструкции (горизонтальные различной длины, многоствольные (2 и более стволов) и типа fishbone). При одинаковой проницаемости коллекторов продуктивность скважин зависит от типа заканчивания и распределяется следующим образом: fishbone > многозабойная скважина > горизонтальная скважина. Опыт разбуривания Восточно-Мессояхского месторождения может быть использован при эксплуатации месторождений-аналогов, имеющих сходный с пластами ПК_1-3 генезис отложений_, например, Тазовского.

С учетом опыта применения горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек Восточно-Мессояхского и Новопортовского месторождений сформировано несколько вариантов разработки, предполагающих бурение протяженных горизонтальных скважин длины. Приведено сравнение параметров Тазовского и Восточно-Мессояхского месторождений. Представлены результаты опытно-промышленных работ, выполненных на Тазовском месторождении. В настоящее время на месторождении эксплуатируются 11 горизонтальных скважин длиной 2000 м и две многозабойные скважины, суммарная длина стволов каждой из которых составляет около 4000 м. При проведении опытно-промышленных работ подтверждена эффективность принятой базовой концепции полномасштабного освоения Тазовского месторождения с использованием скважин протяженностью 2000 м. По мере уточнения геологического строения и получения новых данных планируется совершенствование системы разработки, в том числе за счет увеличения протяженности горизонтальных скважин и перехода на более сложные конструкции (многозабойные скважины, скважины типа fishbone).

Список литературы

1. Стратегия учета латеральной неоднородности пласта ПК1-3 при сопровождении бурения горизонтальных скважин на Восточно-Мессояхском месторождении / Б.В. Белозеров, И.В. Коваленко, И.М. Ниткалиев, Д.И. Тенгелиди // PROНЕФТЬ. – 2018. – № 1 – С. 12–14.

2. Гипотезы образования многоконтактных залежей в условиях континентального генезиса отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения / И.М. Ниткалиев, Н.В. Жуйкова, А.Г. Орлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 34–37.

3. Пат. 2267009 РФ. Способ разработки нефтяной залежи (варианты) / Д.А. Сугаипов, О.М. Мирсаетов, В.А. Савельев; патентообладатели: Д.А. Сугаипов, О.М. Мирсаетов; – № 2004101977/03; заявл. 22.01.2004, опубл. 27.12.2005.

4. Проект «Мессояха»: уникальные технологии освоения самого северного нефтяного материкового месторождения России / Д.А. Сугаипов, А.В. Билинчук, А.Р. Сарваров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 12–15.

5. Пути повышения прогнозной способности геологической модели континентальных отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения / Е.В. Загребельный, Б.В. Белозеров, А.С. Бочко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 12–15.

6. Опыт применения многоствольных скважин в пластах аллювиального генезиса Восточно-Мессояхского месторождения / Д.А. Сугаипов, И.Ф. Рустамов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 49–51.

Выполнен анализ результатов реализации технологии полимерного заводнения на нефтяных месторождениях, характеризующихся высокой минерализацией вод: Каламкас (Казахстан), Москудьинское, Шагиртско-Гожанское (Россия, Пермский край). Установлено, что применение полимерного заводнения с использованием стандартного полиакриламида в данных условиях малоэффективно, так как почти полностью отсутствует остаточный фактор сопротивления для воды, закачиваемой следом за оторочкой. Дополнительная особенность полимерного заводнения заключается в адсорбции некоторой части растворенного в воде полимера породой пласта. При этом в переднюю часть фронта вытесняющей воды полимер не попадает, и соответственно вода имеет обычную подвижность. Увеличение содержания хлористого натрия, хлористого кальция и других электролитов от 0,5 до 20 % многократно увеличивает адсорбцию полимера на породе. При высокой адсорбции фронт полимера значительно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Повышение технологической эффективности может быть обеспечено за счет комплексирования полимерного заводнения с закачкой сшитых полимерных систем, применение которых позволяет эффективно регулировать процесс заводнения в неоднородных коллекторах, о чем свидетельствует опыт работ на месторождении Каламкас. Результаты полимерного заводнения в Пермском крае показывают, что технология может эффективно реализовываться в условиях низкой и средней проницаемости терригенных коллекторов, характеризующихся высокой минерализацией вод со значительным содержанием ионов кальция и магния, за счет применения новых видов полимеров. В результате выполненного анализа рекомендовано с целью последующего повышения эффективности полимерного заводнения на месторождении Каламкас выполнить исследовательские работы по синтезированию и адаптации полимеров для геолого-физических условий каждого из объектов разработки.

Список литературы

1. Бондаренко А.В. Экспериментальное сопровождение опытно-промышленных работ по обоснованию технологии полимерного заводнения в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод: дис... канд. техн. наук. – М. – 2017. – 144 с.

2. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. – М: Мысль, 1988. – 241 с.

3. Оказание научно-технической помощи при внедрении технологии полимерного воздействия и оценка ее эффективности / В.И. Дорофеев [и др.]. –  Актау: КазНИПИнефть, 1996. – 110 с.

4. Киинов Л.К. Особенности разработки месторождений парафинистых и вязких нефтей Западного Казахстана в условиях реализации энергосберегающих технологий. – М.: ВНИИнефть им. академика А.П. Крылова, 1994. – 224 с.

5. Новые нефти Казахстана и их использование Технология повышения нефтеизвлечения / Н.К. Надиров, Г.Г. Вахитов, С.В. Сафронов [и др.]. – Алма-Ата: Наука, 1982. – 276 с.

6. Полищук А.М. Экспериментальное изучение механизма вытеснения нефти из пласта растворами полимеров: дис... канд. техн. наук. – М., 1979. – 179 с.

7. Бондаренко А.В. Перспективы развития третичных методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Пермского края // Тезисы докладов XVI Научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». – М.: Изд-во НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО, 2016. – С. 9.

8. Бондаренко А.В., Кудряшова Д.А. Применение гидродинамического моделирования для оценки прогнозной эффективности технологии полимерного заводнения на Москудьинском месторождении // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 102–105.

9. Лабораторные исследования по обоснованию технологии полимерного заводнения для конкретных геолого-физических условий объектов разработки нефтяных месторождений / А.В. Бондаренко [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 10. – С. 34–42.

10. Бондаренко А.В., Попова Н.С. Промыслово-геофизические и гидродинамические исследования при проектировании и реализации технологии полимерного заводнения на нефтяных месторождениях Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 4. – С. 15–18.

11. Бондаренко А.В., Фархутдинова П.А., Кудряшова Д.А. Методы определения эффективности опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Шагиртско-Гожанском месторождении // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 70–72.

12. Опыт применения третичных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Пермского края / Н.А. Лядова, А.В. Распопов, Л.Н. Мужикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 92–95.

Внедрение нефтяными компаниями программ энергоэффективности и повышения рентабельности разработки месторождений в современных рыночных условиях обусловливает широкое распространение технологий одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин насосными установками. Добыча нефти с помощью глубиннонасосных установок, включающих штанговый и электроцентробежный насосы, является одним из наиболее распространенных способов разработки объектов при значительных различиях их эксплуатационных характеристик и свойств пластовых флюидов. Особенности разработки верхнего продуктивного пласта штанговым насосом в данной схеме ОРЭ связаны с низкой продуктивностью пласта, обусловленной малой подвижностью пластовой нефти в естественных термобарических условиях. В связи с этим исследование возможности естественного прогрева призабойной зоны верхнего продуктивного пласта за счет тепловой энергии нижнего пласта и теплоты, производимой штанговым и электроцентробежным насосами, является актуальной задачей.

Для оценки теплового эффекта насосной установки разработана математическая модель расчета температурного поля системы скважина – продуктивные пласты – скважинный штанговый насос – электроцентробежный насос с учетом механизмов конвективного переноса тепла, теплопроводности, термодинамических эффектов, а также тепловыделения в электроцентробежном и штанговом насосе. Доказано, что на установившемся режиме работы наблюдается разогрев призабойной зоны верхнего продуктивного пласта за счет естественной тепловой энергии пластового флюида нижнего пласта и тепла, производимого электроцентробежным и штанговым насосами, причем эффективность разогрева в основном определяется дебитом верхнего пласта. Показана потенциальная перспективность реализации периодического режима откачки штанговым насосом из верхнего пласта, позволяющая путем разогрева призабойной зоны верхнего пласта повысить его продуктивность и коэффициент извлечения нефти.

Список литературы

1. Методика расчета давления на приеме насосов при одновременно-раздельной эксплуатации скважины / Р.Г. Заббаров, В.В. Дмитриев, Г.Б. Агамалов, К.Р. Уразаков // Интервал. – 2007. – № 7. – С. 18–22.

2. Насосные установки для малодебитных скважин / К.Р. Уразаков, В.П. Жулаев, Ф.З. Булюкова, В.А. Молчанова. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. – 236 с.

3. Уразаков К.Р. Механизированная добыча нефти. – Уфа: Нефтегазовое дело, 2010.

4. Тепловой режим работы скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации пластов / Р.В. Усманов, И.Г. Клюшин, К.Х. Уразаков [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Рос­нефть». – 2016. – № 2. – С. 68–71.

5. Комплексный расчет температурного режима установки электроцентробежного насоса / С.Е. Здольник, К.Р. Уразаков, К.А. Бондаренко [и др.] // Научно-технический вестник ОАО НК «Роснефть. – 2010. – № 1. – С. 36–41.

6. Рамазанов А.Ш., Акчурин Р.З. Моделирование распределения температуры в бурящейся скважине // Вестник Башкирского университета. – 2016. – Т. 21. – № 2. – C. 269–273.

7. Топольников А.С., Уразаков Т.К., Казаков Д.П. Численное моделирование обтекания погружной части установок электроцентробежных насосов с фильтром // Нефтегазовое дело. – 2009. – Т. 7 (№ 2). – С. 89–95.

8. Уразаков К.Р., Габдулов Р.Р., Усманов Р.В. Тепловой режим работы оборудования для одновременно-раздельной добычи на базе УЭЦН-УСШН // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – № 7. – С. 58–61.

9. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. – М.: Дрофа, 2003. – 830 с.

10. Рамазанов А.Ш., Исламов Д.Ф. Моделирование переходных температурных процессов в пласте при отборе и закачке жидкости // Вестник Академии Наук РБ. – 2017. – Т. 24 (№ 3). – С. 84–91.

Водогазовое воздействие (ВГВ) является эффективным методом увеличения нефтеотдачи пластов. Однако с помощью известных технологий невозможно решить все проблемы широкого внедрения ВГВ и утилизации нефтяного газа. Хорошие перспективы в их решении достаточно простыми средствами имеет ВГВ с использованием насосно-эжекторных систем. Так, на Котовском месторождении применялась совместная закачка в пласт газа высокого давления из газовой шапки и воды с помощью кавитационно-диспергирующего противоточного устройства, на входе которого был установлен жидкостно-газовый эжектор. На Самодуровском месторождении насосно-эжекторная система, содержащая силовой насос, эжектор и дожимной насос, устойчиво работала в различных режимах с использованием низконапорного нефтяного газа, срывов подачи эжекторов и насосов не наблюдалось.

Во многих случаях для эффективной реализации ВГВ необходимо обеспечить одновременно высокие значения газоводяного фактора и давления нагнетания водогазовой смеси при использовании низконапорного нефтяного газа. Это можно осуществить с применением установки ВГВ, предназначенной для использования в системах поддержания пластового давления нефтегазодобывающих предприятий. Установка позволит обеспечить полную утилизацию нефтяного газа, повышение степени извлечения нефти из пласта и улучшение экологической обстановки. В состав предложенной установки закачки водогазовой смеси входят эжекторы, электроцентробежные насосы и сепараторы. Смешивание и сжатие водогазовой смеси происходит в эжекторах, размещенных последовательно. В сопла струйных аппаратов подается вода с помощью электроцентробежных насосов, расположенных в шурфах. После каждого эжектора (ступени сжатия) водогазовая смесь поступает в сепаратор, в котором вода и газ разделяются. При этом газ повышенного давления поступает на вход эжектора последующей ступени, а вода с более высоким давлением подается в электроцентробежный насос, а затем в эжектор последующей ступени. Предложенная установка ВГВ на нефтяной пласт позволяет достичь 20%-ного объемного содержания газа в воде при пластовых условиях и обеспечить давление нагнетания до 35 МПа.

Список литературы

1. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104.

2. Дроздов А.Н. Исследование характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 108–111.

3. Дроздов Н.А. Исследование водогазового воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – С. 80–83.

4. Дроздов Н.А. Насосно-эжекторные системы для водогазового воздействия на пласт. – Lambert Academic Publishing, 2014. – 172 с.

5. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering // SPE 157819. – 2012.

6. Пат. № 2190760, РФ. М. кл. Е 21 В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт / А.Н. Дроздов, А.А. Фаткуллин; заявитель и патентообладатель ООО «НИЦ НК «ЛУКОЙЛ». – № 2001102187/03; заявл. 25.01.01; опубл. 10.10.02.

7. Шевченко А.К., Чижов С.И., Тарасов А.В. Предварительные результаты закачки в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси на поздней стадии разработки Котовского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 100–102.

8. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Простые решения сложных проблем при водогазовом воздействии на пласт // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – С. 43–46.

9. Пат. РФ на изобретение № 2455472, М. кл. Е 21 В 43/20. Установка водогазового воздействия на нефтяной пласт / В.М. Пестов, А.В. Яновский, А.С. Ипанов, А.Н. Дроздов; заявитель и патентообладатель ОАО НПО «Искра». – № 2010154380/03; заявл. 29.12.10; опубл. 10.07.12.

10. Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE 187741. – 2017.

11. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.

12. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 1. – С. 68–70.

В реальных нефтепромысловых системах возможно совместное осаждение (соосаждение) карбонатов кальция и магния. Из-за соосаждения количество образовавшихся солей может значительно отличаться от рассчитанного по индексам насыщения для различных карбонатов по отдельности. Магний наряду с кальцием в подавляющем большинстве случаев присутствует в пластовой и попутно добываемой воде, и его присутствие может по-разному влиять на образование кальцита. В статье рассмотрены результаты изучения процессов солеобразования на основе экспериментов с модельными и реальными образцами попутно добываемой воды Пильтун-Астохского месторождения для подтверждения возможности образования карбонатов смешанного состава при добыче нефти. Состав минеральных отложений из нефтепромыслового оборудования и осадка, образующегося в лабораторных экспериментах, определяли методами рентгеноспектрального анализа. Для исследования процессов солеобразования готовили модельные растворы пластовой воды Пильтун-Астохского месторождения следующего состава (мг/дм³): Na⁺ – 8140, K⁺ – 170, Ca²⁺ – 470, Mg²⁺ – 140, Cl^- – 13000, HCO₃^- – 1500, SO₄^2- – 730. Осаждение смешанных карбонатов Са и Мg изучали также на образцах попутно добываемой воды с платформы ПА-А и смесях подтоварной и морской воды. По данным рентгеноспектрального анализа состав минеральных отложений из нефтепромыслового оборудования более сложен, чем состав осадка, образующегося из модельных растворов при лабораторных экспериментах. На дифрактограммах осадков, образующихся из модельных растворов при лабораторных экспериментах, помимо карбоната кальция, присутствуют сигналы карбонатов смешанного состава (магнезиального кальцита) с различным стехиометрическим соотношением Mg и Ca, со значительным преобладанием первого. Образования доломита в экспериментах не наблюдалось. Количество магния в минеральных отложениях из нефтепромыслового оборудования может достигать 6,6 % (по массе в пересчете на MgCO₃) . Обнаруживаемый в отложениях магнезиальный кальцит имеет несколько стехиометрических соотношений Ca/Mg, поэтому прогнозировать его образование сложно. Поскольку в реальных отложениях магний может присутствовать как в виде смешанных карбонатов кальция и магния различного состава, так и в виде доломита при расчете осадкообразования прогноз осаждения магния следует делать по доломиту, для которого имеются термодинамические характеристики, позволяющие рассчитать индекс насыщения раствора данной солью. Полученные данные свидетельствуют, что образование карбоната магния следует учитывать при прогнозировании солеобразования в нефтепромысловых системах.

Список литературы

1. Vazquez O., Fursov I., Mackay E. Automatic optimization of oil field scale inhibitor squeeze treatment designs // J. Pet. Sci. Eng. – 2016. – V. 147. – P. 302–307.

2. Образование арагонита и кальцита в системе Са(ОН)2-Н2О-СО2 – воздух при различной минерализации раствора / Ж.Д. Сыдыков, Д.А. Самбаева, Л.И. Толоконникова, З.К. Маймеков // Наука, новые технологии и инновации. – 2008. – № 3–4. – С. 220–224.

3. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: Практическое руководство. – Владивосток: Дальнаука, 2011. – 294 с.

4. Матусевич Л.Н. Кристаллизация из растворов в химической промышленности. – М.: Химия, 1968. – 304 с.

5. Reeder R.J. Carbonates: mineralogy and chemistry. – Berlin: De Gruyter Publ., 1983, – 394 p.

6. Chen T., Neville A., Yuan M. Assessing the effect of Mg2+ on CaCO3 scale formation-bulk precipitation and surface deposition // Journal of Crystal Growth. – 2004. – V. 275. – P. 1341–1347.

7. Определение химического состава попутно добываемых пластовых, окружающих морских вод и отложений солей из нефтепромысловых систем нефтегазодобывающей платформы «Моликпак» / Н.В. Полякова, П.А. Задорожный, И.С. Трухин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 43–47.

8. Моделирование солеосаждения в нефтепромысловом оборудовании платформы ПА-А / Н.В. Полякова, П.А. Задорожный, И.С. Трухин [и др.] // Вестник ДВО РАН. – 2017. – № 6. – С. 98–105.

9. 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. – № 6. – С. 106–112.

10. Сравнение данных физико-химического моделирования и реального состава солеотложений в узлах нефтепромыслового оборудования платформы Пильтун-Астохская-Б (проект Сахалин-2) / Н.В. Полякова, И.С. Трухин, П.А. Задорожный [и др.] // Технологии нефти и газа. – 2017. – № 3. – С. 26–32.

11. Frigo D.M. SIEP 99-5679 Scaling manual: inhibition of oilfield scales. – Hague: Shell International Exploration and Production B.V., 1999. – 53 p.

12. Patton C.C. Applied water technology. – Oklahoma: Campbell petroleum series, 1991. – 369 p.

13. Образование доломита в Японском море / П.Я. Тищенко, А.И. Свининников, Г.Ю. Павлова [и др.] // Тихоокеанская геология. – 2001. – № 5. – С. 84–92.

В процессе применения импульсного нестационарного заводнения углеводородных залежей на устье или на забое нагнетательной скважины устанавливаются гидравлические импульсные устройства (подвешиваются на колонне НКТ ниже пакера). При их работе (создании импульсов в закачиваемой жидкости) в колонне НКТ возникают гидравлические удары с частотой, равной частоте импульсов, создаваемых на выходе из устройств. В результате происходит возвратно-поступательное перемещение колонны НКТ и пакера. Это обусловливает необходимость обеспечения продолжительной надежности уплотнительных элементов пакера и соответственно длительной герметизации затрубного пространства для эффективной закачки жидкости. Поэтому при использовании уплотнительных элементов подвижных соединений следует учитывать их герметичность, трение и износ. Проанализировано несколько значимых факторов, влияющих на долговечность работы уплотнения пакера при длительной импульсной закачке жидкости. При установлении срока эксплуатации пакера необходимо учитывать изменение контактного давления при изменении температуры эксплуатации и ускорение процесса старения при динамических режимах вследствие вибрации посадочных мест (возвратно-поступательного движения пакера с уплотнением при продолжительной импульсной закачке жидкостей в скважину). Совместное действие перемещения пакера и пульсации давления в уплотнении интенсифицируют механохимические процессы старения. Для повышения долговечности уплотнений пакера при длительной импульсной закачке жидкости в скважину помимо замены резиновых материалов на резинотканевые необходимо использовать демпфирующее оборудование в комплекте с импульсными устройствами. Применение их позволит значительно уменьшить амплитуду колебания пакера (длину хода уплотнительного элемента S) и предельную наработку уплотнения.

Список литературы

1. Khabibullin M.Y., Suleimanov R.I. Selection of optimal design of a universal device for nonstationary pulse pumping of liquid in a reservoir pressure maintenance system // Chemical and Petroleum Engineering. – 2018. – Т. 54. – № 3–4. – P. 225–232. – https://doi.org/10.1007/s10556-018-0467-2

2. Хабибуллин М.Я., Арсланов И.Г., Абдюкова Р.Я. Оптимизация процесса вытеснения нефти при стационарной импульсной закачке воды // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 3. – С. 24–28.

3. Казымов Ш.П., Абдуллаева Э.С., Раджабов Н.М. Обзор конструкций набухающих пакеров и возможности их применения на месторождениях Азербайджана // Тр. ин-та / НИПИ Нефтегаз, SOCAR. – 2015. – Т. 3. – № 3. – С. 43–51. – https://doi.org/10.5510/OGP201503002851

4. Хабибуллин М.Я., Сулейманов Р.И., Сидоркин Д.И. Лабораторно-теоретические исследования работы двухбалансирной конструкции устройства для импульсной закачки жидкости в скважину // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2016. – № 5. – С. 109–113.

5. Parameters of damping of vibrations of tubing string in the operation of bottomhole pulse devices / M.Y. Khabibullin, R.I. Suleimanov, D.I. Sidorkin, I.G. Arslanov // Chemical and Petroleum Engineering. – 2017. – Т. 53. – № 5–6. – P. 378–384. – https://doi.org/10.1007/s10556-017- 0350-6

6. Хабибуллин М.Я., Сидоркин Д.И. Определение параметров колебаний колонны насосно-компрессорных труб при импульсной закачке жидкостей в скважину//Тр. ин-та НИПИ / Нефтегаз ГНКАР. – 2016. – Т. 3. – № 3. – С. 27–32. – https://doi.org/10.5510/OGP20160300285

7. Параметры гашения колебаний колонны насосно-компрессорных труб при работе забойных импульсных устройств / М.Я. Хабибуллин, Р.И. Сулейманов, Д.И. Сидоркин, И.Г. Арсланов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2017. – № 6. – С. 19–23.

8. Красельский И.В., Добыгин М.Н., Комбалов В.С. Основы расчетов на трение и износ. – М.: Машиностроение, 1977. – 526 с.

9. Арсланов И.Г., Хабибуллин М.Я. Расчеты в теоретической и прикладной механике. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – 94 с.

10. Хабибуллин М.Я., Сулейманов Р.И., Филимонов О.В. Повышение эффективности разовых гидроимпульсных обработок призабойной зоны нагнетательных скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2017. – № 6. – С. 113–117.

11. Орлов З.Д., Орлов Г.С., Чайская Л.П. Резинотканевые уплотнения. – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1979. – 80 с.

12. Кондаков Л.А. Рабочие жидкости и уплотнения гидравлических систем. – М.: Машиностроение, 1982. – 216 с.

Автоматизированные технологические комплексы нефтегазовой отрасли характеризуются все возрастающими требованиями к непрерывности действия их оборудования. Развитие техники и технологии, усложнение протекающих процессов, цифровизация производства – это основные причины происходящих изменений. Вместе с тем, экспоненциально растущий объем информации, циркулирующей в системе управления, создает стабильную платформу для использования современных методов анализа данных с целью выявления в них скрытых закономерностей. Выявленные закономерности в свою очередь позволяют сделать выводы о причинах аварийных и предаварийных событий на технологических объектах. Такой анализ в настоящее время осуществляется вручную, и требует участия эксперта высокой квалификации, функции которого сложно формализовать. Суть предлагаемого решения состоит в том, что современные интеллектуальные системы позволяют, если не полностью исключить человека, то существенно снизить его трудозатраты. Разработанный программный комплекс реализует подход, называемый RCA (Root Cause Analysis - анализ корневых причин) с использованием метода Data Mining. Это интенсивно развивающийся способ анализа больших массивов информации, отличный от классических методов математической статистики. Он позволяет обнаруживать в «сырых» данных ранее неизвестные, нетривиальные, но практически полезные и доступные интерпретации знания, необходимые для принятия решений. Результатом работы является программа, написанная на языке Delphi, которая предоставляет эксперту ряд инструментов, существенно сокращающих его трудозатраты и расширяющих его возможности. Среди них инструменты: для обработки событий, который позволяет выделять в анализируемом массиве данных наиболее уязвимые позиции; для построения гистограмм распределения сигнализаций по времени; для анализа зависимостей событий от предшествующих событий; для анализа отказов и определения их критичности.

Дальнейшее развитие работы предполагает расширение перечня поддерживаемых информационных систем, а также усложнение алгоритмов обработки данных. Создание общей базы отказов предприятия, оснащенной автоматизированной экспертной системой, позволит прогнозировать развитие связанных с ними ситуаций на объектах. Это обеспечит заблаговременную реакцию на такие события и позволит существенно повысить надежность автоматизированных технологических комплексов в нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. The Great plunge in oil prices: causes, consequences, and policy responses / J. Baffers, M.A. Kose, F. Ohnsorge, M. Stocker. – Policy research. World bank group, 2015. – 60 р.

2. Козлов В.В., Лапик Н.В., Попова Н.В. Оптимизация эксплуатационных затрат при управлении установкой электроцентробежных насосов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – № 6. – С. 43–48.

3. Gao C., Rajeswaran R., Nakagawa E. A Literature Review on Smart Well Technology // SPE 106011-MS. – 2007.

4. Методы и модели анализа данных: OLAP и Data Mining / А.А. Барсегян, М.С. Куприянов, В.В. Степаненко, И.И. Холод. – СПб.: БХВ-Петербург, 2004. – 336 с.

5. Макленнен Дж., Танг Чж., Криват Б. Microsoft SQL Server 2008: Data Mining – интеллектуальный анализ данных / пер. с англ. – СПб.: БХВ-Петербург, 2009. – 720 с.

Хранение летучих органических соединений, в том числе нефти и бензинов, в наземных резервуарах сопряжено с потерями от испарения. Для снижения потерь хранимого продукта из кольцевого зазора между плавающим покрытием и стенкой резервуара используют периферийное уплотнение, включающее, как правило, первичное и вторичное уплотнения. Ранее выполненные исследования показали, что вторичное уплотнение (ВУ) способствует сокращению потерь за счет снижения влияния ветрового потока на интенсивность испарения. Однако возникающие при эксплуатации зазоры между ВУ и стенкой снижают эффективность и увеличивают потери. В документах U.S. EPA показано, что увеличение зазора между ВУ и стенкой приводит к росту потерь до 3-6 раз. Однако причин возникновения зазоров, как и способствующих их увеличению факторов, в ранее выполненных исследованиях не приводится.

В статье выполнена оценка влияния эксплуатационных факторов и конструктивных особенностей резервуара емкостью 50000 м3 с наружным плавающим покрытием на размеры зазоров между ВУ и стенкой, выявлены причины возникновения зазоров, предложен способ повышения эффективности ВУ. Исследования проведены на двух эксплуатируемых резервуарах, оснащенных первичным уплотнением механического типа и ВУ на листе. Определены ширина зазора между плавающим покрытием и стенкой, ширина и протяженность зазоров между ВУ и стенкой на нескольких уровнях взлива с последующим рассчетом их площади, высота усиления (выпуклости) вертикальных сварных швов стенки. Установлено, что при увеличении взлива площадь зазоров между ВУ и стенкой возрастает. Площади зазоров на резервуарах 1 и 2 не превысили соответственно 265 и 486 мм²/м, а максимальные зазоры – соответственно 15 и 18 мм с. Если высота усиления вертикальных сварных швов превышала 3 мм, на расстоянии 20-40 мм от оси швов фиксировались зазоры шириной до 4 мм, однако их площадь не превысила 4 % общей площади зазоров на данном уровне. Сформулирован принцип совместной работы ВУ и стенки резервуара: для обеспечения непрерывного контакта ВУ со стенкой изменение диаметра стенки при заполнении-опорожнении резервуара должно приводить к соответствующему изменению протяженности ВУ.

Список литературы

1. Каравайченко М.Г., Бабин Л.А., Усманов Р.М. Резервуары с плавающими крышами. – М.: Недра, 1992. – 236 с.

2. Гадельшин Р.З., Лукьянова И.Э. Повышение надежности плавающих покрытий резервуаров. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. – 239 с.

3. Гадельшин Р.З., Гадельшина А.Р. Влияние эксплуатационных факторов на работоспособность периферийных уплотнений плавающих покрытий резервуаров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 3. – С. 80–84.

4. Myers P.E. Above ground Storage Tanks. – New York: McGraw-Hill, 1997.

5. European Parliament and Council Directive 94/63/EC of 20 December 1994. On the control of volatile organic compound (VOC) emissions resulting from the storage of petrol and its distribution from terminals to service stations.

6. Emission Factor Documentation for AP-42. Section 7.1 Organic Liquid Storage Tanks. Final Report.

7. Константинов Н.Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 259 с.

8. Ржавский Е.Л., Глушков Е.И. Исследование уплотняющих затворов в резервуарах с плавающими крышами // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1970. – № 7. – С. 16–21.

9. Хафизов Ф.М. Сокращение потерь от испарения бензинов из резервуаров уменьшением взаимодействия воздуха с испаряющейся поверхностью: автореф. дис. … канд. техн. наук – Уфа, 1988. – 25 с.

10. Евтихин В.Ф. Эксплуатация затвора системы «Виггинс» на резервуаре емкостью 10000 м3 с плавающей крышей // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1971. – № 10. – С. 26-28.

11. Опытные резервуары с плавающими крышами и необходимость совершенствования их конструкций / В.Ф. Евтихин, Ю.Д. Иванюков, Э.Ф. Кочко, В.К. Федоров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1973. – № 9. – С. 1–6.

12. Коршак А.А. Ресурсо- и энергосбережение при транспортировке и хранении углеводородов. – Ростов-на-Дону: Феникс, 2016. – 411 с.

13. Runchal A.K. Hydrocarbon vapor emissions from floating roof tanks and the role of aerodynamic modifications // Journal of the Air Pollution Control Association. – 1978, 28/5. – P. 498–501.

14. U.S. Code of Federal Regulations https://www.govregs.com/regulations/expand/title40_chapterI_part60_subpartKa_section60.112a#title40_...

15. RULE 1178. Further reduction of VOC emissions from storage Tanks at petroleum facilities // California Environmental Protection Agency. – 2018.

В статье приведены результаты компьютерного моделирования условий образования локального смятия стенки трубопровода в зависимости от соотношения внутренних усилий, которые реализуются в сечении трубопровода при различных условиях эксплуатации. Получены значения предельного изгибающего момента трубопровода при потере местной устойчивости стенки в зависимости от внутреннего давления и осевого усилия, связанного для подземного защемленного грунтом трубопровода с внутренним давлением и температурным перепадом. Моделирование изгиба трубопровода проведено c использованием программного комплекса для инженерных расчетов LS-DYNA в трехмерной оболочечной постановке с использованием конечных элементов первого порядка точности. Пластические свойства материала стенки трубы задавались степенной диаграммой напряжение – деформация. Осевое усилие задавалось в широком диапазоне значений, перекрывающем растяжение и сжатие. Нагружение моментом задавалось поворотом торцов трубы с постоянной скоростью при фиксированных значениях внутреннего давления и осевого усилия. Предельный изгибающий момент определялся в максимуме зависимости момента от угла поворота торцов. По результатам серии расчетов получены зависимости предельного изгибающего момента от осевого усилия для внутреннего давления 0 и 3,8 МПа. Из полученных зависимостей сделан вывод, что внутреннее давление при растягивающих осевых нагрузках повышает сопротивление стенки трубы локальному смятию, а при сжимающих – понижает. Полученное влияние внутреннего давления при сжимающих осевых усилиях отличается от результатов работы P. Schaumann, Ch. Keindorf, H. Brüggemann (2005), где сделан вывод о поддерживающем влиянии внутреннего давления на локальное смятие стенки как при растягивающих, так и при сжимающих осевых усилиях.

Список литературы

1. Влияние напряженно-деформированного состояния на предельное состояние трубопровода // Ю.В. Лисин, С.В. Эрмиш, Н.А. Махутов [и др.] // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 4. – С. 12-16.

2. Варшицкий В.М., Жулидов С.Н. Инженерная оценка работоспособности бездефектных кольцевых стыков подземных трубопроводов на участках с ненормативной кривизной оси // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 5. – С. 490-495.

3. Schaumann P., Keindorf Ch., Brüggemann H. Еlasto-plastic behavior and buckling analysis of steel pipelines exposed to internal pressure and additional loads // Proceedings of OMAE2005. – Halkidiki, Greece, 2005. – June 12-17.

4. Nobuhisa S., Joe K., Junji S. Strain Capacity of High-Strength Line Pipes // JFE GIHO. – 2007. – N. 17. – Aug. – Р. 31–36.

5. Hauch S., Bai Y. Bending Moment Capacity of Pipes // Proceedings of the 18th International Conference on Offshore, Mechanics and Arctic Engineering – Omae, 1999. – Paper No PL-99-5033.

6. Tsuru E., Agata J., Nagata Y. Analytical Approach for Buckling Resistance of UOE Linepipe with Orthogonal Anisotropy under Combined Loading // Proceedings of the 8th International Pipeline Conference IPC2010. – Calgary, Alberta, 2010, September 27-October 1.

7. Nobuhisa S., Tajika H., Igi S. Local buckling behavior of 48”, x80 high-strain line pipes // Proceedings of the 8th International Pipeline Conference IPC2010. – Calgary, Alberta, 2010, September 27-October 1, 2010.

8. LS-DYNA KEYWORD USER’S MANUAL, LSTC, Version R7.0, February 2013.

Планетарные передачи используются во многих и механизмах, в том числе в запорной трубопроводной арматуре, благодаря высокому коэффициенту полезного действия и хорошим массогабаритным показателям. Существующие двухскоростные ручные приводы трубопроводной арматуры, содержащие переключатели скорости, выполненные в виде рычажного механизма или жестко связанного с солнечной шестерней многогранника и соответствующего ему переходника, сложны в изготовлении, нетехнологичны или имеют большой осевой размер. Разработанная в Ижевском государственном техническом университете имени М.Т. Калашникова конструкция двухскоростного ручного привода запорной трубопроводной арматуры лишена этих недостатков. В ней переключатель скорости выполнен в виде фланца, жестко соединенного с ведущим шкивом.

Важным показателем прочности узла сателлита планетарной передачи и привода в целом является коэффициент неравномерности распределения нагрузки в зоне сопряжения оси сателлита и щеки водила, от которого зависит нормальных контактных напряжений в указанной зоне. При исследовании напряженно-деформированного состояния ось сателлита в зоне ее сопряжения со щекой водила рассматривается как балка на упругом основании. Решение дифференциального уравнения изогнутой оси позволило установить зависимость коэффициента неравномерности распределения нагрузки по толщине щеки водила и подобрать рациональные параметры привода.

Приведенные зависимости и полученные на их основе результаты исследования позволяют подобрать параметры планетарного привода запорной трубопроводной арматуры и улучшить его технико-экономические показатели. Их можно использовать при проектировании планетарных зубчатых передач, входящих в состав нефтяного, газового и другого оборудования.

Список литературы

1. Пат. № 2413114 РФ. Привод двухскоростной ручной для запорно-регулирующей арматуры / А.В. Чернов, П.А. Чернов; П.В. Ротермель, Н.А. Лукьянченко; заявитель и патентообладатель ОАО «Акционерная компания «Корвет». – № 2009131115/06; заяв. 14.08.09; опубл. 27.02.11.

2. Плеханов Ф.И., Тонких А.С., Вычужанина Е.Ф. Особенности проектирования и технико-экономические показатели планетарных передач буровых установок // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 6. – С. 44–46.

3. Пат. № 2567973 РФ. Зубчатая планетарная передача / Ф.И. Плеханов, П.А. Сенюткин, А.Д. Плеханов: заявитель и патентообладатель ООО «Машиностроительный комплекс ЧМЗ». – № 2014131205/11; заявл. 28.07.14; опубл. 10.11.15.

4. Plekhanov F., Goldfarb V.I. Rational Designs of planetaryTransmissions, Geometry of Gearing and Strength Parameters. Theory and Practice of Gearing and Transmissions, Mechanisms and Machine Science // Springer International Publishing Switzerland. – 2016. – V. 34. – P. 285–300.

5. Плеханов Ф.И., Сунцов А.С. Влияние податливости осей и подшипников сателлитов планетарной передачи на распределение нагрузки по потокам мощности // Известия вузов. Машиностроение. – 2016. – № 3. – С. 3–7.

6. Ахметзянов М.Х., Лазарев И.Б. Сопротивление материалов. – М.: ЮРАЙТ, 2011. – 299 с.

7. Кудрявцев В.Н., Кирдяшев Ю.Н., Гинзбург Е.Г. Планетарные передачи. Справочник. – Л.: Машиностроение, 1977. – 563 с.

8. Плеханов Ф.И., Грахов В.П., Сунцов А.С. Рациональные конструкции планетарных передач строительных и дорожных машин и их технико-экономические показатели // Механизация строительства. – 2016. – № 4. – С. 22–25.