В статье рассмотрены проблемы создания конкурентного рынка нефтесервисных, инжиниринговых и строительных услуг, включая обеспечение единых прозрачных правил ценообразования на эти услуги и благоприятных условий для развития российских независимых сервисных компаний. Приведены доказательства необходимости создания отечественного конкурентоспособного рынка нефтесервиса с целью снижения импортозависимости сегмента «upstream». Дана оценка степени зависимости отечественной нефтегазовой отрасли от зарубежного оборудования и технологий, в том числе при реализации проектов различного типа при добыче углеводородного сырья. Показана динамика предложения на рынке эксплуатационного бурения (на основании проходки). Дана характеристика влияние филиалов зарубежных нефтесервисных компаний на функционирование нефтедобывающей отрасли России с позиций энергетической и экономической безопасности страны. Затронуты проблемы параллельного импорта. Выполнена оценка развития отечественного нефтесервиса профильными органами государственного управления. Освещены проблемы в области качества предоставляемых услуг в сегменте добычи нефти. Наряду с опытом зарубежных стран рассмотрены меры государственной поддержки нефтесервиса в части разработки государственных стандартов и технических регламентов в сфере оборудования и технологий и устранения несовершенств в нормативном обеспечении нефтесервиса, а именно: определение законодательных требований к подрядным нефтесервисным организациям. Определены институциональные предпосылки трансформации экспортно-сырьевой ориентации отечественной экономики в научно-технологическую. Сделан вывод, что сложившуюся внешнеэкономическую ситуацию необходимо использовать для создания стимулов к развитию конкурентоспособности отечественных поставщиков и тесной технологической взаимосвязи добывающих и сервисных организаций на принципах взаимной кооперации и сотрудничества.

Cписок литературы

1. Крайнова Э.А. Нефтесервис вместо ВИНК // Oil&Gas Journal Russia. – 2018. – № 8 (128). – http://ogjrussia.com/uploads/documents/ OGJR_86747647.pdf

2. Кротова М.В. Условия развития наукоемких инновационных подотраслей нефтяной промышленности (на примере нефтегазового сервиса) // Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН, CyberLeninka; Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН. – 2009. – Т. 7. – С. 177–197.

3. Протокол заседания Общественного совета при Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору. – http://www.gosnadzor.ru/public_council/activity/sessions/2018/60.

4. Обзор нефтесервисного рынка России. – М.: ЗАО «Делойт и Туш СНГ», 2018. – 24 с.

5. Дмитриевский А.Н., Ерёмин Н.А. НГК-2030: цифровой, оптический и роботизированный // Нефть России. – 2017. – № 3. – С. 4–9.

6. Импортозамещение: апофеоз ручного управления // Нефтегазовая Вертикаль. – 2015. – № 7. – С. 3–5.

7. Сергеев И.Б., Шкатов М.Ю., Сираев А.М. Нефтегазовые сервисные компании и их инновационное развитие // Записки горного института. – http://pmi.spmi.ru/index.php/pmi/article/view/1375/1422

8. Проектный подход к управлению знаниями в вертикально-интегрированных нефтяных компаниях (на примере ПАО «Татнефть») / В.П. Лавущенко, А.К. Гарипов, Т.В. Пономаренко, Д.З. Хаертдинова // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 20–22.

9. Кершенбаум В.Я., Шмаль Г.И. От импортозависимости к реиндустриализации // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 10–13.

10. Чернова Е.Г., Разманова С.В. Структурные сдвиги в нефтегазовой отрасли: ключевые факторы, индикаторы, последствия // Вестник СПбГУ. Экономика. – 2017. – № 4. – С. 621–639.

11. НТЦ «Транскор-к» – лидер на международном рынке диагностики трубопроводов. –

https://www.to-inform.ru/index.php/arkhiv/item/transkor-lider-na-rynke

12. Молодцов К. Шельф требует замещения. – https://minenergo.gov.ru/node/9177.

13. Ромашкина М. Рынок нефтегазосервиса в России: период противоречий // Нефть и капитал. – https://oilcapital.ru/article/general/16-04-2018/rynok-neftegazoservisa-v-rossii-period-protivorechi....

14. Минэнерго России. Деятельность. – https://minenergo.gov.ru/node/910

15. Chernova E. G., Razmanova S.V. Development of Competitive Environment at the Oil Market of Russian Federation: Empirical Analysis // Economy of Regione – Ekaterinburg: Institute of Economics of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences. – 2018. – V. 14. – № 2. – P. 547–561.

При реализации отраслевых образовательных программ в вузах, в частности, программ, нацеленных на подготовку управленческих кадров для нефтегазовых компаний, обычно базовая подготовка студентов по направлениям «Экономика» и «Менеджмент» сочетается со специальными дисциплинами, включающими циклы технологических, экономических и управленческих дисциплин, отражающих специфику отраслей топливно-энергетического комплекса. При этом выпускники традиционно испытывают сложности с применением фундаментальных теоретических знаний на практике при решении профессиональных задач. В связи с этим подготовка управленческих кадров для нефтегазовых компаний должна строиться на формировании у выпускников отраслевых образовательных программ вузов профессиональных компетенций, которые соответствуют требованиям работодателей, сформулированным в профессиональных стандартах и должностных инструкциях. Рассмотрен пример формирования у выпускников магистерской образовательной программы «Топливно-энергетический бизнес» в Государственном университете управления (г. Москва) компетенции «Способен определять приоритетные направления развития трейдерского бизнеса энергетических компаний, выявлять, анализировать риски, разрабатывать комплекс мероприятий по их минимизации». В ходе разработки данной компетенции использованы трудовые функции, знания и умения двух профессиональных стандартов «Трейдер нефтегазового рынка» и «Бизнес – аналитик». Предложена модель формирования профессиональной компетенции на основе трудовых функций профессиональных стандартов.

Качество профессиональной подготовки выпускников отраслевых образовательных программ вузовов и возможность для нефтегазовых компаний в будущем формировать резерв управленческих кадров из выпускников, обладающих необходимыми компетенциями, во многом зависит от качества отраслевых профессиональных стандартов и активного участия потенциальных работодателей в разработке образовательных программ.

Список литературы

1. Федеральный закон Российской Федерации «Об образовании в Российской Федерации» № 273-ФЗ от 29.12.12 г. (последняя редакция) // КонсультантПлюс. –

http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_140174// (дата обращения: 25.08.18 г.)

2. Зеленцова Л.С., Воронцов В.Б. Инженерно-управленческое образование как национальный приоритет // Вестник Университета (Государственный университет управления). – 2013. – № 12. – C. 234–238.

3. Афанасьев В.Я., Большакова О.И., Байкова О.В. Подготовка управленческих кадров для нефтегазового сектора на основе трудовых функций профессиональных стандартов // Научный журнал Российского газового общества. – 2018. – № 3–4. – С. 55–57.

4. Профессиональный стандарт «Трейдер нефтегазового рынка» (утвержден приказом Минтруда России № 643н от 29.08.17 г.) // КонсультантПлюс. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_278544/ (дата обращения: 17.12.18 г.).

5. Профессиональный стандарт «Руководитель нефтебазы» (утвержден приказом Минтруда России № 109н от 24.02.15 г.) // КонсультантПлюс. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_176748/ (дата обращения: 17.12.18 г.).

6. Профессиональный стандарт «Работник по формированию прогнозов потребления электроэнергии и мощности» (утвержден приказом Минтруда России № 391н от 08.06.18 г.) // КонсультантПлюс. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_302151/ (дата обращения: 17.12.18 г.).

7. Профессиональный стандарт «Специалист по стратегическому и тактическому планированию и организации производства» (утвержден приказом Минтруда России № 609н от 08.09.14 г.) // КонсультантПлюс. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_158497/ (дата обращения: 17.12.18 г.).

8. Профессиональный стандарт «Бизнес-аналитик» (утвержден приказом Минтруда России № 592н от 25.09.18 г.) // КонсультантПлюс. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_308997/ (дата обращения: 17.12.18 г.).

9. Профессиональный стандарт «Специалист по работе с инвестиционными проектами» (утвержден приказом Минтруда России № 239н от 16.04.18 г.) // КонсультантПлюс. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_127229/ (дата обращения: 17.12.18 г.).

В статье выполнен анализ особенностей геологического строения южной части акватории континентального шельфа Вьетнама, который изучался международными нефтегазовыми компаниями с 60-х годов XX века. Проанализирован опыт проведения геолого-разведочных работ (ГРР) в 1968-1980гг. Особое внимание уделено ГРР, выполненным СП «Вьетсовпетро» на блоке 09-1 в 1981-1985гг. По результатам этих работ в настоящее время ведется разработка месторождений Белый Тигр, Дракон, Белый Медведь, Южный Дракон - Морская Черепаха и Белый Заяц, а также и проводятся ГРР на близлежащих блоках континентального шельфа. Проанализированы и обобщены данные разработки пластов, горизонтов и пачек в разрезе блока 09-1.

По результатам накопленной геолого-геофизической информации на примере разрабатываемых месторождений СП «Вьетсовпетро» изучены принципы изменения геологического строения и условия формирования залежей в пределах блока 09-1. Рассмотрены основные этапы изучения и разработки действующих месторождений. Представлены сведения о номенклатуре продуктивных пластов, горизонтов и пачек и сейсмически-отражающих горизонтов, номенклатуре осадочных бассейнов. Дана оценка распределения залежей и особенностей их выделения в разрезах скважин. Выполнен анализ распространения продуктивных пластов, горизонтов и пачек по месторождениям. Установлены закономерности их определения на сейсмогеологических разрезах континентального шельфа Вьетнама. Сопоставлены границы сейсмических горизонтов, продуктивных отложений и обстановок осадконакопления.

Представлены результаты проведения ГРР в 2014-2019 гг. и бурения разведочных и оценочных скважин. Дан прогноз продолжения ГРР и детализации геологического строения в районе действующих месторождений блока 09-1, а также перспективных районов смежных блоков континентального шельфа Вьетнама для поисков ловушек неструктурного типа и маргинальных участков.

Список литературы

1. Ле Вьет Хай, Ты Тхань Нгиа, Велиев М.М. Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро. – С.-Пб: Недра, 2016. – 524 с.

2. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – 304 с.

3. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1980. – 206 с.

4. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1981. – 453 с.

Дан краткий обзор результатов нефтегазопоисковых работ в пределах Северо-Алданской нефтегазоносной области. Сделан вывод, что основными причинами отрицательных результатов стало низкое качество подготовки площадей к бурению и направленность геолого-разведочных работ только на поиски месторождений нефти и газа в классических антиклинальных структурах. Детально рассмотрены перспективы нефтегазоносности обширных склонов Якутского поднятия – структуры первого порядка Северо-Алданской нефтегазоносной области. Приведены все имеющиеся геолого-промысловые и геохимические данные, полученные при обработке материалов бурения в окрестностях Якутского поднятия. По литолого-стратиграфической характеристике разреза, тектонической позиции и особенностям перспектив нефтегазоносности склоны Якутского поднятия условно разделены на три участка: западный и северо-западный; северный и северо-восточный; восточный, юго-восточный и южный. По каждому из участков выделены основные геологические элементы и построены карты геологических событий. По комплексу параметров наиболее перспективными представляются северный и северо-восточный склоны Якутского поднятия. Здесь могут быть обнаружены залежи нефти и газа приуроченные к зонам выклинивания пермо-триасового и юрского комплексов отложений. По остальным обширным склонам поднятия определенные перспективы нефтегазоносности связываются с древними венд-кембрийскими отложениями. Отмечено, что основной проблемой, ограничивающей перспективы нефтегазоносности древних отложений, является отсутствие эффективных региональных флюидоупоров. В качестве первоочередных геологоразведочных работ рекомендовано проведение сейсморазведочных исследований в междуречье р. Лена и Танда и заложение параметрической скважины в районе пос. Хомустах Усть-Алданского района Республики Саха (Якутия).

Список литературы

1. Ситников В.С., Жерновский В.П. О вероятном наличии потенциальных зон нефтегазонакопления на востоке Алданской антеклизы // Геология и минеральные ресурсы Сибири. – 2011. – № 4. – С. 11–18.

2. Структура и эволюция земной коры Якутии / Г.С. Гусев, А.Ф. Петров, Г.С. Фрадкин [и др.]. – М.: Наука, 1985. – 248 с.

3. Гайдук В.В. Вилюйская среднепалеозойская рифтовая система. – Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. – 128 с.

4. Мишнин В.М., Гриненко В.С. Каменноугольные отложения Алданской антеклизы – ключевое звено системы «протоколлектор-коренной источник алмаза» // Наука и образование. – 2006. – № 4 (44). – С. 14–19.

5. Терещенко А.Н. Распределение битуминозного вещества в карбонатных породах долины р. Амги // В сб. Нефтегазоносность юга Восточной Сибири. – М.: Недра, 1972. – С. 118–130.

6. Геология нефти и газа Сибирской платформы / под. ред. А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофимук. – М.: Недра, 1981. – 552 с.

7. Зуева И.Н., Каширцев В.А., Чалая О.Н. Высокоуглеродистые породы куонамской горючесланцевой формации как источник комплексного минерального сырья // Наука и образование. – 2012. – № 2. – С. 10–15.

8. Алексеев М.И., Баташанова Л.В., Сластенов Ю.Л. Новые данные о геологическом строении Алданской ветви Приверхоянского прогиба // Тектонико-магматические и металлогенические проблемы геологии Якутии. – Якутск: ЯГУ, 1987. – С. 48–56.

9. Ивенсен Г.В. Глинистые минералы верхнепалеозойских и мезозойских отложений Предверхоянского прогиба. – Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1991. – 120 с.

10. Михайлова Т.Е. Палинология юры и триаса Якутии. – Якутск: СО РАН, 2005. – 167 с.

11. Сивцев А.А., Чалая О.Н., Зуева И.Н. Перспективы нефтегазоносности Центральной Якутии как ресурс энергобезопасности // Нефтегазовое дело. – 2016. – № 2. – С. 71–84.

12. Геохимия венд-кембрийских нефтепроявлений Лено-Амгинского междуречья (Сибирская платформа) / В.А. Каширцев, К.И. Микуленко, А.Ф. Сафронов [и др.] // В. сб. Актуальные вопросы геологии нефти и газа Сибирской платформы. – Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН. – 2004. – С. 156–168.

13. Естественный выход нефти в пойме р. Амга (Сибирская платформа) / А.Ф. Сафронов, О.Н. Чалая, И.Н. Зуева, А.Р. Александров // Геология и геофизика. – 2014. – № 11. – С. 1661–1666.

14. Basin Simulation and the Design of the Conceptual Basin Model / H.S. Poelchau, D.R. Baker, T. Hantschel [et al.] // In: Petroleum and Basin Evolution: Insights from Petroleum Geochemistry, Geology and Basin Modeling / edited by D.H. Welte, B. Horsfield, D.R. Baker. – Berlin: Springer-Verlag, 1997. – Р. 3–70.

К материалам скважинной сейсморазведки, как и наземной, практически повсеместно предъявляется требование инверсии данных. Рассмотрена целесообразность инверсии в основных модификациях скважинной сейсморазведки. При продольном вертикальном сейсмическом профилировании (ВСП) инверсия может быть выполнена с целью прогноза строения геологического разреза под забоем. Решение задачи требует высокой квалификации исполнителя и возможно только при наличии данных акустического и плотностного каротажа в пробуренной части, а также априорных сведений о строении среды под забоем. В модификации непродольного вертикального сейсмического профилирования (НВСП) принято использовать известные в методе общей глубинной точки (МОГТ) способы инверсии полнократных данных. Однако эта задача некорректна из-за больших углов падения, изменяющихся в широком диапазоне, и изменения среды регистрации, влияние которых на волновое поле намного превышает влияние изменения свойств продуктивных пластов. Достоверность результатов в лучшем случае ограничена небольшой ближней зоной околоскважинного пространства, не имеющей практического значения. Модификации «метод обращенного годографа» (МОГ) и ВСП-3D являются кратными системами наблюдений, но в отличие от наземных сейсмических исследований применение инверсии частично кратных сумм невозможно, так как подавляющему большинству ячеек пространства соответствует узкий диапазон углов суммирования. Применение инверсии полнократных сумм также некорректно из-за изменения углов падения и сложности учета изменения строения верхней части разреза. Таким образом, инверсия данных НВСП, МОГ и ВСП-3D вряд ли целесообразна.

Список литературы

1. Почти все о сейсмической инверсии. Ч. 1. / Ю.П. Ампилов, А.Ю. Барков, И.В. Яковлев [и др.] //Технологии сейсморазведки. – 2009. – № 4. – С. 3–16.

2. Выбор модификации скважинной сейсморазведки при изучении околоскважинного пространства / А.С. Жужель, В.А. Ленский, Д.Р. Иркабаев, Т.Н. Шарова // Бурение и нефть. – 2018. – № 9. – С. 56–61.

3. Табаков А.А., Рахимов Р.Г., Шамсиев М.Г. Методика предсказания разреза ниже забоя разведочной скважины по данным ВСП с применением способа решения обратных динамических задач // Геофизические исследования на нефть и газ в Узбекистане. – 1977. – Вып. 27. – С. 98–100.

4. Герман В.А. Алгоритм обработки материалов скважинных наблюдений по методике динамического сейсмического зондирования. В сб. Новые результаты геофизических исследований в Белоруссии. – Минск: БелНИГРИ, 1986. – С. 94–100.

5. Conn P.J., Nelson C.M. Prediction of formation depths and velocities from VSP data using a linear calibration method // SPWLA-26. – 1985. – June. – P. 17–20.

6. Mace D., Lailly P. Solytion of the VSP one-dimensional invers problem //Geophysical Prospecting. – 1986. – V. 34. – № 7. – Р. 1002–1021.

7. Ленский В.А. Прогнозирование зон АВПД по данным ВСП. В сб. Новые методы, системы обработки и интерпретации сейсморазведочной информации на ЭВМ / под ред. В.А. Дядюры // Сб. докладов школы семинара «Ассоциации разработчиков и пользователей компьютерных технологий интегрированной обработки и интерпретации геолого-геофизических данных». Тюмень, 7–12 октября 1991 г. – М.: МГП «Геоинформмарк», 1991. – Ч. 1. – С. 109–114.

8. Сильвиа М.Г., Робинсон Э.А. Обратная фильтрация геофизических временных рядов при разведке на нефть и газ / пер. с анг. – М.: Недра, 1983. – 447 с.

9. Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. – М.: Недра, 1987. – 216 с.

Недостаточно высокий уровень развития технологий первичного вскрытия бурением терригенных продуктивных пластов месторождений Восточной Сибири объясняется, видимо, проблемой идентификации основных и второстепенных причин снижения исходной природной проницаемости. При этом регион представляется перспективным с учетом наличия системы транспорта нефти, разрабатываемых месторождений со значительными извлекаемыми запасами нефти и требует повышенного внимания специалистов. Для уточнения причин снижения проницаемости при первичном рассмотрены геолого-физические характеристики терригенных пластов района Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, в частности пласта В₁₀, распространенного на большей части рассматриваемой территории. Залежи пласта В₁₀ характеризуются сложным строением и проявлением литологических, стратиграфических и тектонических факторов в различной степени. Существенное влияние на распространение коллекторов оказали процессы постседиментационного преобразования пород, связанные с вторичной цементацией, одним из которых было засолонение песчаников. В пласте выделяется несколько литотипов пород, определяющих фильтрационно-емкостные свойства. Коллекторские свойства пласта В₁₀ изменчивы как по разрезу, так и по площади месторождений. К основным причинам снижения исходной природной проницаемости продуктивных пластов можно отнести высокую минерализацию пластовых вод и присутствие галита. Слабоминерализованные хлорнатриевые буровые растворы и их фильтраты способны быстро проникать в продуктивный пласт в значительном объеме по наиболее крупным каналам, характерным в основном для первого литотипа. Отрицательное влияние таких жидкостей непосредственно на прослои с высокопроводящими поровыми каналами невелико. Однако таким образом может происходить снижение естественной проницаемости прилегающих прослоев, обладающих коллекторскими свойствами и сложенными алевролитами, песчаниками алевритовыми, включающими сульфатные и карбонатные породы. Учитывая взаимосвязь результата первичного вскрытия с изменчивыми литолого-петрофизическими характеристиками пласта и насыщением пластовыми флюидами, при применении бурового раствора на водной основе необходимым условием достижения потенциальной продуктивности скважины является предотвращение проникновения раствора и его фильтрата в продуктивный пласт на значительное расстояние.

Список литературы

1. Вскрытие продуктивных пластов и испытание скважин в условиях засолоненного разреза / Б.А.Фукс, В.В.Казанский, Г.Н.Москалец [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 127 с.

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

3. Вызовы при разработке засолоненных терригенных коллекторов крупного месторождения Восточной Сибири / А. Леванов, Н. Игнатьев, Е. Остяков [и др.] – SPE-191570-18RPTC-RU. – 2018.

4. Освоение залежей углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы / П.Н. Страхов, В.Н. Колосков, О.А. Богданов [и др.] // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2017. – № 3. – С. 39–43.

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

6. Сафронов А.Ф. Зоны нефтегазонакопления на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 7. – С. 18–27.

7. Месторождения нефти и газа центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы / В.Н. Воробьев, С.А. Моисеев, В.А. Топешко, В.С. Ситников // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 7. – С. 4–17.

8. Воробьев В.С., Жуковская В.С., Мухидинов Ш.В. Учет эффекта засолонения пород-коллекторов пластов В10, В13 непской свиты для повышения эффективности поисково-разведочного бурения на Игнялинском, Тымпучиканском и Вакунайском лицензионных участках (Восточная Сибирь) // Геология нефти и газа. – 2017. – № 6. – С. 49–57.

9. Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений / Е.Е. Поляков, Е.А. Пылев, И.В. Чурикова [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2017. – № 12. – С. 22–32.

10. Андреева О.В., Новоселов Д.В. Методика определения содержания аномальных породообразующих минералов // Нефть и газ. – 2011. – № 2. – С. 45–49.

11. Опыт изучения венд-рифейских терригенных коллекторов Восточной Сибири по керну и ГИС / М.А. Беляков, Н.К. Данилко, В.А. Костерина, Д.И. Соколов // Геофизика. – 2013. – № 4. – С. 22–28.

12. Соколова О.В. Состав породообразующего комплекса венд-нижнекембрийских отложений Сибирской платформы по данным ИК-спектрометрии // Тр. ин-та / СургутНИПИнефть. – 2006. – Вып. № 7. – С. 64–72.

13. Сафронов А.Ф., Чалая О.Н. О природе повышенной соленасыщенности нефтей Талаканского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 7. – С. 35–37.

14. Вожов В.И., Чернова Л.С. Вторичное минералообразование в венд-нижнекембрийских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. – Геология нефти и газа. – 1999. – № 11–12. – С. 41–48.

15. Абрамов Д.А., Абрамов А.С., Малышев А.Г. Образование гидратов при моделировании условий вытеснения нефти из осинского горизонта Талаканского месторождения последовательными оторочками вода и газа // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – С. 88–90.

16. Бетехтин А.Г. Курс минералогии: учебное пособие. – М.: КДУ, 2007. – 721 с.

В статье рассмотрен пример комплексного подхода к обоснованию пошаговой стратегии разработки месторождения - выбору оптимального расположения скважин, плотности сетки скважин, способа их заканчивания. Дано описание алгоритма районирования площади залежи с выделением блоков по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС). В качестве примера применения рассматриваемого подхода приведено сравнения прогнозных показателей и фактических результатов бурения четырех опережающих эксплуатационных скважин с функцией доразведки. Первая из скважин подтвердила качество коллектора в блоке, вторая – показала лучшие ФЕС коллектора в сравнении с прогнозом, результаты бурения третьей и четвертой скважины свидетельствуют об отсутствии коллектора в пласте. После уточнения ФЕС по каждому из блоков выполнены многовариантные расчеты технико-экономических показателей на корпоративном симуляторе ПАО «Газпром нефть». С учетом принятой в анализе финансово-экономической модели, существующих технологических ограничений и опыта подрядных организаций, выполняющих строительство скважин, выбраны оптимальная геометрия системы разработки и тип заканчивания.

Применение методики рассмотрено на примере Царичанского месторождение с целевым низкопроницаемым терригенным коллектором (средний коэффициент проницаемости составляет около 0,002 мкм²). Приведены карты качества коллектора и нефтенасыщенных толщин с фондом скважин на 2015 и 2017 г., карта текущего фонда скважин на 2019 г. Сравнение плановых и фактических начальных дебитов нефти на 2017 и 2018 г. свидетельствует об эффективности предложенного подхода. По мнению авторов, универсальность и гибкость методики позволяют тиражировать ее на широкий перечень объектов компании «Газпром нефть».

Список литературы

1. Буторин А.В. Изучение геологических объектов Ачимовской свиты при помощи спектральной декомпозиции волнового поля // Геофизика. – 2016. – № 2. – С. 10–18.

2. Муртазин Д.Г. Спектральная декомпозиция – новые возможности детального динамического анализа сейсмических данных // Геофизика. – 2016. – № 5. – С. 68–73.

3. Стационарный дебит горизонтальных скважин в рядных системах разработки / М.М. Хасанов, О.Ю. Мельчаева, А.П. Рощектаев, О.С. Ушмаев // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 48–51.

Основной целью геолого-геомеханического моделирования является определение на основе физико-механических свойств, полученных по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки 3D, а также испытаний образцов, компонентов тензора напряжений продуктивного объекта и вмещающих пород месторождений. Компоненты тензора напряжений в дальнейшем увязываются с данными ГИС и с показателями разработки. На основе полученных значений тензора напряжений, параметров физико-механических свойств продуктивного разреза можно оптимизировать параметры ГРП, принять решение о том, какой ГРП проводить – проппантный или кислотный. Кроме того, использование установленных корреляционных связей дает возможность выполнить прогноз положения уплотненных, разуплотненных зон и высокопродуктивных зон.

Основное внимание в статье уделено разработке геолого-геомеханической модели газоконденсатных месторождений, расположенных в Средней Азии. Модель ориентирована на решение проблем разработки, прежде всего задач моделирования дизайна гидравлического разрыва пласта (ГРП) скважин. В ее основе лежат результаты определения геомеханических характеристик продуктивных объектов, а также параметры природного поля напряжений. В результате проведенных экспериментов установлены зависимости между статическими и динамическими параметрами. В частности, получены зависимости статического модуля упругости, предела прочности на одноосное сжатие, параметра Био от скорости продольной волны. Установлена зависимость статического коэффициента Пуассона от параметра гамма-каротажа, что характеризует его связь с глинистостью пород. Получены параметры паспорта объемной прочности Хоека – Брауна. Представлены результаты определения параметров Био и Скемптона а также коэффициента трещиностойкости.

Список литературы

1. Построение трехмерной геомеханической модели месторождения на Сахалинском шельфе с целью планирования многостадийного гидроразрыва пласта / М.Р. Ганаева, С.С. Суходанова , Руслан Р. Халиулин, Рустам Р. Халиулин // Нефтяное хозяйство. – 2018. – №6. – С. 108–111.

2. Sone Н. Mechanical properties of shale gas reservoir rocks and its relation to the in-situ stress variation observed in shale gas reservoirs. – Stanford: Stanford University, 2012.

3. 3D geological geomechanical reservoir modeling for the purposes of oil and gas field development optimization / D.V. Shustov, Yu.A.Kashnikov, S.G. Ashikhmin, A.E. Kukhtinskiy // EUROCK 2018: Geomechanics And Geodynamics Of Rock Masses. – 2018. – V. 2. – P. 1425–1430.

4. ISRM-Suggested Methods for Determining the Strength of Rock Materials In Triaxial Compression: Revised Version / K. Kovari [et all.] // Int. J. Rock. Mech. Min. Sci. & Geomech. – 1983. – V. 20. – С. 283–290.

5. ASTM D7012 – 14e1. Standard Test Methods for Compressive Strength and Elastic Moduli of Intact Rock Core Specimens under Varying States of Stress and Temperatures

6. Zoback Mark D. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: University Press. – 449 p.

7. Напряженное состояние продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шус­тов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 64–67.

8. Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Прикладные задачи технологии гидравлического разрыва пластов. – Казань: ФЭН, 2018. – 380 с.

Рассмотрена проблема разработки нефтяных оторочек, приуроченных к верейским отложениям среднего карбона. Показана актуальность данного вопроса для месторождений ОАО «Удмуртнефть». Значительные запасы нефти, сосредоточенные в нефтяных оторочках, плохо поддаются выработке традиционными способами. Процесс разработки осложняется образованием газовых и водяных конусов в добывающих скважинах, проникновением газа из газовой шапки в нефтяную часть залежи и нефти в газовую шапку, вследствие чего значительно снижается подвижность нефти и происходит консервация части запасов. Решением при разработке нефтяных оторочек на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», с учетом преимущественно малой толщины продуктивных пластов, является строительство горизонтальных скважин и создание водяного барьера на границе газонефтяного контакта при помощи барьерного заводнения.

В статье показана эволюция подходов к реализации барьерного заводнения в ОАО «Удмуртнефть»: от точечных переводов под закачку отдельных скважин к целевому проектированию систем разработки. Представлены успешные примеры реализации барьерного заводнения, дана оценка дополнительной добычи нефти. Установлены критерии, определяющие эффективность барьерного заводнения в условиях системам разработки с горизонтальными скважинами. Среди основных критериев успешности выделены ранняя реализация, эксплуатация добывающих скважин в щадящем режиме, контроль над созданием барьера как по площади, так и по разрезу. На основании накопленного опыта по ряду объектов разработки проведена трансформация проектной сетки скважин с выделением ряда барьерных нагнетательных скважин.

Сделан вывод, что барьерное заводнение в совокупности с рядной системой размещения горизонтальных скважин является оптимальной технологией разработки нефтяных оторочек в краевых частях залежей с обширной газовой шапкой.

Список литературы

1. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998. – 628 с.

2. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей / В.Е. Гавура, В.В. Исайчев, А.К. Курбанов [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 346 с.

3. Косачук Г.П., Билалов Ф.Р. Оценка коэффициента извлечения нефти нефтегазовых месторождений с нефтяной оторочкой // Газовая промышленность. – 2009. – Спец. выпуск. – С. 19–22.

4. Пономарев А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах. – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. – 236 с.

5. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1986. – 305 с.

6. Насыров В.А., Нуров С.Р., Готлиб О.Л. Перспективы разработки маломощных карбонатных нефтяных оторочек на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 22–24.

7. Покрепин Б.В. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998. – 628 с.

8. Исследование влияния анизотропии на конусообразование в подгазовых залежах нефти с подошвенной водой / А.К. Курбанов, Р.М. Кац, В.Ф. Шерстняков, А.С. Кундин // Тр. ин-та / ВНИИ. – 1981. – Вып. 75. – С. 63–68.

9. Панфилов М.Б. Единая концепция разработки сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, 1994. – 96 с.

10. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами: дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. – М., 1996.

11. Сидельников К.А., Цепелев В.П. Комплексный подход к управлению циклическим заводнением на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 112–116.

12. Эффективность удлинения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах на примере месторождений ОАО «Удмуртнефть» / А.Ю. Топал, Т.С. Усманов, А.М. Зорин [и др.] // Бурение и нефть. – 2018. – № 10. – С. 60–64.

Одним из основных способов добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов является заводнение пластов. При этом естественное снижение эффективности заводнения приводит к необходимости повышения давления закачки воды. Одним из побочных эффектов при этом является образование трещин самопроизвольного гидроразрыва пласта (автоГРП) в нагнетательных скважинах, периодически сопровождающееся прорывом трещин в зону дренирования добывающих скважин. Это приводит к преждевременному обводнению продукции. Другим негативным эффектом, связанным с повышением давления, является рост трещин автоГРП в вертикальном направлении. Это является серьезной проблемой, особенно для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также содержащих несколько объектов разработки. Отсутствие контроля роста трещин автоГРП в высоту приводит к ряду негативных последствий. Так, при прорывах трещины в выше- и нижележащие пласты объем неэффективной закачки, согласно расчетам, проведенным с использованием 2D гидродинамической модели, может превышать 50 %. Рост трещин в вертикальном направлении может также приводить к образованию в соседних пластах зон повышенного давления. Это может обусловливать проблемы как при проводке скважин через такие зоны, так и при заканчивании скважин с проведением операций ГРП, если зона повышенного давления не учтена при их проектировании.

Как известно, продвижение нефти к забоям добывающих скважин происходит за счет различных видов пластовой энергии. В зависимости от вида источника восполнения энергии пласта различают три метода разработки нефтяных пластов: первичный, вторичный, третичный. Первичные методы разработки подразумевают эксплуатацию пласта на естественном режиме или на истощение, в данном случае пластовая энергия не восполняется. Вторичные методы основаны на использовании систем поддержания пластового давления. Пластовая энергия в данном случае восполняется нагнетанием в пласт воды. К третичным способам добычи относят применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Эти методы направлены на увеличение коэффициентов вытеснения нефти и охвата пласта воздействием с использованием специализированных рабочих агентов. Выделяют тепловые, газовые, химические (полимеры), микробиологические и комбинированные методы. Наиболее распространенным способом разработки нефтяных месторождений являются вторичные методы. Заводнение обеспечивает поддержание пластового давления (ППД) на необходимом уровне. Одной из основных задач при применении систем ППД является обеспечение рациональной компенсации добычи закачкой рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом необходимо, в частности, определение целевой приемистости нагнетательных скважин. В настоящее время существует несколько подходов к решению данной проблемы.

В статье представлена методика расчета целевой приемистости нагнетательных скважин, адаптированная к условиям группы месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», характеризующихся близкими геолого-физическими параметрами. Рассмотрены основные этапы разработки методики. Выполнена оценка эффективности внедрения методики при разработке месторождений месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Список литературы

1. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation, Third Edition. – Wiley, NY and Chichester, 2000. – 750 p.

2. Либовиц Г. Разрушение. Т.2. Математические основы теории разрушения. – М.: Мир, 1975. – 768 с.

3. Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упругопластического разрушения. – М.: Наука, 1985. – 505 с.

4. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. – М.: Наука, 1974. – 640 с.

Заводнения является наиболее распространенной практикой поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений. На начальном этапе, при проектировании заводнения, особенно важно иметь достоверную информацию, характеризующую процесс вытеснения нефти водой. Традиционный вариант получения информации на основе лабораторных исследований сопряжен с трудностями при восстановлении смачиваемости коллектора, учете изменчивости свойств пластовых и закачиваемых флюидов.

Среднеботуобинское месторождение, расположенное в Восточной Сибири, характеризуется значительной изменчивостью геолого-физических характеристик. Лабораторные исследования показали, что вязкость нефти в разрезе пласта изменяется от 7 до 28 мПа·с, вязкость воды - от 1 до 4 мПа·с, относительные фазовые проницаемости для воды - от 0,03 до 0,3. Уточнение характеристик пласта выполнено, как в лабораторных, так и на промысловых условиях, в ходе реализации опытно-промышленных работ и исследования скважин при полномасштабной разработке. На этапе промысловых исследований использован подход к анализу работы нагнетательных скважин, заключающийся в сравнении коэффициентов продуктивности К_прод и приемистости К_прием скважин после перевода под закачку. Соотношение К_прием/К_прод при установившейся фильтрации, показывает соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти – относительную подвижность закачиваемой воды. Показано, что для анализа работы скважин удобно пользоваться диагностическим графиком, на оси абсцисс которого откложены значения коэффициента продуктивности, а по оси ординат - конфидента приемистости. Отклонение от среднего в сторону оси абсцисс свидетельствует о возможном повреждении скважины, в сторону оси ординат - об уходе воды в другие горизонты или работы скважины в режиме автоГРП. Для Среднеботуобинского месторождения с использованием диагностического графика определены скважины, в работе которых имеются признаки автоГРП или ухода воды в другие горизонты, а также скважины с пониженной приемистостью, характерной для поврежденных скважин. Дополнительные гидродинамические исследования подтвердили выводы о превышении давления гидроразрыва пласта по группе скважин с повышенным отношением К_прием/К_прод.

Анализ коэффициентов приемистости и продуктивности показал, что средние значения их соотношения изменяются в узком диапазоне (0,5-0,8). Возможные для гидрофобного коллектора высокие уровни относительной подвижности закачиваемой воды не подтвердились. Работа нагнетательных скважин при закачке низкоминерализованной воды характеризуется низкой относительной подвижностью при ожидаемом стабильном фронте вытеснения. Уточнение подвижности закачиваемой воды подтвердило правильность выбора базовой рядной системы разработки (соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1/1).

Список литературы

1. Эволюция подходов к разработке нефтяных оторочек терригеновых коллекторов месторождений Восточной Сибири / А. Леванов, А. Кобяшев, А. Чупров [и др.] // SPE 187772-RU. – 2017.

2. Обоснование концепции разработки крупного сложнопостроенного месторождения Восточной Сибири на основе гидродинамического моделирования / А.Н. Леванов, В.Ю. Белянский, Д.А. Анурьев [и др.] // SPE 176636-RU. – 2015.

3. Разработка сложнопостроенных залежей с подгазовой зоной и подстилающей водой на примере Среднеботуобинского месторождения / Е.Н. Иванов, Д.В. Акинин, Р.Р. Валеев [и др.] // SPE 182055-RU. – 2016.

4. Прокопьева Е.Г., Кобяшев А.В., Валеев Р.Р. Опыт проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин Среднеботуобинского месторождения // Каротажник. – 2017. – Вып. 8. – С. 17–35.

5. Лукьянцева Е.А., Опарин И.А., Кобяшев А.В. Определение методов выявления слоя высоковязких нефтей на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Тезисы докладов Конференции EAGE. – ГеоБайкал, 2018.

6. Подход к решению проблемы дефицита воды для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений восточной Сибири (на примере Среднеботуобинского НГКМ) / Р.Р. Валеев, Д.В. Колесников, И.В. Буддо [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 1. – С. 55–67.

7. Динамика и режим межмерзлотных подземных вод радиационно-тепловых таликов при разработке Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / В.А. Гринченко, А.А. Аксеновская, Р.Р. Валеев, Е.А. Савельев. // Недропользование XXI век. – 2019. – № 1(77) февраль. – С. 84–89.

8. Injection Rates – The effect of mobility ratio, area swept, end pattern // SPE 1472-G. – 1961.

9. Физическое моделирование процессов кольматации призабойной зоны скважин Среднеботуобинского месторождения. Часть 2. Моделирование кольматации порового пространства пласта компонентами нефти / Г.К. Борисов, Э.Р. Ишмияров, М.Е. Поляков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 12. – С. 64–66.

10. Соколов С.В. К вопросу об оптимальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин в процессе разработки // Сборник трудов ООО «ТННЦ». – 2017. – Вып. 3. – С. 145–149.

11. Уиллхайт П. Заводнение пластов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. – С. 711–714.

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – работы, выполняемые в скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. Посредством ГТМ нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений. В результате реализации ГТМ получают значительный прирост добычи нефти. В настоящее время существуют различные методики анализа эффективности ГТМ. В статье предложена методика, позволяющая позволяет оценить вклад ГТМ в добычу скважины.

Для комплексной оценки эффекта от ГТМ специалистами ООО «РН-УфаНИПИнефть» совместно со специалистами ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» разработана расширенная методика оценки эффекта ГТМ - «Пирог», в основе которой лежит многокритериальный анализ выполненных мероприятий. Традиционная методика основана на сравнении всей добычи между датой первого ГТМ и датой второго ГТМ по отношению к первому ГТМ. Прирост оценивается только как разница между начальными и остановочным параметрами и не учитывает темпа снижения добычи от предыдущего мероприятия. Продолжительность эффекта ограничивается датой следующего ГТМ, направленного на получение дополнительной добычи (гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, переходы на другие горизонты). В предложенной методике расширенного анализа «Пирог» дебиты разделяются на приросты от мероприятий с учетом темпа снижения эффекта от предыдущих ГТМ. Фактические дебиты за текущий год аппроксимируется экспоненциальной зависимостью. Полученный в результате коэффициент используется для прогноза дебита скважин на периоды действия всех последующих ГТМ. Такая дифференциация позволяет более точно оценить долю каждого ГТМ в дебите скважины с учетом темпа падения в период продолжения эффекта.

Список литературы

1. Мухтаруллин И.Ф., Ябиров Р.З., Владимиров В.В. Прогноз уровней добычи и оценка эффективности геолого-технических мероприятий на основе аналитических методов // Георесурсы. – 2010. – № 1(33). – C. 42–43.

2. Ахундов Б.Б., Казанлиева А.А. Эффективность геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Академический журнал Западной Сибири. – 2017. – № 2. – 69 с.

3. Толстоногов А.А. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий в области нефтедобычи // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 11. – C. 150–154 с.

4. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Методы теории функций комплексного переменного. – М.: Наука, 1987. – 688 с.

Термином «автоГРП» принято обозначать эффект роста трещины в нагнетательной скважине, когда давление в процессе закачки воды превышает давление разрушения породы. При планировании бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) актуальным является решение задач воспроизведения и прогнозирования прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины по трещинам автоГРП, а также прослеживания динамики пластового давления с учетом развития трещин автоГРП. В статье представлены результаты апробации на промысловых данных разработанных в ПАО «НК «Роснефть» инструментов, которые позволяют моделировать рост в высоту и изменения траектории самопроизвольных техногенных трещин автоГРП в нагнетательных скважинах. Предложена классификация прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины по трещинам автоГРП. Дано описание симулятора траекторий развития трещин автоГРП в длину и способ прогнозирования газонефтеводопроявлений (ГНВП) в целевых пластах при бурении БГС, что в настоящее время является актуальной проблемой на месторождениях ПАО «НК «Роснефть». Рассмотрен пример прогнозирования ГНВП в нецелевых (вышележащих) пластах при бурении БГС с использованием программного модуля «Расчет вертикального роста трещины автоГРП». Обсуждаются вопросы привлечения дополнительной промысловой информации (результатов гидродинамических исследований скважин, промыслово-геофизических исследований, истории бурения соседних скважин). Предложен алгоритм проведения работ по прогнозированию проблем, связанных с ГНВП при зарезке БГС. Представленные в статье корпоративные инструменты: гидродинамический симулятор «РН-КИМ» в комплексе с геомеханическим решателем и геомеханический модуль «Расчет вертикального роста трещины автоГРП» в корпоративном программном комплексе «РН-КИН» – используются в производственном процессе при сопровождении работ по планированию бурения БГС и для прогнозирования рисков ГНВП.

Список литературы

1. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки / В.В. Мальцев, Р.Н. Асмандияров, В.А. Байков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 70–73.

2. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов, З.Ю. Степанова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. – № 1. – С. 65–75.

3. Гидродинамические исследования в многопластовых нагнетательных скважинах в условиях превышения давления закачки над давлением раскрытия трещин / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Э. Озкан [и др.] // SPE 136199. – 2010.

4. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Г.Р. Бикбулатова [и др.] // SPE 171232. – 2014.

5. Примеры интерпретации данных мини-ГРП в низкопроницаемых коллекторах / Н.А. Махота, А.Я. Давлетбаев, А.И. Федоров [и др.] // SPE 171175. – 2014.

6. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.И. Федоров, А.Р. Давлетова, А.В. Колонских, К.В. Торопов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2(31). – С. 25–29.

7. Федоров А.И., Давлетова А.Р. Симулятор напряженного состояния пласта для определения направления развития трещин // Геофизические исследования. – 2014. – Т. 15. – № 1. – С. 15–26.

8. Моделирование трещин автоГРП в зонах бурения зарезок боковых горизонтальных стволов / Д.С. Иващенко, И.Ф. Сайфуллин, А.И. Федоров, С.С. Хабиров // Материалы Международной научно-практической конференции «Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений». – Казань, 2017. – С. 184–186.

Неоднородные порово-трещиноватые и кавернозные нефтенасыщенные пласты-коллекторы являются наиболее сложными объектами для кислотных обработок карбонатных пород из-за чрезвычайно сильных контрастов проницаемости по сравнению с поровыми матричными блоками, как правило, насыщенными углеводородами. Проницаемость трещинных участков таких коллекторов может на несколько порядков превышать проницаемость ненарушенных трещинами блоковых участков. Традиционные технологии отклонения кислоты в этих условиях практически не эффективны. Даже при закачке аномально вязких гидрофобных эмульсий или концентрированных растворов полимеров блокировка трещиновато-кавернозных зон не достигается, и кислота не отклоняется в нефтенасыщенные матричные интервалы пласта. Поэтому актуальной задачей является разработка структурообразующих коллоидных систем для применения в качестве отклонителей маловязких кислотных растворов в технологиях селективных обработок призабойной зоны гетерогенных порово-трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторов.

Отклонение кислоты может быть осуществлено путем доставки в трещинные интервалы пласта полимерных частиц – смеси гранул и волокон, обладающих временным блокирующим эффектом. Когда отклоняющая жидкость входит в трещину, саморазрушающиеся закупоривающие дисперсные частицы скапливаются, агрегируются и ограничивают дальнейшее ее поступление. Закачиваемая вслед кислота отклоняется и обрабатывает нефтенасыщенные интервалы пласта. В течение заранее определенного периода в зависимости от забойной температуры и уровня рН полимерные закупоривающие частицы растворяются.

В статье рассмотрены решение двух основных задач: подбора наполнителей-кольматантов, обладающих управляемым блокирующим эффектом с расчетным периодом саморазрушения; разработки вязкоупругих составов для эффективной доставки дисперсного кольматанта в трещины. Изучены реологические свойства указанных реагентов при различных физико-химических условиях. Оценена закупоривающая способность структурообразующих коллоидных систем. Проведены фильтрационные эксперименты с физическим моделированием селективных обработок призабойной зоны. Протестированы физико-химические свойства систем и способы достижения и регулирования их деструкции систем. Определены оптимальные рецептуры структурообразующих коллоидных систем.

Список литературы

1. Пат. 2308475 РФ, МПК С 09 К 8/74. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) / М.Х. Мусабиров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2006104156/03; заявл. 10.02.06 г.; опубл. 20.10.07 г.

2. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. В 5 т. Т. 4. Кислотная обработка скважин / под ред. проф. И.Т. Мищенко. – М. : Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с.

3. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. – Казань: ФЭН, 2007. – 424 с.

4. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов / М.А. Силин [и др.]. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 120 с.

5. Хисамов Р.С., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Увеличение продуктивности карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. – Казань: Ихлас, 2015. – 192 с.

6. Pat. US 9212535 B2. Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers/ Ph. Tippel, E.W.A. Morris, C.L. Boney, J. Swaren, J. Lassek, R. Ariza, D.E. Rees; Desmond E., D.R. Simon, M.A. Dardis, D.P. Davis; assignee Schlumberger Technology Corporation. – App. No. 13/014778; filed 27.01.11; publ. 15.12.15.

7. Pat. US 8109335 B2. Degradable diverting agents and associated methods. – № US20090501881 20090713/ H. Luo, D.D. Fulton; assignee Halliburton Energy Services, Inc. - App. No. 12/501881; filed 13.07.19; publ. 07.02.12.

8. Pat. US 10202828 B2. Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same /L. Vigderman, R.K. Saini; assignee Weatherford Technology Holdings, LLC. – App. No. 14/257830; filed 21.04.14; publ. 12.02.19.

9. Pat. US 7036587 B2. Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials / T. Munoz Jr., B.L. Todd; assignee Halliburton Energy Services, Inc. – App. No. 10/609,031; filed 27.06.03; publ. 02.05.06.

10. Chu C. Biodegradable polymeric biomaterials: an updated overview // Biomedical Engineering Handbook. – Roca Raton: CRC Press, 2000. – P. 95-115.

11. Zhong S.P., Doherty P.J., Williams D.F. A preliminary study on the free radical degradation of glycolic acid/lactic acid copolymer // Plastics, Rubber and Composites Processing and Applications. – 1994. – Vol. 21. – P. 89-97.

12. Williams D.F., Mort E. Enzyme-accelerated hydrolysis of polyglycolic acid. // Journal of Bioengineering. – 1977. – V. 1. – № 3. – P. 231–238.

13. Azevedo H., Reis R. Understanding the enzymatic degradation of biodegradable polymers and strategies to control their degradation rate // Biodegradable Systems in Tissue Engineering and Regenerative Medicine. – Roca Raton: CRC Press, 2005. – P. 177–202.

Одним из традиционных методов увеличения нефтеотдачи пластов является применение потокоотклоняющих технологий, предусматривающих использование растворов полимеров в качестве технологических жидкостей, обладающих высокой вязкостью. Среди таких полимеров основными являются различные сополимеры на основе акриламида и акриловой кислоты – полиакриламиды (ПАА). Разнообразие химического состава полиакриламидов обусловливает различие их свойств. Выбор полимера существенно влияет на эффективность применения конкретных потокоотклоняющих технологий. Как правило, контроль качества ПАА осуществляется согласно известным стандартным методикам, но в ряде случаев стандартные методики не позволяют получить достоверную информацию об объекте исследования. Большими аналитическими возможностями для исследования полимеров обладают спектральные методы анализа. Показано, что метод ИК-Фурье спектроскопии позволяет отличить друг от друга анионный гидролизованный, анионный сульфонированный, катионный и неионогенный полиакриламиды. Важной особенностью при этом является то, что используемый метод нарушенного полного внутреннего отражения позволяет проводить анализ образцов в твердом агрегатном состоянии и практически не требует специальной подготовки проб. Установлено, что исследование методом ИК-Фурье спетроскопии остатка после испарения жидкости позволяет идентифицировать тип ПАА в растворе. При исследовании серии образцов ПАА выявлено, что сочетание методов ИК-Фурье спектроскопии и рентгеновской спектроскопии позволяет идентифицировать в образцах различные органические и неорганические примеси: в частности, некоторые исследованные образцы содержали лимонную кислоту, хлорид натрия, сульфат натрия и сульфат аммония. Наличие примесей в ПАА делает недостоверными результаты гравиметрического анализа и потенциометрического титрования. Таким образом, полученные результаты позволяют рекомендовать спектральные методы анализа как дополнение к существующим методикам контроля качества применяемых химических реагентов.

Список литературы

1. Нефтепромысловая химия. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений / В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов, А.Г. Телин, М.А. Силин. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2011. – 261 с.

2. Химические реагенты и технологии для повышения нефтеотдачи пластов / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.И. Толстых, Л.Ф. Давлетшина. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015. – 145 с.

3. Selection of Customized Polymers to Enhance Oil Recovery for High Temperature Reservoirs / N. Gaillard, A. Thomas, B. Giovannetti [et al.] // SPE 177073-MS. – 2015.

4. Recommended Practices for Evaluation of Polymers Used in Enhanced Oil Recovery Operations. – API Recommended Practice 63 (RP 63) First Edition. – 1990. – June 1. – 108 с.

5. Кимстач Т.Б., Тихомиров С.В. Применение современных ИК-Фурье спектрометров Nicolet и приставок для анализа полимеров // Пластические массы. – 2007. – № 3 – C. 34–38.

6. Ежевская Т., Бубликов А. ИК-Фурье спектрометры со специализированными приставками (НПВО, ИК-микроскоп и др.). Особенности измерений // Аналитика. – 2012. – № 1(2). – С. 38–45.

В статье приведены данные о энергозатратности нефтяных месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», которые находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью скважин. В качестве мероприятий, направленных на уменьшение обводненности, предложено применять способ ограничения водопритоков. Рассмотрены основные требования к составам для ограничения водопритока, разработанные специалистами ООО «РН-Пурнефтегаз». Представлены критерии подбора скважин-кандидатов. Дан общий план выполнения работ по ограничению водопритока с применением технологии «Темпоскрин-Плюс». Представлены параметры гелеобразующего водонабухающего состава «Темпоскрин-Плюс», разработанного ООО НТФ «Атомбиотех». Дано краткое описание результатов лабораторных и опытно-промысловых исследований, в том числе реологические и физико-химические свойства систем «Темпоскрин-Плюс». Приведены результаты дополнительного тестирование технологии в лаборатории ООО «РН-УфаНИПИнефть» на соответствие техническим условиям степени набухания, вязкости. Оценены прочность и возможность разрушения полимерно-гелевых систем различными деструкторами. Выполненофильтрационное тестирование на керне. Разработан план ограничения водопритока для трех добывающих скважин Барсуковского месторождения. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний, проведенных в этих скважинах. Отмечено, что все работы проводились в соответствии с технологическими планами с использованием стандартного оборудования. Приведены данные геофизических исследований скважин. Показано, что в работу включаются не работавшие ранее прослои, в том числе нефтенасыщенные. Отмечено изменение динамики дебита жидкости скважинах до и после применения технологии «Темпоскрин-Плюс». Сделан вывод, что работы проведены успешно и могут быть рекомендованы для внедрения (тиражирования) на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз».

Список литературы

1. Опыт планирования и проведения ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритока / И.П. Мориков, A.В. Сахань, Д.П. Щербаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 62–64.

2. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. – СПб.: Недра, 2010. – 560 с.

3. Технологии водоизоляционных работ в терригенных коллекторах / Г.С. Дубининский, Х.И. Акчурин, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев. – СПб.: Недра, 2011. – 178 с.

4. Ретроспективный анализ методов ограничения водопритоков, перспективы дальнейшего развития в Западной Сибири / Ю.В. Земцов, А.С. Тимчук, Д.В. Акинин, М.В. Крайнов // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 4. – С. 17–22.

5. Стрижнев В.А., Тяпов О.А., Уметбаев В.Г. Обобщение опыта проведения ремонтно-изоляционных работ на отдельных крупных месторождениях Западной Сибири. – Уфа: Скиф, 2013. – 272 с.

6. Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б. Инновационная технология ограничения водопритока в добывающих скважинах «Темпоскрин-Плюс» [Электронный ресурс] // Актуальные проблемы нефти и газа: Научное сетевое издание. – 2018. – № 1 (20). – С. 6. – http://oilgasjournal.ru

7. Пат. 2558565 С1 RU. Способ повышения добычи нефти / Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский; заявитель и патентообладатель ООО НТФ «Атомбиотех». – № 2014119728/03 заявл. 16.05.14 г.; опубл. 10.08.15.

8. Пат. 2656654 С2 RU. Способ увеличения добычи нефти / Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский; заявитель и патентообладатель ООО НТФ «Атомбиотех». – № 2016105712; заявл. 19.02.16; опубл. 06.06.18.

9. Крайнов М.В., Горячев С.Е. Актуальные задачи и решения ОАО «НК «Роснефть» в области ремонтно-изоляционных работ и ограничения водопритока // Инженерная практика. – 2014. – № 5. – С. 104–117.

Для расчета продуктивности скважин, работающих в резервуарах элементарной конфигурации (цилиндр, параллелепипед), зачастую применяются модели, основанные на аналитических решениях уравнения фильтрации. В данных моделях на стволе скважины (внутренняя граница резервуара) традиционно задаются граничные условия постоянного забойного давления (первого рода) или постоянного дебита (второго рода). Однако эти граничные условия не всегда адекватно отражают процессы, происходящие при взаимной работе пласта и скважины. В связи с этим в статье предложена модель для расчета продуктивности скважин на неустановившемся режиме с использованием граничного условия третьего рода – линейной зависимости забойного давления от дебита. Эта зависимость представляет собой линейную аппроксимацию кривой характеристики лифта в рабочем диапазоне дебитов скважины. Разработанный специалистами ПАО «НК «Роснефть» подход применим для скважин произвольной конфигурации (вертикальная, горизонтальная скважина, трещина гидроразрыва пласта) и для однородных внешних граничных условий. В статье приведены соотношения для забойного давления и дебита скважины при условии, что известно решение задачи о работе скважины при постоянном дебите для соответствующей конфигурации скважины и внешних граничных условий. Найденные соотношения также позволяют учитывать эффект влияния ствола скважины. Для нахождения решения задачи применен метод преобразования Лапласа. Используя разработанную методику, можно рассчитывать продуктивность скважин с учетом производительности глубинного оборудования, что позволяет проводить оценку технологических показателей работы скважины с учетом реальных условий ее эксплуатации.

Список литературы

1. Van Everdingen A.F., Hurst W. The application of the Laplace transformation to flow problems in reservoirs //Journal of Petroleum Technology. – 1949. – Т. 1. – № 12. – P. 305–324.

2. Nodal systems analysis of oil and gas wells / K.E. Brown [et al.] // Journal of petroleum technology. – 1985. – Т. 37. – № 10. – P. 1751–1763.

3. Brill J., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. – Texas: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME //Society of Petroleum Engineers. – 1999. – Т. 214. – 215 p.

4. Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р. Решение задачи о взаимодействии пласта со скважиной в условиях нестационарного притока // Научно-технический вестник ОАО «НК» Роснефть. – 2007. – № 2. – С. 41–46.

5. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации в 2-х частях. Ч. 1. – М.: Нефть и газ, 1995. – 586 с.

6. Supplement to New Solutions for Well-Test-Analysis Problems: Part 1. Analytical Considerations // E. Ozkan [et al.] //SPE 18615-PA. – 1991.

7. Stehfest H. Algorithm 368: Numerical inversion of Laplace transforms [D5] // Communications of the ACM. – 1970. – Т. 13. – № 1. – P. 47–49.

8. A multiply-fractured horizontal well in a rectangular drainage region / C.C. Chen [et al.] // SPE 37072-PA, 1997.

9. Express Method to Estimate Target Bottomhole Pressure in Pumping Oil Well / M.M. Khasanov [et al.] // SPE 171303-MS. – 2014.

10. Comparison of ESP technologies for operation at high gas content in pump based on NK Rosneft field tests / V.G. Bedrin [et al.] // SPE 117414-MS, 2008.

11. A study of two-phase flow in inclined pipes / D.H. Beggs [et al.] // Journal of Petroleum technology. – 1973. – Т. 25. – № 05. – P. 607–617.

12. A simple mechanistic model for void-fraction and pressure-gradient prediction in vertical and inclined gas/liquid flow / M.M. Khasanov [et al.] // SPE 108506-PA. – 2009.

13. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores / A.M. Ansari [et al.] // SPE 108506-PA, 1990.

14. Monitoring and Optimization of Well Performance in Rosneft Oil Company-The Experience of the Unified Model Application for Multiphase Hydraulic Calculations / V. Krasnov [et al.] // SPE 104359-MS. – 2006.

Основной проблемой добычи трудноизвлекаемых запасов нефти является низкая рентабельность их вовлечения в разработку. Одним из перспективных путей решения проблемы является поиск подходов к повышению продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти и соответствующих новых технологий. В качестве третичных методов увеличения нефтеотдачи широко используются полимерные и поверхностно-активные соединения, обеспечивающие регулируемое повышение вязкости пластовой воды и доотмывание остаточной нефти. Исследования межмолекулярных взаимодействий полимеров с флюидами и породой, такие как краевой угол смачивания и поверхностное натяжение, являются актуальной задачей при полимерном заводнении.

В статье рассмотрены результаты исследований водных растворов полиакриламида (ПАА) марок Softpusher и Seurvey R1 (ГК «Миррико») различных концентраций в дистиллированной воде. Установлена зависимость межфазного натяжения этих полимеров от концентрации под давлением. Структурные изменения, происходящие в системе, приводят к увеличению степени упаковки молекул полимера на границе раздела фаз полимер – инертный газ. В среде инертного газа под давлением происходит набухание полимера из-за низкой растворимости азота в растворе полимера. Выявлена особенность, обусловленная спецификой конформационного состояния макромолекул ПАА, в виде перехода вытянутой формы в клубок, которая все больше «раздувается», приобретая для себя невыгодную, с точки зрения энергии, форму. Наименьшее межфазное натяжение для обоих полимеров всех концентраций соответствует атмосферному давлению.

Список литературы

1. Липатов Ю.С. Коллоидная химия полимеров. – Киев: Наукова Думка, 1984. – 344 с.

2. Полиакриламид softpusher: Описание продукта, ГК «МИРРИКО». – Казань, 2018. – https://www.mirrico.ru/services-products/oil-and-gas/stimulation-of-production-and-limiting-water/in...

3. Полиакриламид seurvey R1: Описание продукта, ГК «МИРРИКО». – Казань, 2018. – https://www.mirrico.ru/services-products/oil-and-gas/improving-performance/chemicals-for-enhanced-oi...

4. Исследование реологического поведения системы раствор полимера – порода / И.И. Мухаматдинов, Ф.А. Алиев, С.А. Ситнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 121–123.

5. Вязкоупругие гели в трубопроводном транспорте нефти / Ю.П. Белоусов, М.М. Гареев, Л.М. Труфакина, М.В. Терехова // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 6. – С. 37–39.

6. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа / О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, А.И. Ширковский, Л.С. Чугунов. – М.: Наука, 1996. – 541 с.

7. Schowalter T.T. Mechanics of Secondary Hydrocarbon Migration and Entrapment // American Association of Petroleum Geologists. – 1979. – V. 63. – Issue 5. – P. 723–760.

8. Труфакина Л.М. Вязкоупругие и поверхностные свойства полимерных комплексов с наполнителями различной природы // Журнал прикладной химии. – 2008. – № 7. – С. 1160–1163.

9. Арутюнян Р.С. Межмолекулярные взаимодействия в системе ПАВ – вода – ПАА по данным денситометрии, вискозиметрии, кодуктометрии и спектроскопии // Журнал физической химии. – 2013. – Т.87. – № 8. – С. 1332–1335.

В связи с увеличением числа скважин с высокой обводненностью продукции, а также в неудовлетворительном техническом состоянии требуются новые методы и технологии тампонирования. Когда интервалы изоляции характеризуются низкой приемистостью, успешность работ может оказаться ниже из-за невозможности создания надежного прочного экрана на границе со скважиной. Одним из актуальных направлений развития технологий тампонирования для таких случаев является применение специальных тампонажных материалов, способных повысить успешность ремонтно-изоляционных работ (РИР).

В статье рассмотрены характеристики и свойства новых тампонажных растворов для проведения РИР. Основными требованиями при выборе составов являлись высокая фильтрационная способность; хорошая адгезия к породе, цементному камню и металлу; повышенная прочность камня; низкая водоотдача и температурный предел применимости растворов. Рассмотрены тонкодисперсная минеральная смесь с минимальным гранулометрическим составом, модифицированный состав на основе магнезиальных компонентов, затворяемых в жидкости, с добавкой солей магния и ионогенного ПАВ и керамический состав на основе кремнийорганической жидкости затворения. С целью повышения эффективности изоляционных работ проведены лабораторные тесты и опытно-промысловыеиспытания на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча» новых тампонажных составов для изоляции низкопроницаемых пластов, интервалов негерметичности и заколонных перетоков. Приведены анализ выполненных работ, критерии подбора скважин-кандидатов, методы и технические средства для проведения РИР, применение которых в комплексе позволяет достичь герметизации нарушений и вывести скважину из бездействия с минимально возможной обводненностью при максимально высоких дебите нефти и продолжительности эффекта изоляции. Выполнена оценка эффективности проведенных работ с использованием данных тампонажных растворов и оптимальных условий их применения.

Список литературы

1. Фоломеев А.Е., Вахрушев А.С., Михайлов А.Г. Об оптимизации кислотных составов для применения в геолого-технологических условиях месторождений ОАО «АНК Башнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 108–111.

2. Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть» / С.Е. Здольник, Ю.В. Некипелов, М.А. Гапонов, А.Е. Фоломеев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 92–95.  

3. Цейтлин В.Г. Причина затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения // Бурение. –1964. – № 2. – С. 16–19.

4. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня. – Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007. – 397 с.

5. Асадуллин Р.Р., Карпов А.А., Майский Р.А. Матрица анализа эффективности геолого-технических мероприятий // Сб. трудов Международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса материалы». – М., 2016. – С. 98–99.

В АО «Самаранефтегаз» осложненные скважины составляют не менее половины эксплуатационного фонда. Большинство месторождений перешло в заключительную стадию разработки. К осложняющим эксплуатацию скважин факторам относятся наличие свободного газа на приеме насоса, механические примеси, солеотложения, асфальтосмолопарафиновые отложения, поглощение жидкости, искривленность стволов скважин, низкие пластовые давления и др. В связи с этим актуальной задачей является поиск новых технологий, технических решений и оборудования, применение которых позволит сократить время проведения ремонтных работ на скважинах, повысить эффективность проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), увеличить добычу нефти и снизить финансовые затраты.

В данной статье рассматриваются осложнения, современное оборудование и методы работы при очистке скважин от механических примесей в условиях низких пластовых давлений и катастрофических поглощений промывочной жидкости. В АО «Самаранефтегаз» с целью повышения эффективности очистки призабойной зоны проведен анализ существующих на рынке технологий. Основными критериями поиска технологии являлись низкий риск аварийности, промывка за одну спускоподъемную операцию интервала длиной не менее 30 м от проппанта и кварцевого песка, а также возможность создания циркуляции в скважинах с поглощением промывочной жидкости. Для проведения опытно-промысловых испытаний выбрана технология промывки скважины с использованием устройства промывочного скользящего с применением специального гидромониторного пера для эффективного разрушения проппантной или песчаной пробки. Промывочное устройство успешно прошло испытания. В скважинах с существенным поглощением потери промывочной жидкости сокращены в 3–4 раза по сравнению с потерями при прямой промывке. Промывка с использованием данной технологии в скв. 12 Евгеньевского месторождения обеспечила минимальные потери промывочной жидкости и позволила очистить призабойную зону от проппантной пробки после проведения гидроразрыва пласта.

Список литературы

1. Особенности удаления проппантовой пробки после завершения гидравлического разрыва пласта в газоконденсатной скважине / В.Б. Обиднов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2009. – № 2. – С. 48–51.

2. Дмитрук В.В. Особенности очистки забоев скважин после гидроразрывов пласта от проппантовых пробок // Наука и техника в газовой промышленности. – 2012. – №3. – С. 47–52.

3. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров [и др.]. – М.: Недра, 1975. – 344 с.

4. Пат. 2405914 РФ «Способ и устройство для промывки скважины» / М.М. Нагуманов, М.Х. Аминев, М.М. Шайхутдинов; заявитель и патентообладатель ООО НПФ «Пакер». – № 2009133575/03; заявл. 07.09.09; опубл. 10.12.10.

В статье рассмотрена задача создания интеллектуально-технического комплекса, реализующего систему адаптивного управления процессом обезвоживания нефти в режиме реального времени. В ходе решения поставленной задачи разработана функциональная модель, которая представляет технологический процесс обезвоживания нефтяных эмульсий как многомерный и многосвязный нелинейный объект управления. Данная модель стала основой разработки адаптивной системы автоматизированного управления. Система включает три контура адаптации. В первом контуре проводится адаптация управляющего воздействия с учетом реакции эталонной модели. Во втором контуре выполняется адаптация расчетного управляющего воздействия к объекту управления с учетом действующих на него помех. В третьем контуре осуществляется сбор информации об управляющих воздействиях и реакциях объекта управления с целью дальнейшей периодической актуализации эталонной модели в первом контуре. Для обеспечения принятия управленческих решений построена искусственная нейронная сеть. Обучение нейронной сети проведено с использованием экспериментальных данных из отчета по разработке технико-технологических рекомендаций по подготовке нефти, выполненного специалистами Промыслового отдела АО «Гипровостокнефть». Разработанная адаптивная система обеспечивает управление остаточным содержанием воды в нефти, а также контроль входных параметров процесса обезвоживания. Она учитывает транспортное запаздывание процесса отстаивания водонефтяной эмульсии и обеспечивает управление в соответствии с расчетными значениями модели процесса обезвоживания. Структуру системы управления можно интегрировать в действующие промышленные установки, а также использовать для новых установок подготовки нефти. При этом эталонная модель должна разрабатываться индивидуально для каждого объекта с учетом свойств и состава нефтяной эмульсии. Адаптивная система управления может быть составной частью общей автоматической системы управления объектом подготовки нефти. Предложенная система является одним из этапов внедрения безлюдных технологий производства, так как позволяет создать автономную установку, не требующую постоянного присутствия персонала для ее обслуживания.

Список литературы

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

2. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – Казань: ФЭН, 2000. – 416 с.

3. Путохин В.С. Математическое моделирование технологического процесса обезвоживания нефти на промыслах. В. Сб.: Нефть и газ. – М.: МИНХ и ГП, 1977. – С. 37–42.

4. Оперативное управление технологическими процессами подготовки нефти по технико-экономическим показателям / А.П. Веревкин, И.Д. Ельцов, Ю.И. Зозуля, О.В. Кирюшин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2006. – № 3. – С. 48–53.

5. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа / Е.Б. Андреев, А.И. Ключников, А.В. Кротов [и др.]. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. – 399 с.

6. Артюшкин И.В. Возможность создания комплексной экспертной автоматизированной системы управления процессом промысловой подготовки нефти // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 29–31.

7. Артюшкин И.В., Максимов А.Е. Разработка автоматической системы управления процессом термохимического обезвоживания нефтяных эмульсий на основе искусственной нейронной сети // Вестник Самарского государственного технического университета. Сер. Технические науки. – 2017. – Вып. 1 (53). – С. 7–15.

8. Некоторые результаты лабораторных экспериментов по разрушению водонефтяной эмульсии под воздействием равномерного электрического поля / А.Е. Бортников, К.Е. Кордик, А.В. Савиных, А.С. Ницин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – Вып. 9. – С. 48–56.

9. Grzymala-Busse Jerzy W., Mroczek Teresa. Definability in Mining Incomplete Data // Procedia Computer Science. – 2016. – V. 96. – Р. 179–186.

10. Аксенов С.В., Новосельцев В.Б. Организация и использование нейронных сетей (методы и технологии). – Томск: Изд-во НТЛ, 2006. – 128 с.

11. Каплан Р. Основные концепции нейронных сетей. – М.: Издательский дом «Вильямс», 2001. – 287 с.

12. Neural Network Software, About NeuroSolutions. – http:// www.neuroproject.ru/aboutproduct.php

13. Хайкин С. Нейронные сети: полный курс = Neural Networks: A Comprehensive Foundation: 2-е изд. – М.: Вильямс, 2009. – 937 с.

14. Рутковская Д., Пилиньский М., Рутковский Л. Нейронные сети, генетические алгоритмы и нечеткие системы. – М.: Горячая линия – Телеком, 2006. – 452 с.

15. Сташкова О.В., Шестопал О.В. Использование искусственных нейронных сетей для восстановления пропусков в массиве исходных данных // Известия вузов. Северо-Кавказский регион. Сер. Технические науки. – 2017. – Вып. 1. – С. 37–42.

Современный этап развития регулирования безопасности потенциально опасных объектов на международном и национальном уровне требует обоснования, обеспечения, контроля и поддержания оптимальных по суммарным социально-экономическим издержкам количественных показателей безопасности. С одной стороны, это обусловлено увеличением числа потенциально опасных объектов и старением уже имеющихся основных фондов, а с другой - необходимостью сосредоточения ресурсов в первую очередь на обеспечении безопасности критически важных объектов в условия гипотетических аварийных ситуаций с глобальными и национальными последствиями и уже во вторую очередь на потенциально опасных объектах при нарушениях нормальных условий работы с местными и локальными последствиями.

В настоящеевремя для обеспечения надежности транспортировки перекачиваемого продукта и безопасности эксплуатации существующей системы магистральных трубопроводов реализуется комплекс мероприятий, который позволяет эффективно воздействовать на участки, где произошла потеря несущей способности, при этом аварийность снижается за счет своевременного устранения опасных дефектов. Однако количественно оценить техническое состояния участков трубопроводов (отдельных участков, системы трубопроводов в целом) и обосновать достаточность, эффективность и экономическую оптимальность разрабатываемых мероприятий достаточно сложно. В результате затруднен процесс нормирования надежности и безопасности как трубопроводной системы в целом, так и ее отдельных участков.

В статье рассмотрены возможные подходы к количественной оценке и анализу параметров надежности, безопасности и риска магистральных нефтепроводов. Показано, что с учетом имеющейся информации о фактическом техническом состоянии объектов, параметрах нагружения, условиях эксплуатации, действующей системы диагностики и программно-информационном обеспечении процесса эксплуатации наиболее перспективным является комбинирование детерминистических и вероятностных методов анализа. Обоснована возможность реализации комплексного вероятностно-детерминированного подхода к нормированию надежности, безопасности, рисков. Предложены расчетные схемы оценки прочностной надежности участка трубопровода и его элементов в вероятностной постановке, позволяющие учесть в качестве статистически варьируемых параметров механические характеристики, а также существующие наработки в области детерминированной оценки прочности и долговечности участков трубопроводов с дефектами.

На основании разработанных расчетных схем определены возможные базовые вероятностные критерии оценки надежности и безопасности. Сформулированы два основных подхода к формированию требований к надежности и безопасности: 1) установление допустимых уровней (частоты, вероятности) возникновения аварийных ситуаций, сопоставление с фактическим уровнем и его последовательное снижение за счет проведения соответствующих организационно-технических мероприятий; 2) обеспечение оптимального сочетания издержек на обеспечение и повышение безопасности и возможного ущерба от аварий и инцидентов при эксплуатации участков линейной части магистральных трубопроводов. В дальнейшем процедура оценки функциональной и прочностной надежности, риска и безопасности трубопроводных систем должна охватывать все стадии жизненного цикла объектов.

Список литературы

1. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Анализ рисков и управление безопасностью (Методические рекомендации) / Рук. Н.А. Махутов, К.Б. Пуликовский, С.К. Шойгу. – М.: МГФ «Знание», 2008. – 672 с.

2. Акимов В.А., Лесных В.В., Радаев Н.Н. Основы анализа и управления риском в природной и техногенной сферах. – М.: Деловой экспресс, 2002. – 352 с.

3. Елохин А.Н. Анализ и управление риском: теория и практика. – М.: ООО «ПолиМедиа», 2002. – 192 с.

4. Махутов Н.А. Научно-методические подходы и разработка мер по обеспечению защищенности критически важных для национальной безопасности объектов инфраструктуры от угроз техногенного и природного характера // Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций. – 2004. – № 1. – С. 37–48.

5. Анализ риска и его нормативное обеспечение / В.Ф. Мартынюк, М.В. Писарев, Е.В. Кловач, В.И. Сидоров // Безопасность труда в промышленности. – 1995. – № 11. – С. 55–62.

6. Брушлинский Н.Н., Клепко Е.А. К вопросу о вычислении рисков // Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций. – 2004. – Вып. 1. – С. 71–73.

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

8. Анализ риска аварий на нефтепроводных системах БТС и МН (МНПП) «Дружба» / М.В. Лисанов, А.И. Гражданкин, А.В. Пчельников [и др.] // Безопасность труда в промышленности. – 2006. – № 1. – С. 34–40.

9. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта / М.В. Лисанов, А.В. Савина, Д.В. Дегтярев, Е.А. Самусева // Безопасность труда в промышленности. – 2010. – № 7. – С. 16–22.

10. Анализ риска аварий на магистральных нефтепроводах при обосновании проектных решений, компенсирующих отступления от действующих требований безопасности / М.В. Лисанов, С.И. Сумской, А.В. Савина [и др.] // Безопасность труда в промышленности. – 2010. – № 3. – С. 58–66.

11. Моделирование аварийных ситуаций на опасных производственных объектах. Программный комплекс ТОКСИ+ (Версия 3.0). Сер. 27. Декларирование промышленной безопасности и оценка риска / А.А. Агапов, М.В. Лисанов, А.С. Печеркин [и др.]. – М.: ООО «Научно-технический центр по безопасности в промышленности», 2006. – 252 с.

12. W. Kent Muhlbauer. Pipeline Risk Management. Manual Ideas, Techniques, and Resources. Third Edition. – Gulf Professional Publishing, 2004. – 395 p.

13. Оценка риска аварий на магистральных нефтепроводах КТК-Р и БТС / Ю.А. Дадонов, М.В. Лисанов, А.И. Гражданкин [и др.] // Безопасность труда в промышленности. – 2002. – № 6. – C. 2–6.

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

15. Ржаницын А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежности. – М.: Стройиздат, 1978. – 239 с.

16. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. – М.: Машиностроение, 1984. – 312 с.

17. Лебедева А.С., Аладинский В.В. Расчет показателей надежности линейной части магистральных трубопроводов по результатам диагностических исследований // Автоматизация, телемеханика и связь в нефтяной промышленности. – 2008. – № 6. – С. 33–36.

18. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова, П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 20–31.