В статье рассмотрен подход ПАО «НК «Роснефть» к управлению инновациями. Подход основан на формировании и обеспечении функционирования в структуре компании кластера специализированных институтов. Кластер объединяет 44 специализированных института, общее число сотрудников которого превышает 1500 человек. Дано описание предпосылок к созданию специализированных институтов, образовавшихся на базе экспертных сообществ в профильных подразделениях корпоративных научно-проектных институтов. Представлены история развития и становления специализированных институтов, реализуемые ими в настоящее время проекты, а также перспективные направления развития. В настоящее время направления работ специализированных институтов охватывают все актуальные направления деятельности компании «Роснефть»: от геологоразведки, проектирования разработки и обустройства месторождений, создания новых технологий для нефтепереработки и нефтехимии до разработки специального программного обеспечения, развития машинного обучения и искусственного интеллекта. Показано, что сочетание в кластере специализированных институтов базового и сервисного сегментов работ позволяет компании обеспечивать долгосрочное устойчивое развитие, в основу которого составляет как создание новых направлений, так и снижение доли субподрядных работ, например, при оказании специализированных проектных или экспертно-консультационных услуг по профилю компетенций институтов. Важным преимуществом специализации компетенций является синергия конкуренции между институтами и их кооперации, которые усиливаются процессом выравнивания уровня компетенций, например, в части подходов к организации их внутреннего функционирования. В комплексе это приводит к получению дополнительного экономического эффекта, ускоренному развитию новых компетенций и обеспечению технологического лидерства компании «Роснефть» в отрасли.

Список литературы

1. Портер М. Конкуренция / пер. с англ. – М.: Издательский дом «Вильямс», 2000. – 495 с .

2. Организация процессов управления внедрением результатов инновационной деятельности нефтегазовых компаний / Э.О. Тимашев, А.А. Пашали, В.А. Павлов, М.Г. Волков // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 8–15.

3. Тромпенаарс Ф., Куберг П.Х. 100 ключевых моделей и концепций управления. – М.: Манн, Иванов и Фербер, 2019. – 636 с.

4. Андрусенко Т. Центры знаний // Генеральный директор. – 2006. – № 11.

5. Вильякайнен П.А., Миллер-Эберстейн М. Без страха. Лидеры бизнеса в цифровую эпоху. – М.: Олимп-Бизнес, 2011. – 400 с.

В статье отражены результаты создания системы типового проектирования ПАО «НК «Роснефть» и принципы формирования экономического эффекта. Система типового проектирования является основой успешного инновационного развития компании, которое обеспечивается налаженным механизмом внедрения и контроля применения при проектировании эффективных типовых решений. Типовое проектирование позволяет ПАО «НК «Роснефть» повысить качество проектной продукции, оптимизировать проектные решения и унифицировать потребность в материально-технических ресурсах, что в итоге повышает эффективность капитальных вложений компании.

Список литературы

1. Новая стратегия «Роснефть – 2022». – https://www.rosneft.ru/docs/report/

2017/ru/strategy.html

2. Автоматизация применения типовой проектной документации в НК «Рос-

нефть» / А.М. Коркин, В.А. Павлов, С.Э. Мотус [и др.] // Нефтяное хозяйство. –

2018. – № 8. – С. 100–101.

Апт-кайнозойский осадочный чехол Чукотского моря к северу от о. Врангеля выполняет глубокий Северо-Чукотский мегапрогиб и имеет многоэтажное клиноформное строение. В американской акватории Чукотского моря отложения вскрыты пятью поисковыми глубокими скважинами, одна из которых открыла газоконденсатное месторождение Burger. В остальных скважинах встречены признаки остаточного нефтенасыщения разновозрастных пород. Постнеокомские отложения Северного склона Аляски также имеют клиноформное строение и продуктивны на нескольких месторождениях. Залежи приурочены в основном к литологическим ловушкам, и эффективной методической основой для их прогнозирования является секвенс-стратиграфический подход. Применение последнего к изучению клиноформного строения акватории Чукотского моря отражено в нескольких работах российских и зарубежных исследователей. В данной статье использован метод прослеживания траектории смещения кромки клиноформ, на основе которого выделены наиболее значимые поверхности, разделяющие осадочные комплексы. Картирование распространения кромки клиноформ позволяет определить направление поступления осадочного материала. В результате выделено и закартировано 18 клинотем, объединенных по преобладающему направлению сноса осадков в 6 сейсмокомплексов. Регрессивные этапы проградации клиноформных толщ прерывались трансгрессиями различных масштабов. В результате наиболее значимых трансгрессий происходило надстраивание одного сейсмокомплекса другим, и таким образом формировался многоэтажный осадочный чехол Северо-Чукотского мегапрогиба. После существенных по масштабам трансгрессий, в низах сейсмокомплексов образовались клинотемы с наибольшими расстояниями проградации. Эта зависимость справедлива для мел-палеогеновой части разреза, однако в неогеновой части, наоборот, клинотемы с набольшими расстояниями проградации тяготеют к верхам сейсмокомплексов. Толщины клиноформной части клинотем характеризуют относительные изменения палеобатиметрии бассейна. Максимальные толщины клинотем отражают развитие континентального палеошельфа в конце мела-середине палеоцена и современного шельфа в плиоцене-плейстоцене. Минимальные толщины среднепалеогеновых-средненеогеновых (?) клинотем указывают на развитие подводных частей дельт в пределах сформированного палеошельфа. На разных этапах развития бассейна фиксируется значительное изменение толщин клинотем по площади, которое связано со сложной геометрией осадочных тел при косом наложении клинотем, относящихся к разным этажам. Клинотемы имеют различные траектории смещения кромок клиноформ, в основном проградационно-аградационные или аградационно-проградационные. Это является одним из критериев интерпретации нижних и верхних композитных трактов соответственно. На профилях отмечаются спрямленные и пилообразные траектории смещения кромок клиноформ. Последние свидетельствуют о формировании в разрезе клинотем отложений трансгрессивных трактов. На основе комплекса признаков в разрезе интерпретируются отложения нижних, трансгрессивных и верхних системных трактов.

Список литературы

1. A new grid of Arctic bathynmetry: a significant resource for scientists and mapmakers / M. Jakobsson, N. Z. Cherkis, J. Woodward [et al.] // EOS Transactions AGU. – 2000. – P. 89. – https://agupubs.onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1029/00EO00059

2. Фрейман С.И., Никишин А.М.. Петров Е.И. Кайнозойские клиноформные комплексы и геологическая история Северо-Чукотского бассейна // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. – 2019. – № 4. – С. 11–19.

3. Houseknecht D.W., Bird K.J., Schenk C.J. Seismic analysis of clinoform depositional sequences and shelf-margin trajectories in Lower Cretaceous (Albian) strata, Alaska North Slope. – 2009. – № 21. – P. 644–654.

4. Geology of the Late Cretaceous to Cenozoic Beaufort-Mackenzie Basin, Canada / J. Dixon, J.R. Dietrich, L.S. Lane, D.H. McNeil // Sedimentary Basins of the World. – 2008. – № 5. – P. 551–572.

5. Hegewald A., Wilfred J. Relative sea level variations in the Chukchi region –Arctic Ocean – since the late Eocene // Geophysical research letters. – 2013. – № 40. – P. 803–807.

6. Cretaceous and Paleogene clinoform sequences of North Chukchi Basin / M.A. Agasheva, Y.A. Karpov, A.V. Stoupakova и A.A. Suslova // 79th EAGE Conference & Exhibition 2017. – https://www.earthdoc.org/content/papers/10.3997/2214-4609.201701534?crawler=true#html_fulltext

7. Skaryatin M. The Post-Neocomian Fill History of the North Chukchi Basin. AAPG Datapages/Search and Discovery Article #90332, 2019. – http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2018/ice2018/abstracts/3005498.html

8. Перспективы нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений Восточно-Сибирского и Чукотского морей по результатам секвенс-стратиграфического анализа / В.Н. Ставицкая, О.С. Махова, А.Б. Попова [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 17–23.

9. Helland-Hensen W, Hampson G.J. Trajectory analysis: concepts and applications, Basin Research. – 2009. – V. 21. – P. 454–483.

10. Sequence Stratigraphy in Siliciclastic Systems – the ExxonMobil Methodology. Atlas and Exercises: SEPM concepts in sedimentology and palaeontology / V. Abreu, J.E. Neal, K.M. Bohacs, J.L. Kalbas. – Tulsa: SEPM, 2009. – 226 p.

11. Patruno S., Hampson G.J., Jackson C.-A.-L. Quantitative characterization of deltaic subaqueous clinoforms // Earth‐Science Reviews. – 2015. – № 142. – P. 79–119.

Трещинный коллектор обеспечивает высокие дебиты нефти и газа, но характеризуется локальным распространением. В настоящее время отсутствуют эффективные технологии прогноза трещиноватости до бурения, несмотря на их актуальность для большого числа поисково-разведочных и эксплуатационных объектов. Для разработки такой технологии, основанной на структурно-кинематических данных, в ПАО «НК «Роснефть» выполняется инновационный проект.

В статье представлены результаты прогноза открытой трещиноватости на основе поля деформации, рассчитанного методами кинематического моделирования, геомеханического восстановления и угловых дислокаций. Исходными данными является структурно-кинематическая модель, которая включает структурный каркас, состоящий из поверхностей горизонтов и разломов, векторы и амплитуды смещения разломов, доскладчатую модель, а также кинематические алгоритмы формирования структуры. Кинематический и геомеханический методы расчета поля деформации применяются для пликативной составляющей. Поле деформации моделируется приведением современной пликативной структуры к доскладчатому состоянию. Метод угловых дислокаций рассчитывает поле деформации для зон влияния разломов, на основе их пространственных и кинематических характеристик. В статье сформулирован ряд положений и допущений, позволяющих перейти от поля деформации к открытой трещиноватости. Параметры открытой трещиноватости определены следующим образом: 1) тип трещиноватости пласта (скола или отрыва) – по соотношению сдвиговых и продольных деформаций; 2) ориентировка – по направлению компоненты растяжения; 3) интенсивность открытой трещиноватости – по величине продольных деформаций на площадке, перпендикулярной кровле пласта и ортогональной простиранию оси растяжения. Выполненная проверка результатов показала положительную корреляцию с данными о продуктивности скважин, что свидетельствует о целесообразности развития деформационных методов для прогноза тектонической трещиноватости на основе структурно-кинематических данных.

Список литературы

1. Гололобов Ю.Н. Диагностическое значение паргенезисов дизъюнктивно-пликативных структур // Известия вузов. Геология и разведка. – 1982. – № 12. – С. 41–46.

2. Технология структурного кинематического моделирования на этапах поиска и разведки в складчато-надвиговых зонах / В.В. Гайдук, С.В. Куксов, П.А. Земцов, Д.В. Грищенко // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – Вып. 37. – № 4. – С. 4–9.

3. Трещиноватость горных пород. Основы теории и методы изучения: /метод. реком./ Сост.: О.Г. Епифанцев, Н.С. Плетенчук. – Новокузнецк: СибГИУ, 2008. – 41 с.

4. Ребецкий Ю.Л. Тектонические напряжения и прочность горных массивов. – М.: Академкнига, 2007. – 406 с.

5. Гайдук В.В., Прокопьев А.В. Методы изучения складчато-надвиговых поясов. – Новосибирск: Наука, 1999. – 160 с.

6. Ребецкий Ю.Л., Сим Л.А., Маринин А.В. От зеркал скольжения к тектоническим напряжениям. Методы и алгоритмы. – М.: ГЕОС, 2017 – 234 с.

7. Моделирование трещиноватости. Практикум по DFN в Petrel 2016-2019 / под ред. К.Е. Закревского. – М.: МАИ, 2019. – 96 с.

В статье рассмотрены краткие результаты анализа успешности выполнения программы геолого-разведочных работ (ГРР) за последние 5 лет на лицензионных участках ПАО НК «Роснефть» на территории южных районов Тюменской области в периметре деятельности ООО «РН-Уватнефтегаз». Повышение успешности поисково-разведочного бурения и сокращение финансовых затрат на поисковой стадии ГРР в значительной мере обеспечивается за счет снижения основных геологических риски. В ПАО НК «Роснефть» последние 10 лет используется подход на основе анализа четырех геологических факторов: структурного фактора, результатов прогноза коллектора, заполненности резервуаров углеводородов и сохранности залежи. По итогам ГРР для каждого интервала юрских и меловых отложений установлена приоритетность того или иного геологического риска. Всесторонний анализ геологического строения рассмотренных в статье территорий показал, что специфика условий формирования нефтяных залежей на территории Уватского региона предполагает учет дополнительных геологических факторов, таких как этапность вхождения в «нефтяное окно» отложений баженовской свиты на территории Уватского района и влияние тектонических перестроек на неотектоническом этапе на гипсометрическое положение современных залежей. При анализе результатов бурения рассмотрена валидность использования системы оценки геологических рисков для лицензионных участков Уватского проекта, разработанная в ПАО НК «Роснефть». Установлено, что для повышения эффективности бурения и поиска новых залежей углеводородов для территорий Уватского проекта ее необходимо адаптировать. Предлагаемый в статье подход к учету геологических рисков на территории лицензионных участков ООО «РН-Уватнефтегаз» позволит ПАО НК «Роснефть» отказаться от бурения неэффективных скважин на поисково-оценочной стадии ГРР.

Список литературы

1. Анализ состояния и перспективы развития нефтяной ресурсной базы юга Тюменской области / Ю.А. Стовбун, В.И. Довгуля, С.Ф. Хафизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 6. – С. 6–7.

2. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция: состояние сырьевой базы, прогнозы развития нефте- и газодобычи, актуальные проблемы недропользования / А.Э. Конторович [и др.] // Тезисы научно-практической конференции «Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа». – М., 2004. – С. 11–17.

3. Новые данные о нефтегазоносности баженовской свиты южных районов Тюменской области / О.В. Бакуев, С.Ф. Хафизов, Ю.А. Стовбун, Р.Н. Хасанов // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 6. – С. 8–10.

4. Ключевые геологические риски плея / Е.А. Лыжин, Е.А. Булгакова, Н.В. Нассонова, Е.Л. Лазарь // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 6. – С. 18–23.

5. Методы геолого-экономического моделирования ресурсов и запасов нефти и газа с учетом неопределенностей и риска. – М.: Геоинфорцентр, 2002. – 329 с.

6. Елишева О.В., Шилова Ю.В. Вторичные изменения пород-коллекторов тюменской свиты – фактор осложняющий выделение зон глинизации и прогноз коллекторов по данным сейсморазведки 3D // Материалы IX Всероссийского совещания «Литология осадочных комплексов Евразии и шельфовых областей». – Казань, 2019.

7. Использование палеотектонических реконструкций на лицензионных участках Увата для снятия геологических рисков по незаполнению выявленных ловушек углеводородами / О.В. Елишева [и др.] // Материалы конф. «Трофимуковские чтения». – Новосибирск, 2019.

8. Свидетельство № 2017614493 РФ о государственной регистрации программы для ЭВМ. «StatisticStructure» / Ю.А. Евланова, М.В. Семухин, П.В. Зимин, Е.А. Лыжин; заявитель и патентообладатель ООО «ТННЦ», ПАО «НК «Роснефть». – № 2017611619; заявл. 28.02.17; опубл. 18.04.17.

9. Поляков А.А., Мурзин Ш.М. Международный опыт анализа геологических рисков // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/3/60_2012.pdf

10. Елишева О.В. Создание литофациальных 2D-моделей продуктивных пластов как основы прогноза коллекторов по данным сейсморазведки МОГТ 3D // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 8 (332). – С. 20–30.

11. Предчетенская Е.А. Катагенетические изменения нижне-среднеюрских отложений на территории Томской области // Материалы регион. конф. Геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. – Т. 1. – Томск, 2000. – С. 192–193.

12. Компьютерное моделирование процессов реализации нефтематеринского потенциала пород (на примере баженовской свиты Западной Сибири) / Н.В. Лопатин [и др.] // Моделирование нефтегазообразования. – М.: Наука, 1987. – С. 21–25.

13. Эпигенез и генерационный потенциал терригенных юрских пород (широтное течение р. Демьянка) / Т.А. Рязанова [и др.] // Сборник трудов ТННЦ. – 2017. – Вып. 3. – С. 100–107.

Разработка и улучшение программных пакетов геологического моделирования месторождений нефти и газа ведется в настоящее время в значительной мере в направлении оптимизации процесса построения модели. В статье рассмотрен один из аспектов оптимизации процесса построения цифровых геологических моделей. Оптимизация процесса достигается в том числе за счет его автоматизации. Разумная автоматизация геологического моделирования дает возможность ускорить работу и минимизировать число ошибок. Для автоматизации процесса построения моделей использованы гибкие типовые шаблоны моделирования, разработанные для наиболее распространенных схем создания моделей. Шаблоны моделирования применяются к процессу менеджера задач (workflow). Показано, что использование менеджера задач в геологическом моделирования становится существенно более эффективным, если при этом учитываются геологические особенности строения продуктивных отложений различных регионов. Для учета геологических особенностей отложений и технологии построения моделей разработана классификация геологических моделей. На основе данной классификации созданы типовые менеджеры задач (шаблоны моделирования) для наиболее распространенных технологий построения моделей продуктивных отложений различных регионов в корпоративном пакете «РН-Геосим». Гибкое создание шаблонов моделирования в корпоративном пакете «РН-Геосим» позволяет учитывать геологические особенности строения продуктивных отложений различных регионов, создавая новые и модифицируя старые шаблоны. Накопление со временем разнообразных шаблонов для разных типов залежей и отложений в банке шаблонов позволяет создать новую интеллектуальную компетенцию в области моделирования. Создание типовых, геологически и технологически ориентированных шаблонов моделирования выполнено в рамках разработки корпоративной линейки программных продуктов ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. К вопросу о перспективах создания корпоративного программного обеспечения геологического моделирования / М.И. Саакян, К.Е. Закревский, Р.К. Газизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 50–54.

2. http://roxar.ru/about-us/history

3. https://books.google.ru/books?id=GWN9DwAAQBAJ

4. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. – М.: ООО ИПЦ Маска, 2009. – 376 с.

5. Закревский К.Е., Кундин А.С. Особенности геологического 3D моделирования карбонатных и трещинных резервуаров. – М.: Белый Ветер, 2016. – 404 с.

Одной из приоритетных задач ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») является разработка, апробация и внедрение новых интерпретационных методик и технологий, которые позволят повысить эффективность петрофизического сопровождения проектов компании по разработке, геологоразведке и подсчету запасов. Современная петрофизика развивается в направлении цифровизации, внедрения машинного интеллекта и обработки больших данных. Создаваемые цифровые помощники не могут пока заменить специалистов. Однако возможности таких алгоритмов будет только возрастать, что обеспечит постепенное замещение непроизводительного ручного труда в области рутинных подготовительных оформительских работ. Следствием этого должно стать кардинальное сокращение временных затрат на выполнение петрофизических проектов. При этом роль специалиста должна все в большей степени сводиться к «программированию» цифровых помощников и преимущественно аналитической деятельности, что привет к качественному сдвигу с точки зрения глубины и детальности проработки петрофизических решений. Очевидно, что анализ больших объемов данных позволит выявлять новые эффективные инструменты для прогноза петрофизических и геологических свойств, а также обеспечит новый уровень прогноза эксплуатационных показателей. Вместе с тем новые технологические и информационные стандарты диктуют и новые требования к профилю компетенций специалиста: естественным дополнением к традиционному багажу петрофизических знаний должны стать развитые компетенции в области ИТ-технологий и, как минимум, базовые навыки программирования. Показано, что цифровизация, использование возможностей искусственного интеллекта и анализ больших объемов данных должны привести к новому витку развития в области петрофизики и качественному повышению эффективности петрофизического сопровождения геологоразведки и разработки нефтегазовых месторождений.

Список литературы

1. Высокотехнологичные методы геофизических исследований скважин / М.А. Басыров, А.В. Хабаров, И.А. Ханафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 13–17.

2. Hierarchical Attention Networks for Document Classification / Zichao Yang, Diyi Yang, C. Dyer, Xiaodong He [et al.]. – San Diego, California: Association for Computational Linguistics, 2016. – P. 1480–1489. – https://www.aclweb.org/anthology/N16-1174

В настоящее время эксплуатационное бурение является основным фактором, влияющим на поддержание уровней добычи нефти в нефтегазовой отрасли. В последние годы наблюдается значительный рост объемов бурения высокотехнологичных скважин (горизонтальных, многозабойных, с большим отходом от вертикали), связанный с вовлечением в разработку новых месторождений, районов с более сложными геолого-физическими характеристиками, остаточных запасов на длительно разрабатываемых месторождениях, месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Вклад высокотехнологичных скважин в добычу соответственно также увеличивается. В статье рассмотрены результаты создания алгоритма и программного модуля, определяющего в режиме реального времени сходимость и качество каротажных данных. Причиной возникновения сдвига между основным каротажем и его перезаписью может являться неправильная мера бурового инструмента или изменения компоновки низа буровой колонны или в бурильной свече. Кроме того, сдвиг может быть обусловлен неправильным определением положения муфт бурового инструмента при спускоподъемных операциях. Разработанный ПАО «НК «Роснефть» программный модуль, использующий данные гамма-каротажа, которые получены в процессе бурения при предыдущем рейсе, а также обновляющуюся в режиме реального времени перезапись каротажа, при достаточной сходимости кривых и высоком качестве данных позволяет получить информацию о наличии сдвига уже за несколько десятков метров. Данный модуль дополнительным инструментом в работе инженера-геонавигатора. Его применение способствует повышению эффективности процесса геологического сопровождения бурения и снижению затрат на строительство скважин. При наличии нескольких параметров, допускающих изменения в зависимости от входных данных и задачи, программный модуль может быть использован для анализа данных не только гамма-каротажа, но и других геофизических исследований скважин.

Список литературы

1. Теория статистики / Г.Л. Громыко [и др.] / под ред. Г.Л. Громыко. –

М.: ИНФРА-М, 2009. – 474 с.

2. Илышев А.М., Шубат О.М. Общая теория статистики. – М.: КРОНУС, 2013. – 432 с.

В статье приведены результаты работ, выполненных Дальневосточным федеральным университетом в 2018-2019 гг. в рамках реализации инновационной программы ПАО «НК «Роснефть». Представлены данные регулярных наблюдений за прочностными свойствами ровного льда на четырех опорных полигонах, два их которых расположены на арктическом шельфе, два – на тихоокеанском. Исследования существенно расширили представления о сезонном изменении прочностных характеристик льда и ледовой нагрузки на морские нефтегазопромысловые сооружения для арктического и тихоокеанского шельфов, а также позволили определить календарные периоды для проведения натурных испытаний. В результате обработки экспериментальных данных, полученных при определении прочностных свойств льда, выявлена линейная зависимость прочностных характеристик ровного льда от его температуры. При этом коэффициенты в соответствующих уравнениях регрессии зависят от региона и типа льда. Установлены примерные соотношения между ледовой нагрузкой в течение ледового сезона. Предложена методика уточнения проектных значений. Сделаны выводы о сезонной изменчивости прочности льда и ее влиянии на величину проектных нагрузок: определена толщина льда, при которой он обладает максимальной прочностью (70 % максимальной толщины льда за сезон), а также толщина льда, при которой достигается максимальная ледовая нагрузка (80 % максимальной толщины льда за сезон). Полученные данные могут быть использованы при проектировании объектов инфраструктуры для разведки, добычи и транспорта углеводородов на замерзающих акваториях континентального шельфа Российской Федерации, а также для концептуальной проработки вопросов морской логистики, связанной с транспортировкой углеводородов по Северному морскому пути.

Список литературы

1. Johnston M. Seasonal Changes in the Properties of First-year, Second-year and Multi-year Ice // Cold Reg. Sci. Technol. – 2017. – V. 141. – P. 36–53.

2. Методическое пособие по изучению физико-механических характеристик ледяных образований как исходных данных для расчета ледовых нагрузок на берега, дно и морские сооружения / В.Н. Смирнов, А.И. Шушлебин, С.М. Ковалев, И.Б.  Шейкин. – СПб: ААНИИ, 2011. – 178 с.

3. Определение локальной прочности льда с помощью скважинного зонда-индентора в морях Карском и Лаптевых / К.А. Корнишин, В.А. Павлов, А.И. Шушлебин [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». – 2016. – № 1. – С. 47–51.

4. Мониторинг физико-механического состояния морского льда и краткосрочное прогнозирование экстремальных ледовых явлений / В.Н. Смирнов, С.М. Ковалев, А.И. Шушлебин [и др.] // Проблемы Арктики и Антарктики. – 2020. – Т. 66. – № 2. – С. 162–179.

5. Bekker A.T., Uvarova T.E., Pomnikov E. E. Fatigue strength analysis of structural elements under ice condition // Proceedings 20th International Conference on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions, POAC, 9-12 June 2009. Lulea. – 2009. – V. 2. – P. 1203–1210.

6. Особенности развития консолидированного слоя гряд торосов в морях Карском и Лаптевых / В.А. Павлов, К.А. Корнишин, Е.У. Миронов [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 49–54.

7. Опыт крупномасштабных испытаний прочности ледяных полей на изгиб в Карском море и море Лаптевых / К.А. Корнишин, В.А. Павлов, В.Н. Смирнов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть. – 2016. – № 2. – С. 85–89.

8. Экологический атлас. Море Лаптевых / В.О. Мокиевский, А.Б. Цетлин, Л.А. Сергиенко [и др.] // Сер. Атласы морей Российской Арктики. – М.: ООО «Арктический Научный Центр», 2017.

9. Исследования гидрометеорологического и ледового режимов на акватории Хатангского лицензионного участка в акватории моря Лаптевых / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 22–27.

10. Исследования ледового режима на акватории Хатангского залива в море Лаптевых / К.А. Корнишин, П.А. Тарасов, Я.О. Ефимов [и др.] // Лед и Снег. – 2018. –  Т. 58. – № 3. – С. 396–404.

11. Physical and Mechanical Characteristics of Sea Ice in the Kara and Laptev Seas / S.M. Kovalev, V.N. Smirnov, V.A. Borodkin [et al.] // International Journal of Offshore and Polar Engineering. – 2019. – V. 29. – N 4. – December. – P. 369–374.

12. Cluster development of the barents and kara seas hc mega basins from the Novaya zemlya archipelago / Y. Efimov, A. Zolotukhin, O.T. Gudmestad, K.  Kornishin // SPE – Arctic Technology Conference 2014. –

ОТС-24650-MS-2014. – С. 847–856.

В статье рассмотрены развитие процесса контроля эксплуатации и исследования скважин Среднеботуобинского месторождения компании ПАО «НК «Роснефть». Приведены результаты промыслово-геофизических исследований (ПГИ), проведенных при опытно-промышленной эксплуатации многозабойных скважин, и применения автономных устройств контроля притока. Основная часть запасов основного продуктивного пласта Бт (75 %) приурочена к подгазовой зоне и представляет собой тонкую нефтяную оторочку толщиной 10 м. Традиционным подходом при разработке контактных запасов является применение горизонтальных скважин (ГС) с контролем депрессии на пласт. Согласно стратегии ПАО «НК «Роснефть» доля высокопродуктивных ГС должна составлять не менее 40 % общего фонда скважин. Внедрение ГС в качестве базовой проектной технологии позволило значительно повысить эффективность разработки месторождения. Коэффициент продуктивности при запуске ГС (проектная длина горизонтальной части ствола – 1250 м) составил в среднем 100 м³/(сут×МПа). Дальнейшее совершенствование разработки газонефтеводяной зоны было связано с применением многозабойных скважин (общая длина основного горизонтального ствола в интервале продуктивного пласта 1250 м и семь боковых стволов по 500 м). Это позволило увеличить среднюю начальную продуктивность скважин до 500 м³/(сут×МПа). Применение скважин сложной конструкции потребовало использования высокоточной системы контроля, в первую очередь скважины были оборудованы датчиками постоянного замера давления, которые позволили на количественном уровне оценить продуктивность скважин и обеспечить мониторинг энергетического состояния залежи. ПГИ с использованием скважинного трактора и гибких НКТ, освоение с применением Y-tool технологии позволили полностью охватить исследованием интервал обсаженного основного ствола, выявить рабочие интервалы ГС, оценить на качественном уровне эффективность работы боковых стволов и автономных устройств контроля притока. Применение ПГИ для контроля притока по длине ГС позволило подтвердить эффективность работы многозабойных скважин. Получена зависимость продуктивности от эффективной длины горизонтального участка. На осонове результатов опытно-промышленных работ рекомендовано тиражирование рассмотренной технологии.

Список литературы

1. Обоснование концепции разработки крупного сложнопостроенного месторождения Восточной Сибири на основе гидродинамического моделирования / А.Н. Леванов, В.Ю. Белянский, И.А. Волков, Д.А. Анурьев //

SPE-176636-RU. – 2015.

2. Разработка сложнопостроенных залежей с подгазовой зоной и подстилающей водой на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Н. Иванов, Д.В. Акинин, Р.Р. Валеев [и др.] //

SPE-182055-RU. – 2016.

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

4. Конторович А.А. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах Центрального блока и Курунгского лицензионного участка. – Красноярск: ООО «Геология Восточной Сибири», 2012.

5. Лукьянцева ЕА., Опарин И.А., Кобяшев А.В. Определение методов выявления слоя высоковязких нефтей на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Тезисы доклада на Конференции «Геобайкал». – 2018.

6. Прокопьева Е.П., Кобяшев А.В., Валеев Р.Р. Опыт проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин Среднеботуобинского месторождения // Каротажник. – 2017. – № 8 (278). – С. 19–21.

Увеличение концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости вследствие повышения интенсивности эксплуатации добывающих скважин приводит к ужесточению условий эксплуатации электроприводных центробежных насосов, в частности, при широком применении технологии многостадийных гидравлических разрывов пласта с большим объемом закачиваемого проппанта. Несмотря на значительно возросшие интенсивность эксплуатации оборудования и число осложняющих эксплуатацию факторов, реализуемая специалистами ПАО «НК «Роснефть» стратегия позволяет ежегодно добиваться повышения межремонтного периода работы скважин и оборудования. В рамках поиска путей дальнейшего увеличения эффективности эксплуатации установок электроприводных центробежных насосов, эксплуатируемых в условиях повышенного содержания газа и абразивных частиц в добываемой жидкости ПАО «НК «Роснефть» инициировано проведение стендовых испытаний применяемых газосепараторов. В результате испытаний впервые изучена деградация коэффициента сепарации разных моделей газосепараторов, вызванная износом оборудования. Установлено, что в наибольшей степени деградация коэффициента сепарации проявляется в моделях газосепараторов роторного типа. Для газосепараторов шнекового и вихревого типов в ходе испытаний зафиксировано относительно небольшое изменение коэффициента сепарации. Проведены также исследования глубины гидроабразивных повреждений защитной гильзы газосепараторов. Наибольшая глубина повреждений зафиксирована на моделях газосепараторов роторного типа, наименьшая – для шнекового типа. По результатам проведенного тестирования производителям газосепараторов направлены рекомендации по доработке конструкции с целью повышения износоустойчивости. Проведенные исследования позволили определить лучшие типы газосепараторов для использования в скважинах с повышенным выносом абразивных частиц, а также разработать критерии износоустойчивости для внесения в технические требования ПАО «НК «Роснефть» к данному оборудованию. Применение газосепараторов с выявленной в ходе стендовых испытаний высокой износоустойчивостью позволит снизить потери добычи нефти, обусловленные увеличением газосодержания в насосе по причине снижения коэффициента сепарации. Дополнительно переход на использование газосепараторов с повышенной износоустойчивостью позволит снизить операционные затраты на ремонт и капитальные вложения в закупку данного оборудования. Это обеспечит также эффект дальнейшего увеличения межремонтного периода работы скважин.

Список литературы

1. Освоение скважин после гидравлического разрыва пласта / А.Р. Салихова, К.Ю. Лоскутов, И.Т. Галков, А.А. Сабиров // Территория Нефтегаз. – 2020. – № 9. – С. 64–70.

2. Якимов С.Б., Шпортко А.А., Шалагин Ю.Ю. О путях повышения надежности газосепараторов ЭЦН на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. – № 1. – С. 33–39.

3. Проект внедрения газосепараторов электроцентробежных насосов с меньшей потребляемой мощностью: подготовка и начало реализации / Д.А. Минченко, С.Б. Якимов, А.Б. Носков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 64–67.

4. Герасимов В.В. Высоконадежное оборудование для работы в осложненных условиях // Инженерная практика. – 2012. – № 4. – С. 18–25.

В статье рассмотрены принцип действия, ключевые характеристики и конструктивные решения погружных электроприводов установок для добычи нефти в ПАО «НК «Роснефть». Выполнен обзор характеристик и конструктивных особенностей изготовления представленных на рынке образцов линейных приводов, приведены предельные значения параметров работы рассматриваемого оборудования. Дано описание типового состава и принципа действия основных существующих типов станций управления линейными вентильными приводами. Выполнен краткий анализ наиболее значимых различий специфики работы линейного привода и штанговой насосной установкой с приводом от станка-качалки. Рассмотрен процесс расчета требуемого тягового усилия линейного привода в зависимости от различных технологических условий эксплуатации скважины, включая оценку составляющих тягового усилия, необходимого для подъема столба жидкости, а также всех видов потерь при работе оборудования. Представлена связь тягового усилия и требуемой мощности линейного привода в зависимости от скорости движения подвижного элемента. Приведены результаты расчетов тяговых усилий и мощностей для нескольких видов скважин с различными параметрами эксплуатации. Проанализированы зависимости изменения коэффициента полезного действия линейного привода от питающей частоты и степени загрузки привода. Дан перечень основных конструктивных параметров, которые влияют на величину тягового усилия линейного привода. Выполнен анализ изменения тягового усилия при различных конструктивных параметрах и типоразмерах оборудования, в результате которого определены максимально возможные мощности для типоразмеров оборудования с учетом существующих ограничений по изменению конструктивных параметров.

Список литературы

1. Хакимьянов М.И. Управление электроприводами скважинных насосных установок: монография. – М: Инфра-Инженерия, 2017. – 138 с.

2. Галкин С.В., Кошкин К.А., Поплаухина Т.Б. Анализ структуры фонда эксплуатационных объектов при оперативной оценке остаточных запасов нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – №. 10. – С. 37-39.

3. А.с. № 1080694 СССР, кл. Н02К 41/025. Линейный асинхронный двигатель возвратно-поступательного движения / В.В. Семенов, М.Г. Резин, Ю.А. Васев. – № 2621362, заявл. 01.06.78 г., опубл. 10.04.2000.

4. Семенов В.В. Теория взаиморасположения зубцово-пазовых структур линейного асинхронного двигателя плунжерного насоса для наклонно направленных и горизонтальных скважин //Нефтегазовое дело. – 2007. – Т. 5. – № 1. – С. 86-90.

5. Пат. № 2549381 РФ. Погружной линейный электродвигатель / В.А. Калий, М.С. Савченко, А.В. Резниченко, П.А. Скварский. – № 2014121827/06; заявл. 29.05.2014; опубл. 27.04.15.

6. Ключников А.Т., Коротаев А.Д., Шутемов С.В. Моделирование цилиндрического линейного вентильного двигателя // Электротехника. – 2013. – № 11. – С. 14–16.

7. Цилиндрический линейный вентильный электродвигатель для погружного бесштангового насоса / А.Т. Ключников, А.Д. Коротаев, Н.В. Шулаков, С.В. Шутемов // Автоматизация в электроэнергетике и электротехнике. – 2015. – Т. 1. – С. 158–162.

8. Алгоритм управления цилиндрическим линейным вентильным двигателем с постоянными магнитами / А.Д. Коротаев, А.Т. Ключников, С.В. Шутемов, М.С. Байбаков // Автоматизация в электроэнергетике и электротехнике. – 2015. – Т. 1. – С. 184-189.

9. Pat. No. WO 2017/007656. Downhole linear motor and pump sensor data system / F. Bell, D.P. Cardamone, I. Singh, M. Santacesaria, D.J. Halloran, J. Roberts; applicant MOOG INC. – appl. No PCT/US2016/040078; filed 29.06.16; publ. 12.01.17.

10. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров [и др.] / под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. –  455 с.

11. Optimization and Application of Reciprocating Direct-Drive Electric Submersible Plunger Pump Lifting System in the Xinjiang Oilfield / D. Lei [et al.] // The Open Chemical Engineering Journal. – 2019. – V. 13. – № 1. – С. 68–80.

12. Тимашев Э.О., Чирков Д.А., Коротаев А.Д. Рабочие характеристики цилиндрического линейного вентильного двигателя // Электротехника. – 2018. – № 11. – С. 27–31.

13. Сравнение методов расчета электромагнитных процессов на примере цилиндрического линейного вентильного двигателя / Д.А. Чирков, А.Т. Ключников, А.Д. Коротаев, Э.О. Тимашев // Электротехника, информационные технологии, системы управления. – 2018. – № 28. – С. 76–91.

14. Коротаев А.Д., Шулаков Н.В., Шутемов С.В. Экспериментальные исследования цилиндрического линейного вентильного электродвигателя // 3-я Международная конференция «Актуальные проблемы энергосберегающих электротехнологий АПЭЭТ-2014». – Екатеринбург: Уральский федеральный университет, 2014. – С. 198–200.

15. Чирков Д.А., Коротаев А.Д., Ключников А.Т. Расчет основных параметров цилиндрического линейного вентильного двигателя по схеме замещения / В сб. Автоматизация в электроэнергетике и электротехнике // Материалы международной научно-технической конференции, Пермь, 21–22 апреля 2016). – Пермь: Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 2016. – С. 144–149.

16. Ключников А.Т., Коротаев А.Д., Чирков Д.А. Метод расчета магнитной цепи цилиндрического линейного вентильного двигателя по схеме замещения // Информационно-измерительные и управляющие системы. – 2010. – № 9. – С. 64–69.

Функционирование опасных производств неразрывно связано с необходимостью специальной подготовки кадров, включая обеспечение персонала эффективными знаниями о действиях в критических и аварийных ситуациях. Несмотря на значительное количество теоретических и практических курсов, инструкций, правил и других нормативных документов, травматизм на опасных предприятиях не снижается. Предполагается, что для современного сотрудника проблемы связаны не только с отсутствием знаний, но и с невозможностью их применения на практике, что в реальной аварийной ситуации становится критичным аспектом. Перспективным направлением развития в процессе подготовки и обучения персонала является применение виртуальных тренажеров. Технологии виртуальной или дополненной реальности позволяют сотруднику выполнять неограниченное число действий в обстановке, приближенной к реальной, запоминая последовательность процедур. Обучение на виртуальных тренажерах обеспечивает более эффективное решение серьезных эксплуатационных проблем, таких как крупная утечка, вызванная разрывом труб или отказом оборудования, когда приходится одновременно возникает несколько опасных ситуаций.

В статье рассмотрены основные аспекты, позволяющие применть виртуальные тренажеры при подготовке персонала для работы на опасных производствах. Дано описание основных особенностей внедрения виртуальных тренажеров на производственных площадках. Выполнен обзор текущих разработок в данной области, позволяющих повысить качество и комфорт аппаратных комплексов виртуальных тренажеров, поскольку у каждой технологии имеются свои недостатки. Приведены примеры разработанных авторами виртуальных тренажеров для нефтеперерабатывающих заводов.

Список литературы

1. Dijksterhuis A. Think Different: The Merits of Unconscious Thought in Preference Development and Decision Making // Journal of Personality and Social Psychology. – 2004. – № 5 (87). – Р. 586–598.

2. Вольфсон Ю.Р., Вольчина А.Е. Визуальное восприятие в современном обществе или куда движется галактика Гуттенберга? // Russian Journal of Education and Psychology. – 2015. – № 4 (48). – С. 177–189.

3. Статистика производственного травматизма по России за 2019 год // Культура безопасности труда. – https://ot-online.ru/articles/statistika-proizvodstvennogo-travmatizma-po-rossii-za-2019-god.

4. Progress of display performances: AR, VR, QLED, and OLED / H.J. Jang [et al.] // Journal of Information Display. – 2020. – Т. 21. – № 1. – Р. 1–9.

5. See-Through Near to Eye Displays: Challenges and Solution Paths / M. Hillenbrand [et al.] // 59th Ilmenau Scientific Colloquium, 11–15 September, 2017.

6. Evoking emotions in virtual reality: schema activation via a freeze-frame stimulus / N. Lipp [et al.] // Virtual Reality. – 2020. – Р. 1–14.

7. Waldern J.D., Grant A.J., Popovich M.M. DigiLens Switchable Bragg Grating Waveguide Optics for Augmented Reality Applications // Proc. SPIE-10676. – 2018.

8. Metasurface Eyepiece for Augmented Reality / G.-Y. Lee, J.-Y. Hong, S. Hwang [et al.] // Nat. Commun. 9. – 2018. – N 4562. – doi: 10.1038/s41467-018-07011-5.

9. Augmented Reality Near-Eye Display Using Pancharatnam-Berry Phase Lenses / S. Moon, C.-K. Lee, S.-W. Nam [et al.] // Sci. Rep. 9. – 2019. – N 6616. – doi: 10.1038/s41598-019-42979-0.

В статье рассмотрены факторы, влияющие на электрическое сопротивление и естественную электрохимическую активность пород вулканогенно-осадочной толщи центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Предложены дифференцированные петрофизические зависимости для определения коэффициента нефтенасыщенности по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин. Установлено, что электрическое сопротивление определяется особенностями структуры пустотного пространства и характером постмагматических изменений. В породах с низким содержанием постмагматических минералов снижению сопротивления способствует наличие трещин, в то время как каверновые пустоты могут увеличивать удельное электрическое сопротивление пород. Вулканогенные, вулканогенно-осадочные, осадочные породы и отложения коры выветривания, содержащие повышенные количества глинистых минералов, характеризуются пониженным электрическим сопротивлением. Процессы альбитизации, карбонатизации, окварцевания вулканитов способствуют увеличению электрического сопротивления.

Электрические показатели вулканогенно-осадочных и осадочных пород ниже, чем большинства вулканогенных, что обусловлено как межгранулярным типом их пустотного пространства, так и повышенной глинистостью. Среди вулканогенных пород с низким содержанием постмагматических минералов средние электрические показатели снижены в туфах вследствие преобладанием межгранулярных пор в составе их пустотного пространства. Для эффузивов, кластолав и лавокластитов, в пустотном пространстве которых преобладают каверны и трещины, средние электрические показатели повышены. Для каждого типа пород внутри рассматриваемой группы отмечается несколько наиболее вероятных значений, соответствующих определенному типу пустотного пространства. Естественная электрохимическая активность пород вулканогенно-осадочной толщи определяется диффузионно-адсорбционными, фильтрационными и окислительно-восстановительными процессами. Глинистые вулканогенные, вулканогенно-осадочные, осадочные породы, отложения коры выветривания, основные вулканиты характеризуются положительными аномалиями на кривой собственных потенциалов, вулканиты кислого состава и вулканогенно-осадочные породы с низким содержанием адсорбционно-активных минералов – отрицательными.

Приведен пример определения характера насыщенности и расчёта коэффициента водонасыщенности пород вулканогенно-осадочной толщи по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин. Полученные результаты подтверждаются данными керновых и геофизических исследований, результатами испытаний скважин.

Список литературы

1. Макроизучение нефтенасыщенных вулканитов доюрского комплекса Сидермской площади Рогожниковского месторождения / А.М. Карлов, И.Ш. Усманов, Е.Н. Трофимов [и др.] // // В сб. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис,  2007. – С. 295–307.

2. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензеонный участок) // Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В. Федороцов // В сб. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 133–146.

3. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18–21.

4. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. – М.: Недра, 1978. – 319 с.

5. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. – М.: Недра, 1991. – 369 с.

6. Влияние литологии на сопротивление нефтенасыщенных карбонатных коллекторов в переходной зоне и их разработка / Р.Х. Гильманова, А.Ф.  Егоров, С.А. Кротов, Р.Р. Зиятдинов // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 1. – С. 84–89.

7. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. – М.: Недра, 1982. – 448 с.

8. Зарипов О.Г., Сонич В.П.  Влияние литологии пород-коллекторов на удельное электрическое сопротивление пластов // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 9. – С. 18–21.

9. Особенности строения и оценки нефтенасыщенности верхнеюрских низкоомных коллекторов на примере Ватьеганского месторождения Западной Сибири / А.Д. Комова, Т.Ф. Дьяконова, Т.Г. Исакова [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 7 (53). – С. 17–21.

10. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами / Е.И. Леонтьев, Л.М. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов, А.Я. Малыхин. – М.: Недра, 1974. – 240 с.

11. Мельник И.А. Причины понижения электрического сопротивления в низкоомных коллекторах // Геофизические исследования. – 2014. – Т. 15. – № 4. – С. 44–53.

12. Теплоухов В.М., Наконечный А.В., Теплоухов А.В. Выделение низкоомной фации и ее влияние на геологическую модель пласта Ю11 Шингинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 6. – С. 85–87.

13. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. – М.: Недра, 1966. – 207 с.

14. Лимбергер Ю.А. Трещинные коллекторы: выделение и изучение в разрезах скважин // Oil & Gas Journal Russia. – 2008. – № 4. – С. 18–26.

15. Пирсон С.Дж. Учение о нефтяном пласте / пер. с англ. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 570 с.

В статье рассмотрен опыт применения беспроводных высокоскоростных каналов связи на нефтегазовых месторождениях. В связи с постоянным ростом объемов передаваемой информации при мониторинге процессов нефтегазодобычи, существующих каналов связи, созданных в начале 90-х годов XX века, стало недостаточно. Это обусловило необходимость замены старого парка ультракоротковолновых радиостанций и создания новых высокоскоростных каналов связи. В настоящее время существует два способа организации высокоскоростных каналов связи: волоконно-оптические линии и широкополосный доступ (ШПД). В статье рассмотрены преимущества и недостатки этих способов. Даны описание и сравнительная характеристика беспроводных технологий WiMAX и WiFi.

Приведены данные о проектировании и строительстве высокоскоростных каналов связи в ОАО «Удмуртнефть» с 2010 г. На предприятии разработаны типовые схемы системы связи, размещения оборудования в помещениях и абонентских станций; составлены спецификации необходимого оборудования для решения задач автоматизации. Данные от датчиков, установленных на добывающих скважинах, информация о состоянии электроприводов скважинных насосов, параметры групповых замерных установок, блоков напорной гребенки, сигналы от емкости производственных стоков передаются по радиоканалу ШПД на автоматизированное рабочее место диспетчера нефтяного месторождения. Выполнены расчеты профилей радиоканалов для базовых и абонентских станций. С 2011 г. система ШПД успешно эксплуатируется на Мишкинском нефтяном месторождении, с 2012 г. – на Гремихинском, Лиственском и Киенгопском. Дано описание оборудования, обеспечивающего аппаратную реализацию высокоскоростного радиодоступа. Система работает под управлением операционной системы WANFlex и устанавливается в настоящее время на нефтегазовых месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

Список литературы

1. Арсланов В.Ф. Актуальность использования технологии интернета вещей для оценки функционирования нефтегазового оборудования // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2018. – № 12. – С. 8–11.

2. Мухаметдинова С.Г., Хмелинин К.С., Трефилов А.С. Применение технологии широкополосного высокоскоростного радиодоступа (ШПД) на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2019. – № 8. – С. 5–9.

3. МакКинни Т. Переход на беспроводную связь – какой стандарт лучше? WIFI, BLUETOOTH или ZIGBEE? // Нефтегазовые технологии. – 2015. – № 9. – С. 83–85.

Главным методом разработки нефтяных месторождений в России является заводнение. Большинство месторождений находятся на III-IV стадиях разработки. Добывающие скважины в основном характеризуются низкими дебитами нефти и высокой обводненностью (90-98 %). В этих условиях актуальной является задача минимизации добычи и закачки воды при сохранении или даже увеличении дебита нефти. Для этого реализуются мероприятия по контролю и управлению разработкой. Для реализации таких мероприятий необходима достаточно простая с вычислительной точки зрения модель, которая в то же время учитывает все основные факторы, влияющие на процесс разработки. В статье представлена усовершенствованная математическая модель В.С. Ковалева и М.Л. Сургучева для оперативного расчета показателей заводнения нефтяных пластов. Модель позволяет частично учесть непоршневой характер вытеснения (используется поршневая модель вытеснения, но учитывается неполнота вытеснения нефти водой) и расстановку скважин, а также неоднородность пласта по фильтрационно-емкостным свойствам. Неоднородность пласта по площади учитывается косвенно при построении линий тока. При расчетах продвижения воды для всех трубок тока предполагается использование одного распределения проницаемости, описывающего послойное обводнение. При необходимости возможны поскважинные расчеты с адаптацией распределения проницаемости по каждой скважине. Предложен оригинальный способ построения распределения линий тока для преобразования течения в системе скважин к течению к криволинейной галерее. Модель основана на двух методах: методе трубок тока и методе криволинейной галереи. Сравнение результатов расчетов по предложенной модели и в коммерческом гидродинамическом симуляторе Rubis Kappa Engineering показывает удовлетворительную, с практической точки зрения, точность.

Список литературы

1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 464 с.

2. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1970. – 288 с.

3. Ковалев В.С., Житомирский В.М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения. – М.: Недра, 1976. – 248 с.

4. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968. – 300 с.

5. Ковалев В.С. Расчет процесса заводнения нефтяной залежи. – М.: Недра, 1970. – 137 с.

6. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1988. – 240 с.

7. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic Applied Reservoir Simulation. – Richardson: H.L. Doherty Memorial Fund of AIME SPE, 2001. – 421 p.

8. Fanchi J.R. Principles of Applied Reservoir Simulation. – Amsterdam: Elsevier, 2005. – 532 p.

9. 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.

10. The Use of Capacitance–Resistance Models for Rapid Estimation of Waterflood Performance and Optimization / M. Sayarpour, E. Zuluaga, C.S. Kabir, L.W. Lake // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – V. 69 (3–4). – P. 227–238.

11. Houze Olivier, Viturat Didier, S. Ole Fjaere. Dynamic Data Analysis. – Paris: Kappa Engineering, 2020. – 852 p.

12. CMG Users Guide 2018.10. Calgary: Computer Modelling Groupe LTD. – 2018. – 1136 p.

13. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. – М.: Миннефтегазпром, 1991. – 540 с.

14. РД 153-39.0-10-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и газовых месторождений. – М.: Минэнерго, 2002. – 76 с.

15. Брил Дж.П., Мукерджи П. Многофазный поток в скважинах / Под ред. М.Н. Кравченко. – М.–Ижевск: ИКИ, 2006. – 384 с.

16. Королев А.В., Кац Р.М. Тестирование математических моделей, применяемых при проектировании разработки с применением горизонтальных скважин. – М.: ВНИИнефть им. ак. А.П. Крылова, ИНПЕТРО, 1994. – 26 с.

17. Odeh Aziz S. Comparison of Solutions to a Three-Dimensional Black-Oil Reservoir Simulation Problem // SPE-9723-PA. – 1981.

В настоящее значительная часть остаточных извлекаемый запасов нефти месторождений Пермского края сосредоточена в сложнопостроенных слоисто-неоднородных карбонатных коллекторах. Актуальными являются вопросы повышения эффективности и обеспечения регулирования разработки в условиях неравномерной (по разрезу) выработки запасов, которая осложняется ростом обводненности продукции. Отмеченное определяет выбор оптимальных подходов к обработкам призабойных зон (ОПЗ) пласта, отбор скважин-кандидатов. При проведении кислотных ОПЗ повышается значимость такого фактора, как правильное размещение кислотного состава в процессе закачки. Все чаще для успешного проведения ОПЗ обязательным требованием становится применение отклоняющих агентов при солянокислотной обработке.

В статье рассмотрены подходы и основные результаты лабораторных тестирований самоотклоняющихся кислотных составов и свойств отклонителя для комплексных солянокислотных обработок призабойной зоны скважин в условиях послойной неоднородности пласта. Показано, что самоотклоняющиеся кислотные составы на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ проявляют отклоняющие свойства в условиях небольшого контраста проницаемости. Снижение концентрации соляной кислоты в самоотклоняющейся кислотной системе повышает отклоняющий эффект за счет увеличения вязкости системы при истощении. Отклонители на основе инвертных эмульсий обладают высокой начальной вязкостью и демонстрируют ярко выраженный отклоняющий эффект в условиях большей неоднородности и контраста проницаемости. На основании проведенных лабораторных исследований сформулированы рекомендации по применению различных отклоняющих систем в зависимости от свойств объекта обработки. В настоящее время рассмотренные технологии широко применяются на месторождениях Пермского края.

Список литературы

1. Развитие технологических аспектов использования кислотных стимулирующих композиций «КСК-Татнефть» и первые результаты их промышленного внедрения / Р.М .Рахманов, Ф.З. Исмагилов, Г.Н. Фахрутдинов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – 2011. – Вып. 79. – С. 221–231.

2. Повышение продуктивности добывающих скважин при применении самоотклоняющегося кислотного состава (на примере скважин Оренбургского НГКМ) / О.Д. Ефимов, Ю.Ш. Рахматуллина, М.Ф. Валиев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 7 (46). – С. 48–50.

3. Саган Д.П. Обработка призабойной зоны скважин с применением селективного отклонителя кислотного состава – временного селективного кольматанта // Вестник науки. – 2019. – Т. 3. – № 6 (15). – С. 425–427.

4. Опыт проведения направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов с использованием самоотклоняющейся кислотной системы / Д.В. Ткачев, Г.Г. Печерский, Ю.В. Кускильдина [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – № 5. – С. 21–26.

5. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. – М.: Интерконтакт Наука, 2008. – 725 с.

6. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра, 1991. – 225 с.

7. Макеев Г.А., Санников В.А. Исследование водоизолирующих свойств материалов для карбонатных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1987. – № 7. – С. 46–49.

8. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Сулейманов Я.И. Исследование реологических и фильтрационных свойств обратных эмульсий для совершенствования направленного химического воздействия на слоисто-неоднородный пласт // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 1989. – С. 51–61.

9. Исследование гидрофобных эмульсий / Ю.А. Котенев, В.Н. Хлебников, В.Е. Андреев [и др.] // В сб. Исследование реологических и фильтрационных характеристик эмульсий на основе нефти девонских пластов // Башкирский химический журнал. – 2004. – Т. 11. – № 3. – С. 42–47.

10. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн / В.Н. Глущенко, О.А. Пташко, Р.Я. Харисов [и др.]. – Уфа: АН РБ, Гилем, 2010. – 392 с.

11. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов / В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, А.Г. Нугайбеков [и др.]. – Уфа: УГНТУ, 1997. – 137 с.

12. Nasr-El-Din H.A., Taylor K.C., Al-Hajji H.H. Propagation of Crosslinkers Used in In-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs // SPE-75257. – 2002.

13. Taylor K.C., Nasr-EI-Din H.A. Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs // SPE-87331. – 2003.

14. Lessons Learned and Guidelines for Matrix Acidizing With Viscoelastic Surfactant Diversion in Carbonate Formations / H.A. Nasr-El-Din, J.B. Chesson, K.E. Cawiezel [et al.] // SPE 102468. – 2006.

15. Новые кислотные составы для селективной обработки карбонатных порово-трещиноватых коллекторов / А.И. Шипилов, Е.В. Крутихин, Н.В. Кудреватых [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 2. – С. 80–83.

16. Пестриков А.В., Политов М.Е. Самоотклоняющиеся кислотные системы на основе вязкоупругих ПАВ: эксперимент и модель // Нефтегазовое дело. – 2013. – № 4. – С. 529–562.

17. Результаты промышленного тиражирования технологий кислотных обработок с применением отклоняющихся систем на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / С.С. Черепанов, Т.Р. Балдина, А.В. Распопов [и др.] / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6 (330). – С. 19–28.

В настоящее время значительная часть остаточных извлекаемых запасов нефти сосредоточена в слоисто-неоднородных карбонатных коллекторах. Для карбонатных расчлененных коллекторов актуальна проблема повышения коэффициента извлечения нефти путем организации системы поддержания пластового давления. Для нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации характерен ряд факторов, снижающих эффективность воздействия на призабойную зону продуктивного пласта, в том числе высокая обводненность добываемой продукции, низкое пластовое давление, наличие заколонных перетоков, кратность кислотных обработок. Карбонатный коллектор, как правило, также осложнен разнонаправленной трещиноватостью и более низким коэффициентом извлечения нефти по сравнению с терригенным. Приток в карбонатном коллекторе преимущественно обеспечивается трещинами, поэтому часто наблюдается опережающее обводнение как за счет продвижения водонефтяного контакта, так и из-за прорывов воды от нагнетательных скважин. В обоих случаях кислотные обработки могут усугубить ситуацию, поскольку в большей степени увеличивают проницаемость обводнившихся каналов-трещин за счет более высокой фильтруемости. Таким образом, в результате многократных кислотных обработок коллекторов со значительной послойной неоднородностью и трещиноватостью пласт становится еще более неоднородным по проницаемости. В свою очередь, матрица карбонатного коллектора, содержащая основные остаточные запасы, при стандартных кислотных обработках подвергается воздействию в большей степени поверхностно, в лучшем случае образуются каверны. Следовательно, одной из важных задач кислотного воздействия на карбонатный коллектор является наиболее полное вовлечение в процесс дренирования его матрицы. При обработке самоотклоняющейся кислотой возможно формирование червоточин в матрице коллектора не только за счет неоднородности породы, но и за счет перенаправления вектора воздействия на породу в результате повышения сопротивления образовавшегося геля.

В статье рассмотрены результаты анализа эффективности обработки призабойных зон нагнетательных скважин в отложениях волжского регионального яруса месторождения им. Ю. Корчагина.

Список литературы

1. Напалков В.Н., Нургалиева Н.Г., Плотникова И.Н. Особенности применения метода соляно-кислотной обработки в кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторах высоковязких нефтей // Георесурсы. – 2009. – № 3 (31). – С. 44–46.

2. Economides M.J., Nolte K.G. Reseroir Stimulation. 3rd ed. Wiley. – 2002.

3. Подбор эффективного кислотного состава для обработки карбонатного коллектора / Э.Э. Ахмерова, Е.А. Шафикова, Г.И. Апкаримова [и др.] // Башкирский химический журнал. – 2018. – Т. 25. – № 3. – С. 86–92.

4. Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию стабилизатора железа, применительно к некоторым нефтям поволжского региона / Ю.В. Федоренко, М.М. Нигматуллин, А.С. Петухов [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – № 13. – С. 136–140.

5. Kalfayan L. Production enhancement with acid stimulation. – PennWell corp., 2008.

6. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 2001. – 184 с.

7. Опыт проведения направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов с использованием самоотклоняющейся кислотной системы / Д.В. Ткачев, Г.Г. Печерский, Ю.В. Кускильдина [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – № 5. – С.21– 26.

8. Саган Д.П. Обработка призабойной зоны скважин с применением селективного отклонителя кислотного состава - временного селективного кольматанта // Вестник науки. – 2019. – Т. 3. – №6 (15). – С. 425–427.

9. VDA – вязкоупругая самоотклоняющаяся кислота. Для полного охвата многозонных карбонатных коллекторов. Schlumberger. – www.slb.ru: Schlumberger, 2003. http://www.slb.ru/upload/iblock/22f/vda-brochure-rus.pdf.

10. «Стрим-С» / ООО «Синергия Технологий». – www.synergytechnology.ru: ООО «Синергия Технологий». – http://www.synergytechnology.ru/strim-s.php.

11. Expert Technology в ритме инноваций нефтесервиса. Гелирующие агенты DIVA для кислотной обработки пластов // Нефтесервисная компания ООО «Эксперт Технолоджи». – http://www.expert-technology.ru/service/treatments/diva.

12. Полиэкс / Полиэкс. – www.polyex.perm.ru 2013. –

http://www.polyex.perm.ru/rus/sufrogel

От качества буровых растворов и технологических жидкостей непосредственно зависят скорость строительства, сроки эксплуатации и эффективность капитального ремонта скважин. Для затворения и первичного диспергирования жидких смесей широко применяются струйные аппаратыэжекторного типа – гидпроэжекторные смесители (ГЭС). ГЭС высокопроизводительны, весьма просты по конструкции, не имеют движущихся деталей, поэтому стали самым распространенным после механических мешалок устройством, используемым для приготовления буровых растворов и технологических жидкостей в полевых условиях. Длительный опыт использования ГЭС при бурении, освоении и капитальном ремонте скважин показал, что их конструкции далеки от совершенства. Нередко наблюдаются слабая эжекция, нестабильная подача материалов в камеру смешения, намокание материалов в воронке, вовлечение в растворы большого количества воздуха. Отмечено, что задача совершенствования конструкции ГЭС и технологических процессов с их использованием актуальна и экономически оправдана. В статье представлена традиционная схема ГЭС. Показано, что усовершенствование ГЭС возможно при правильном проведении экспериментов на моделях, построении адекватного уравнения характеристики ГЭС как водовоздушного струйного аппарата и учете фактической эжекции в реальных условиях пневмотранспорта порошкообразного материала на входе ГЭС. Приведены схемы подачи порошкообразного материала из выносной воронки и с помощью шнека. При выполнении работы применялся анализ открытого информационного потока по существующей теории струйных аппаратов, результаты собственный экспериментальных исследований, промысловый опыт эксплуатации блоков приготовления растворов, производственный опыт по проектированию оборудования для приготовления технологических жидкостей.

Список литературы

1. Bridges S., Robinson L. A Practical Handbook for Drilling Fluids Processing. -  Gulf Professional Publishing, 2020. – 622 p.

2. Булатов А.И., Макаренко П.П. Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. – 424 с.

3. Соколов Е.Я.,  Зингер Н.М. Струйные аппараты. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.

4. Пахлян И.А. Основы проектирования струйных аппаратов для нефтяной и газовой  промышленности // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 12. – С. 15–17.

5. Пахлян И.А., Проселков Ю.М. Выбор основных конструктивных параметров струйных аппаратов для технологий нефтегазовой отрасли // Газовая промышленность. – 2013. – № 12. – С. 53–56.

6. Пахлян И.А. Усовершенствование гидроэжекторных смесителей для приготовления буровых промывочных и тампонажных растворов // Газовая промышленность. –  2015. – № 11. – С. 88–91. 

7. Пахлян И.А. Исследование гидроэжекторных смесителей, модернизация их конструкций и совершенствование технологии приготовления буровых промывочных и тампонажных растворов: дисс. ... канд. техн. наук. – Краснодар, 2010. – 143 с.

8. Проселков Ю.М., Пахлян И.А. О модернизации гидроэжекторных смесителей на основе модельных исследований // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 4. – С. 115–119. 

9. Проселков Ю.М., Пахлян И.А., Мищенко С.В. Прогрессивные технологические схемы приготовления тампонажных растворов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 4. – С. 37–46. 

10. Пат. № 2442686 РФ. Гидроэжекторный смеситель / Ю.М. Проселков, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ГОУ ВПО «КубГТУ». – № 2010124212/03, заявл. 11.06.10; опубл. 20.02.12.

11. Мищенко С.В., Пахлян И.А., Проселков Ю.М. Исследование рабочих параметров вакуумного  пневмотранспорта портландцемента // Бурение и нефть. – 2011. – № 10. – С. 28–31. 

12. Пахлян И.А., Проселков Ю.М. Определение рабочего диапазона основных характеристик вакуумного пневмотранспорта порошкообразных материалов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 6. – С. 43–46. 

13. Пат. № 2499878 РФ. Способ приготовления буровых промывочных и тампонажных растворов и устройство для его осуществления / С.В. Мищенко, И.А. Пахлян, Ю.М.Проселков заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». - № 2012127522/03, заявл. 02.07.12, опубл. 27.11.13.

14. Пат. на полезную модель № 123344 РФ. Устройство для дозированного смешивания сыпучего материала с жидкостью / Ю.М. Проселков, И.А. Пахлян, С.В. Мищенко. – № 2012131450/05,; заявл. 20.07.12; опубл. 27.12.12.

15. Baumgarten C. Mixture Formation in Internal Combustion Engines. – Berlin Heidelberg : Springer-Verlag, 2006. – 294 p.

В настоящее время для бурения скважин используются высокопрочные трубы с замковыми двухупорными соединениями, которые можно эксплуатировать годами. При достижении нормативных сроков наработки бурильные трубы либо заменяют на новые, либо ремонтируют. Расходы на ремонт складываться из двух основных составляющих: самого ремонта и расходов на транспортировку к месту ремонта и обратно на месторождение. В ООО «РН-Уватнефтегаз» ежегодно требуют ремонта около 4000 труб. Для того, чтобы минимизировать расходы на транспортировку бурильных труб с удаленных месторождений, на предприятии реализован новый подход к ремонту с использованием мобильного комплекса. Мобильный комплекс представляет собой набор контейнеров, в которых размещены: лаборатория неразрушающего контроля для проведения комплекса работ по дефектоскопии бурильной трубы; токарный станок с числовым программным управлением; установка душевого типа для нанесения фосфата на резьбовые соединения; установка для приработки резьбового упорного соединения после токарной обработки; установка по нанесению твердосплавного поверхностного упрочнения на наружную поверхность замка и другое необходимое оборудование. На развертывание мобильного комплекса и его приведение в рабочее состояние необходимо около 7-10 сут, после чего работы по ремонту бурильной трубы можно проводить круглосуточно, при любых погодных условиях. В результате использования мобильного комплекса ООО «РН-Уватнефтегаз»  удалось сократить стоимость ремонта бурильных труб на 30 %. Кроме того, минимизированы риски простоя буровых установок из-за возможных перебоев, связанных с транспортировкой бурильной трубы за пределы месторождения на дальние расстояния.

Список литературы

1. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. – 1007 с.

2. Трубы бурильные, Руководство по эксплуатации. – М.: ООО НИИ Разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб, 2019. – 241 с.

3. http://delta-energy.ru/services/mtk/

В статье рассмотрен опыт применения беспроводных высокоскоростных каналов связи на нефтегазовых месторождениях. В связи с постоянным ростом объемов передаваемой информации при мониторинге процессов нефтегазодобычи, существующих каналов связи, созданных в начале 90-х годов XX века, стало недостаточно. Это обусловило необходимость замены старого парка ультракоротковолновых радиостанций и создания новых высокоскоростных каналов связи. В настоящее время существует два способа организации высокоскоростных каналов связи: волоконно-оптические линии и широкополосный доступ (ШПД). В статье рассмотрены преимущества и недостатки этих способов. Даны описание и сравнительная характеристика беспроводных технологий WiMAX и WiFi.

Приведены данные о проектировании и строительстве высокоскоростных каналов связи в ОАО «Удмуртнефть» с 2010 г. На предприятии разработаны типовые схемы системы связи, размещения оборудования в помещениях и абонентских станций; составлены спецификации необходимого оборудования для решения задач автоматизации. Данные от датчиков, установленных на добывающих скважинах, информация о состоянии электроприводов скважинных насосов, параметры групповых замерных установок, блоков напорной гребенки, сигналы от емкости производственных стоков передаются по радиоканалу ШПД на автоматизированное рабочее место диспетчера нефтяного месторождения. Выполнены расчеты профилей радиоканалов для базовых и абонентских станций. С 2011 г. система ШПД успешно эксплуатируется на Мишкинском нефтяном месторождении, с 2012 г. – на Гремихинском, Лиственском и Киенгопском. Дано описание оборудования, обеспечивающего аппаратную реализацию высокоскоростного радиодоступа. Система работает под управлением операционной системы WANFlex и устанавливается в настоящее время на нефтегазовых месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

Список литературы

1. Арсланов В.Ф. Актуальность использования технологии интернета вещей для оценки функционирования нефтегазового оборудования // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2018. – № 12. – С. 8–11.

2. Мухаметдинова С.Г., Хмелинин К.С., Трефилов А.С. Применение технологии широкополосного высокоскоростного радиодоступа (ШПД) на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2019. – № 8. – С. 5–9.

3. МакКинни Т. Переход на беспроводную связь – какой стандарт лучше? WIFI, BLUETOOTH или ZIGBEE? // Нефтегазовые технологии. – 2015. – № 9. – С. 83–85.

Представлен сравнительный анализ приборной базы и методов испытаний для качественных и количественных исследований процессов парафинизации и подбора ингибиторов парафиноотложений. Обоснованы недостатки применяемых методов статических испытаний, позволяющих, в лучшем случае, оценить интенсивность или косвенные показатели, характеризующие динамику процесса парафинизации труб в модельных лабораторных условиях. Результаты таких исследований пригодны только для решения узкого круга задач – сравнения склонности нефтей различного состава к образованию отложений и эффективности ингибиторов парафиноотложений. Данные, полученные подобным образом, даже в широком диапазоне температур, не позволяют эффективно прогнозировать протекание и развитие процесса в условиях различных режимов течения потока нефти по неизотермическим трубопроводам. В частности, экспериментально доказана неэффективность применяемых ингибиторов депрессорного типа при длительном режиме испытаний. Показано, что ингибиторы могут выступать в роли поверхностно-активных веществ, снижающих, с одной стороны, количество отложений в потоке и одновременно препятствующих смыву уже образовавшегося слоя в пристенной зоне. Отмечено, что температурные условия, являются лишь фактором образования самих отложений, но не определяют динамику их накопления на внутренней поверхности стенки трубы. Для оценки кинетики протекания процесса парафинизации во времени применимы только методы, основанные на поточных испытаниях. Предложен теплогидравлический стенд, разработанный для проведения поточных экспериментальных исследований динамики и кинетики процесса парафинизации неизотермических магистральных нефтепроводов. Стенд позволяет воспроизвести условия, близкие к эксплуатационным, с учетом не только нестационарного тепломассообмена и уровня касательным напряжений, но и режимов течения нефти, вплоть до развитых турбулентных, при которых происходят смывы поверхностного слоя отложений за счет пульсаций в пристенной зоне. Для обеспечения возможности переноса результатов лабораторных и стендовых исследований на действующие режимы нефтепроводов определены граничные условия испытаний.

Список литературы

1. Арменский Е.А., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Изучение тепловых явлений и динамики отложения парафина в нефтепроводах // Нефть и газ. – 1969. – № 10. – С. 77-80.

2. Возняк М.П., Хизгилов И.Х., Возняк Л.В. Изменение толщины парафиновых отложений по длине трубопровода и во времени // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 1975. – Вып. 12. – С. 113–116.

3. Колесник И.С., Лукашевич И.П., Сусанина О.Г. Исследование прилипаемости парафиновых отложений к стальной поверхности // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1972. – № 5. – С. 17–20.

4. Колесник И.С., Лукашевич И.П., Сусанина О.Г. Влияние температуры на процесс парафинизации // Нефть и газ. – 1971. – № 2. – С. 85–88.

5. Тронов В.П. Теоретическая оценка влияния физических свойств поверхностей качества обработки и других факторов на интенсивность отложений парафина. – 1962. – Вып. 4. – С. 400–412.

6. Тронов В.П. О механизме влияния природы поверхностей на их запарафинивание. – Л., 1968. – Вып. 11. – С. 191–200.

7. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 139 с.

8. Сунагатуллин Р.З., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Влияние температурного градиента на границе раздела «поток – стенка» на интенсивность парафиноотложений // Тезисы докладов XIV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2019». – Уфа: УГНТУ, 2019. – С. 132–133.

9. Экспериментальные исследования эксплуатационных свойств асфальто-смолистых парафиновых отложений нефти, образующихся в магистральных нефтепроводах / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, М.Е. Дмитриев, М.И. Байкова // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 4. – С. 398–406.

10. Численное моделирование теплогидравлической эффективности пристенного слоя отложений нефти / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 2. – С. 158–162.

11. Совместное использование термических и химических методов воздействия при транспортировке высоковязких и застывающих нефтей / П.А. Ревель-Муроз, Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // Socar Proceedings (Научные труды). – 2017. – Вып. 2. – С. 49–55.

12. Ревель-Муроз П.А., Бахтизин Р.Н., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Совместная перекачка тяжелых и высокопарафинистых нефтей в смеси // Socar Proceedings (Научные труды). – 2018. – Вып. 2. – С. 65–70.

13. Пат. № RU 2650727 С1 на изобретение РФ. Стенд для исследования процессов транспортировки тяжелой и битуминозной нефти.

Существующие методы расчета прочности трубопроводов при их проектировании основываются на показателях прочностных характеристик металла трубы. Учет наличия сварного шва осуществляется при помощи коэффициентов, характеризующих его форму и свойства наплавленного металла. При этом сварной шов и зона основного металла, подвергнутая влиянию термического цикла, принимаются однородными по механическим свойствам. Однако изменение свойств в рабочем сечении сварного соединения влияет на общую несущую способность и определяется как механическими, так и геометрическими параметрами.

В статье рассмотрен подход к оценке контактного упрочнения сварного соединения трубных сталей, возникающих в определенном диапазоне геометрических параметров, с учетом реальной топографической структуры кольцевого сварного шва трубопровода. По результатам экспериментальных исследований представлена оценка механических характеристик сварных соединений трубных сталей. Показаны геометрические особенности формирования топографической структуры. Структура шва оценена путем измерения значений микротвердости. По результатам анализа топографии механической неоднородности предложена интегральная оценка зависимости для определения значений коэффициента контактного упрочнения при криволинейных формах полей неоднородности. Отмечено, что дальнейшее развитие исследований строения сварных соединений трубопроводов позволит усовершенствовать подходы к расчету их прочностных параметров; выработать рекомендации по регулированию термодеформационного цикла с учетом оптимального расположения полей механической неоднородности; подготовить научное обоснование оценки прочностных характеристик сварного шва при наличии поверхностного дефекта с учетом взаимного расположения мягких и твердых прослоек.

Список литературы

1. Бакши О.А. Механическая неоднородность сварных соединений. Ч. 1. – Челябинск: ЧПИ, 1981. – 57 с.

2. Бакши О.А., Кульневич Т.В. Влияние степени механической неоднородности на вязкую прочность сварных соединений при растяжении // Физика и химия обработки материалов. – 1973. – № 1. – С. 23–27

3. Бакши О.А., Шрон Р.З. О расчетной оценке прочности сварных соединений с мягкой прослойкой // Сварочное производство. – 1971. – № 3. – С. З–5.

4. Винокуров В.А., Куркин С.А., Николаев Г.А. Сварные конструкции. Механика разрушения и критерии работоспособности. – М.: Машиностроение, 1996. – 576 с.

5. Комплексный анализ запасов прочности трубопроводов и базовых механических свойств трубных сталей / Д.А. Неганов, Н.А. Махутов, Ю.В. Лисин, В.М. Варшицкий // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 3–38

6. Шахматов М.В. Исследование влияния конструктивных и геометрических параметров стыковых биметаллических швов на работоспособность сварных соединений: автореф дис. ... канд. техн. наук. – М., 1979. – 16 с.

В статье рассмотрен актуальный вопрос управления отходами бурения и, в частности, выбора технологий обращения с ними на разных этапах жизненного цикла с момента образования до ассимиляции в окружающей среде или применения в хозяйственной деятельности в виде изготовленных с использованием отходов материалов и продуктов. Существование множества альтернативных технических решений по утилизации/ обезвреживанию/ захоронению отходов бурения и широкое многообразие условий их образования обусловливают необходимость сравнительной оценки и выбора оптимального варианта для условий конкретного месторождения. Отмечено, что обоснование технологий обращения с отходами должно базироваться на достоверных данных. Предложен подход к выбору технологий, включающий анализ принципиальной возможности реализации конкретных технологий для определенных месторождений и сравнительную технико-экономическую оценку вариантов реализации применимых технологий. Анализ позволяет сформировать перечень технологий, реализация которых в условиях рассматриваемого месторождения не противоречит законодательству, не имеет ограничений и отвечает другим обязательным критериям. При этом из дальнейшего рассмотрения исключаются технологий, которые, несмотря на возможные преимущества перед другими вариантами (например, низкие затраты, высокая производительность и др.), не могут быть реализованы на данном месторождении в принципе. На этапе технико-экономической оценки принципиально возможные варианты обращения с отходами сравниваются по технико-экономическим показателям, и выбирается наиболее оптимальная технология. Таким образом, предложенный системный подход к комплексной оценке технологий по технологическим, экологическим, экономическим и другим критериям позволяет сформировать перечень возможных технологий для конкретного объекта и выполнить их ранжирования по приоритетности.

Список литературы

1. Drilling fluid waste management in drilling for oil and gas wells / A.R. Ismail, A.H. Alias, W.R.W. Sulaiman [et al.] // Chemical Engineering Transactions. – 2017. – V. 56. – P. 1351–1356.

2. Onwukwe S.I., Nwakaudu M.S. Drilling Wastes Generation and Management Approach // International Journal of Environmental Science and Development. – June 2012. – V. 3. – № 3. – P. 252–257.

3. Mohamed–Zine M-B, Ali L., Hamouche A. Comparison of treatment methods for the assessment of environmental impacts of drilling muds by the LCA approach // Journal of Environment and Waste Management. – 2016. – № 3 (1). – P. 108–115.

4. Disposal and reuse of drilling solid waste from a massive gas field / A. Zhang, M. Li, P. Lv [et al.] // Procedia Environmental Sciences. – 2016. – № 31. – P. 577–581.

5. Osuman L.O., Kinigoma B.S., Odagme B.S. Economic Analysis of Oilfield Waste Management Systems in the Niger Delta (A Case Study) // Journal of Scientific and Engineering Research. – 2016. – № 3 (4). – P. 367–374.

6. Geehan T., Gilmour A., Guo Q. The cutting edge in drilling-waste management // Oilfield Review . – Winter 2006/2007. – № 18 (4). – P. 54–67.

7. Король В.В., Позднышев Г.Н., Манырин В.Н. Утилизация отходов бурения скважин // Экология и промышленность России. – 2005. – № 1. – С. 40–42.