Решение многих задач разведки и разработки полезных ископаемых, связанное с использованием современных информационных технологий, требует наличия единой информационной системы геолого-геофизических данных (ЕИС ГГД). В настоящее время наличие ЕИС ГГД становится необходимым условием создания геологической модели месторождения. Создание такой системы невозможно без разработки единой базы геолого-геофизических и промысловых данных, включающей как непосредственно геолого-геофизические данные с системой управления, так и алгоритмы (программы) оценки качества и интеллектуального анализа данных. Алгоритмы предполагают работу с мультидисциплинарными знаниями и базируются на большом наборе методов современной прикладной математики и теоретической физики. Методология разработки ЕИС ГГД и их интеллектуальной автоматизированной интерпретации должна объединять комплексный, системный и мультидисциплинарный подходы. При мультидисциплинарном подходе предполагается, что информация, полученная в результате комплексного и системного подходов, не просто суммируется в виде новой дополнительной информации, но и влияет на источники, из которых она получена. При мультидисциплинарном подходе новые качества должна приобретать как суммарная информация, поступающая из различных источников, так и информация, поступающая к каждому отдельному источнику в результате обратной связи между суммарной полезной информацией о залежи нефти (газа) и информацией, получаемой отдельными источниками. Работа ЕИС ГГД предполагает использование интерактивного многопользовательского режима с утвержденным регламентом приоритетов пользователей. При этом многопользовательский режим предполагает возможность создания многих версий данных и наличие регламентов для утверждения одной из них в качестве рабочей.

Список литературы

1. Система автоматизированной обработки данных ГИС при разведочном бурении на нефть и газ «Подсчет» / В.Ф. Козяр, В.С. Афанасьев, Ж.П. Бородин [и др.] // В сб. «Автоматизированная обработка данных геофизических и геолого-технологических исследований нефтегазоразведочных скважин и подсчет запасов нефти и газа с применением ЭВМ». – Мингео СССР, НПО «Союзпромгеофизика», 1989. – С. 18 - 26.

2. Сохранов Н.Н., Аксельрод С.М. Обработка и интерпретация с помощью ЭВМ результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1984. – 255 с.

3. Математические методы в газонефтяной геологии и геофизике / М.М. Элланский, А.И. Холин, Г.Н. Зверев, А.П. Петров. – М.: Недра, 1972. – 208 с.

4. Шеин Ю.Л., Пантюхин В.А., Кузьмичев О.Б. Алгоритмы моделирования показаний зондов БКЗ, БК, ИК в пластах с зоной проникновения // В сб. «Автоматизированная обработка данных геофизических и геолого-технологических исследований нефтегазоразведочных скважин и подсчет запасов нефти и газа с применением ЭВМ» – Мингео СССР, НПО «Союзпромгеофизика». – 1989. – С. 75-81.

5. Губерман Ш.А., Извекова М.Л., Холин А.И. Использование алгоритма распознавания образов для решения задач промысловой геофизики // Доклады АН СССР. – 1964. – T. 154. – № 5. – С. 1082-1083.

6. Зверев Г.Н., Дембицкий С.И. Оценка эффективности геофизических исследований скважин. – М.: Недра, 1982. – 223 с.

7. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1986. – 121 с.

8. Самарский А.А., Михайлов А.П. Математическое моделирование: Идеи. Методы. Примеры. – 2-е изд., испр. – М.: Физматлит, 2001. – 320 с.

9. Пельмегов Р.В., Куделин А.Г. Эвристические методы и технологии автоматизированного контроля качества данных геофизических исследований скважин // Геоинформатика. – 2014. – № 2. – С. 35-43.

10. Джонсон Н., Лион Ф. Статистика и планирование эксперимента в технике и науке: Методы обработки данных. – М.: Мир, 1980. – 610 с.

11. Хейфец Л.И., Неймарк А.В. Многофазные процессы в пористых средах. – М.: Химия, 1982. – 320 с.

12. Нестеров С.А. Базы данных. Интеллектуальный анализ данных: учеб. пособие. – СПб: Изд-во Политехнического университета, 2011. – 272 с.

13. Литолого-петрофизическая типизация карбонатных пород отложений среднего карбона (на примере месторождений северо-западной части Башкортостана) / Т.В. Бурикова, Е.Н. Савельева, А.М. Хусаинова, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 18- 21. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-18-21

14. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 400 с.

15. Элланский М.М. Повышение информативности геолого-геофизических методов изучения залежей нефти и газа при их поисках и разведке. – М.: Техника, 2004. – 112 с.

В песчаных породах полевые шпаты (ПШ) являются одними из основных породообразующих минералов и представлены в виде обломочных зерен, редко встречаются их аутигенные разновидности. В процессе погребения песчаных отложений зерна ПШ и обломки вулканических пород более всего подвержены изменениям и растворению под действием кислых поровых вод. ПШ преобразуются в иллит и далее в каолинит. В зависимости от степени растворения зерен ПШ определяется их влияние на коллекторские свойства. Как правило, параллельно с этим процессом происходит ряд других катагенетических преобразований, но влияние растворения зерен ПШ на формирование конечных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) может быть определяющим. Породы исследуемого объекта главным образом представлены песчаниками и алевролитами, массовая доля пелитов не превышает 30 %. Песчаники средне- и мелкозернистые, обломочный материал в них имеет разнообразную форму: хорошо окатанные и полуокатанные образования, угловатые обломки и щепковидные реликты выщелоченных зерен. Алевролиты в основном крупнозернистые, доля ПШ составляет 48–50 %. По результатам фациального анализа установлено, что породы исследуемых отложений сформированы в основном в условиях трех фаций: дельтовых равнин и периферий устьевых баров; активного канала; пляжа. С целью моделирования ФЕС песчаников с растворенными зернами полевых шпатов выполнено тестирование известных отечественных и зарубежных классификационных моделей, учитывающих структурную неоднородность горных пород. По результатам тестирования выбран инструмент для петрофизического моделирования фильтрационной неоднородности. Более точное определение проницаемости пород рассматриваемого объекта позволило детально охарактеризовать пространственную фильтрационную неоднородность, на основе которой с использованием капиллярной модели переходной зоны был уточнен характер насыщения коллекторов, обоснованы водонефтяные контакты, достигнута хорошая корреляция с результатами испытаний скважин

Список литературы

1. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. - M.: Недра, 1982. - 230 с.

2. Дмитриевский А.Н. Литолого-генетический анализ и его роль в прогнозировании нефтегазоносности осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. - 1979. – № 12. – C. 13-19.

3. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов / Е.П. Ермолова, Н.А. Орлова, Г.И. Суркова, К.Р. Чепиков. – М.: Наука, 1972. – 90 с.

4. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / пер. с англ. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с.

5. Беляков Е.О., Мухидинов Ш.В. Использование обобщенных зависимостей для построения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности//В сб. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2015 / сост. Б.Н. Еникеев. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. – 383 с.

6. Вероятностная модель распределения флюидонасыщенности порового пространства пород как основа уточнения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств / Е.О. Беляков, С.Е. Французов, Ш.В. Мухидинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 48–50.

7. Мухидинов Ш.В., Беляков Е.О. Привлечение результатов петрографического анализа шлифов при обосновании методики выделения коллекторов в условиях терригенных пород с вторичными процессами минералообразования (на примере одного из месторождений Восточной Сибири) // Известия вузов. Нефть и газ. – 2018. –№ 1. – С. 28-35.

8. Особенности петрофизического обеспечения интерпретации ГИС в разрезе терригенных пород с цеолитосодержащими песчаниками Тазовского района Западной Сибири / Ш.В. Мухидинов, Е.О. Беляков, Е.А. Жуковская, С.В. Ибрагимова // Геофизика. – 2018. – № 4. – С. 53-58.

В настоящее время для каждого нефтедобывающего предприятия актуальной задачей является восполнение ресурсной базы добычи нефти. Наряду с геолого-разведочными работами на новых, малоизученных участках недр и усовершенствованием методов извлечения углеводородов на разрабатываемых залежах важной задачей является выявление и опоискование новых сложнопостроенных объектов, приуроченных к ловушкам неантиклинального типа. Такие объекты могут содержать запасы углеводородного сырья (УВС) как на открытых месторождениях, так и в зонах их формирования вблизи области скопления углеводородов. Большинство неантиклинальных ловушек на территории Удмуртии прогнозируется в терригенной толще нижнего карбона, преимущественно в визейском ярусе. Данная толща является второй по объему запасов УВС в пределах Удмуртии, и преобладающее число структур, контролирующих залежи в данном интервале относится к антиклинальным. В процессе поисково-оценочных и разведочных работ картировались также неантиклинальные ловушки, имеющие сложное строение и резкую литологическую неоднородность. Однако изучению их границ и конфигурации уделялось недостаточное внимание. Кроме того, существующие способы анализа таких объектов не позволяют достоверно картировать их границы. В данной работе представлен способ картирования границ неантиклинальных ловушек нефти, имеющих в основании подстилающую эрозионную поверхность, основанный на комплексировании стандартных общепринятых методик моделирования резервуара и выявленных закономерностей между геологическими и геофизическими параметрами внутри терригенной толщи визейского яруса. При моделировании цикличности осадконакопления предлагаемый способ учитывает различную скорость компенсации осадками подстилающей эрозионной поверхности, что позволяет более достоверно прогнозировать интервалы формирования неантиклинальных ловушек.

Список литературы

1. Пат. 2787499 РФ, МПК Е 21 В 49/00. Способ картирования неантиклинальной ловушки нефти / Н.Г. Истомина, О.М. Мирсаетов, С.Б. Колесова, В.А. Савельев; заявитель и патентообладатель Удмуртский государственный университет. – N 2022127309/03; заявл. 20.10.2022; опубл. 09.01.2023.

2. Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. – М.: Макс Пресс, 2008. – 172 с.

3. Современные представления о геологии и нефтеносности Удмуртии / Т.Ю. Павлова, К.М. Коркин, Т.Н. Пуртова [и др.]. – Ижевск, 2001. – С. 83-88.  

4. Некоторые особенности визейских врезов в Удмуртии / И.К. Шпилевая, Е.В. Трофимова, В.Ф. Фурман, А.Г. Истомин // Геология нефти и газа. – 2001. – № 6. – С. 40-43.

5. Савельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской Республики. – Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2003. – 287 с.

6. Камаев Г.К., Истомина Н.Г. Перспективные объекты, связанные с эрозионными формами верхнедевонско-турнейского интервала Арланского палеошельфа // Сборник тезисов IX научно-практической конференции. Ин-т нефти и газа им. М.С. Гуцериева. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2019. – С. 219-233.

7. Истомина Н.Г., Яруллин К.Р. Перспективы поиска новых ловушек нефти и газа неантиклинального типа // Сборник тезисов XI Международной научно-практической конференции. Ин-т нефти и газа им. М.С. Гуцериева, 16 апреля 2021 г. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2021. – С. 129-135.

Для старых нефтедобывающих районов актуальным является вопрос восполнения истощенной ресурсной базы за счет доразведки уже освоенных месторождений, когда дополнительные запасы могут быстро вовлекаться в разработку с использованием имеющейся инфраструктуры. Так, в Волго-Уральской провинции на первоначальных этапах разведки и освоения месторождений основное внимание уделялось высокопродуктивным пластам нижнего карбона и девона. Пласты и залежи среднего, верхнего карбона и пермские отложения разведывались попутно по остаточному принципу. Отчасти это определялось низкой продуктивностью скважин, вскрывших эти пласты. Отмеченное обусловливало недостаточно достоверное выявление подлинных контактов и приуроченных к ним залежей и принятие на неопределенное время условного подсчетного уровня. В статье приведен пример, в котором на основе условных контактов выделено несколько куполов с разными контактами, что привело к уменьшению величины запасов. Графическое представление изменения площадей залежей рассмотрено авторами в более ранних работах. В общем случае зависимости подобного рода отражают изменение площадей по мере разведанности. Чем ближе зависимость к оси ординат, тем более разведанными являются верхние горизонты. С помощью таких зависимостей без больших трудозатрат можно провести анализ изученности и наметить очередность мероприятия по доразведки верхней части разреза. Из опыта анализа движения запасов многопластовых месторождений на первых этапах установлена недостаточная изученность средней части нефтегазоносного разреза, в основном карбонатных пластов (окские, нижнебашкирские отложения). Показано, что предложенный подход может ускорить выявление продуктивных интервалов и залежей разных размеров.

Список литературы

1. Соборнов К.О. Эффективные запасы нефти газа: что это значит и где их искать? // Недропользование XXI век. – 2022. – № 1. – С. 36–42.

2. Опыт и перспективы строительства скважин малого диаметра на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.А. Воеводкин, Н.А Лядова., Г.В. Окрамелидзе [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 98–102. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-98-102 

3. Фурсов А.Я., Молодцова Е.В. Экспертиза как продолжение изучения месторождения и повышения достоверности запасов УВС // Недропользование XXI век. – 2019. – № 4. – С. 26–29.

4. Фурсов А.Я., Молодцова Е.В., Шубина А.В. Оценка возможности прироста запасов углеводородного сырья на длительно разрабатываемых месторождениях // Недропользование XXI век. – 2020. – № 3. – С. 104–109.

5. Фурсов А.Я., Галимова А.Ф. Сравнительная оценка и анализ причин изменения запасов углеводородов при разведке и освоении многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 46–48. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-46-48

Впервые в Российской Федерации обеспечено увеличение скорости электромагнитной телеметрии до 6 бит/с и более в горизонтальном стволе скважины с отходом от вертикали более 1500 м. При бурении применялась высокотехнологичная компоновка с роторно-управляемой системой для строительства скважин на суше. Эффект достигнут за счет использования в качестве приемной антенны обсадной колонны, спущенной в техническом интервале до кровли продуктивного пласта. Требуемая плотность данных составляла 2 точки/м при бурении со скоростью 30 м/ч. С использованием предложенного метода передачи сигнала получены следующие параметры: удельное электрическое сопротивление, коррекция плотности пород, фотоэлектрический фактор, плотность и пористость, имиджи плотности (растровое изображение), естественное гамма-излучение пород, данные акустической и плотностной кавернометрии, затрубное давление, забойная температура, а также данные о состоянии приборов каротажа, телеметрии и роторно-управляемой системы. Исследовано влияние относительного расположения антенн на силу принимаемого сигнала и надежность передачи данных. Наиболее эффективным методом для скважин на суше стало использование в качестве антенны технической обсадной колонны. Трехколонная конструкция и горизонтальное окончание скважины обеспечивают эффект устойчивого сигнала с последовательным затуханием амплитуды на протяжении более 1,5 км в продуктивном пласте. Рассмотрены факторы, влияющие на устойчивость сигнала и ограничения использования электромагнитной телеметрии. Дальнейшие исследования в области телеметрии в нефтегазовой отрасли должны быть направлены на разработку более эффективных методов фильтрации электромагнитных помех и оптимизации систем передачи данных.

Список литературы

1. Жданеев О.В., Зуев С.С. Вызовы для энергосектора России до 2035 года // Энергетическая политика. – 2020. – № 3(145). – С. 12-23. – https://doi.org/10.46920/2409-5516_2020_3145_12

2. Жданеев О.В., Фролов К.Н. Научно-технологические приоритеты топливно-энергетического комплекса Российской Федерации до 2050 года // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 10. – С. 6-13. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-10-6-13

3. Жданеев О.В., Зайцев А.В., Продан Т.Т. О возможностях создания российской высокотехнологичной компоновки низа бурильной колонны // Записки Горного института. – 2021. – Т. 252. – С. 872-884. – https://doi.org/10.31897/PMI.2021.6.9

4. Жданеев О.В., Зайцев А.В., Лобанков В.М. Метрологическое обеспечение аппаратуры для геофизических исследований // Записки Горного института. – 2020. – Т. 246. – С. 667-677. – https://doi.org/10.31897/PMI.2020.6.9

5. Жданеев О.В., Фролов К.Н. О приоритетных направлениях развития буровых технологий в России // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 42–48.  – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-42-48 

6. A method of moments approach to modeling the electromagnetic response of multiple steel casings in a layered earth / C. Kohnke, L. Liu, R. Streich, A. Swidinsky // Geophysics. – 2017. – V. 83. - no. 2. – P. 81–96. - https://doi.org/10.1190/geo2017-0303.1

7. Long Range Electromagnetic Telemetry Using An Innovative Casing Antenna System / Jiefu Chen, Shanjun Li, C. MacMillan [et al.] // SPE-174821-MS. – 2015. - https://doi.org/10.2118/174821-MS

8. Rapid simulation of electromagnetic telemetry using an axisymmetric semianalytical finite element method / Jiefu Chen, Shubin Zeng, Qiuzhao Dong, Yueqin Huang // Journal of Applied Geophysics. – 2017. – 137. – C. 49–54. - https://doi.org/10.1016/j.jappgeo.2016.12.006

9. Attenuation predictions at extremely low frequencies for measurement-while-drilling electromagnetic telemetry system / M.Y. Xia, Z.Y. Chen [et al.] // IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing. – V. 31. - C. 1222–1228. - https://doi.org/10.1109/36.317441

10. Wilton D.R., Champagne N.J. Evaluation and integration of the thin wire kernel // IEEE Transactions on Antennas and Propagation. – 2006. – V. 54. – P. 1200–1206. - https://doi.org/10.1109/TAP.2005.872569

11. Maurer H.M., Hunziker J. Early results of through casing resistivity field tests// Petrophysics. - 2020. – V. 41. – P. 309–314.

12. Горгоц В.Д. Новые способы и технологии проектирования процессов строительства скважин в сложных горно-геологических условиях // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – C. 16-20.

13. Зайнуллин А.И. Об эффективности применения горизонтальных скважин в разработке месторождений нефти // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2007. – № 10. – С. 23–31.

14. Мингазов А.Н. Новый уровень развития российских технологий геофизических исследований скважин во время бурения // Бурение и Нефть. – 2023. - №3. – С. 3-8.

15. Lu C., Jiang G., Wang Z. The development of and experiments on electromagnetic measurement while a drilling system is used for deep exploration // Journal of Geophysics and Engineering. – 2016. – V. 13. – No. 5. – P. 824–831. - http://doi.org/10.1088/1742-2132/13/5/824

Образование устойчивой высоковязкой эмульсии из-за проникновения технологических жидкостей на водной основе в продуктивный пласт является одной из причин недостижения потенциальной производительности новых нефтяных скважин. Полностью предотвратить попадание буровых растворов и их фильтратов в продуктивный пласт невозможно. В связи с этим выполнено исследование, основной задачей которого являлась разработка способа предотвращения образования устойчивой высоковязкой эмульсии при первичном вскрытии терригенных продуктивных пластов месторождений Восточной Сибири. Использованы материалы публикаций в научно-технической литературе. На основании обширного опыта выбран и обоснован оптимальный способ решения задачи, подходящий для рассматриваемых условий. Учтены особенности применения сульфонола в минерализованной среде. Физическое моделирование взаимодействия минерализованного биополимерного бурового раствора и его фильтрата с пластовой нефтью подтвердило возможность образования устойчивых высоковязких эмульсий. Выполнены лабораторные исследования и эксперименты с целью изучения влияния сульфонола на параметры и свойства бурового раствора. Введение сульфонола способствовало предотвращению образования устойчивой высоковязкой эмульсии при физическом моделировании взаимодействия бурового раствора с пластовой нефтью. Проведены фильтрационные эксперименты для определения коэффициента восстановления проницаемости после воздействия модельных фильтратов бурового раствора и моделей эмульсий с добавлением сульфонола и без него на идентичные колонки керна в условиях, моделирующих пластовые. Отмечено существенное повышение коэффициента восстановления проницаемости. Подтверждена способность сульфонола предотвращать образование устойчивой высоковязкой эмульсии при взаимодействии с пластовой нефтью. Рассмотренный способ совершенствования состава минерализованного бурового раствора характеризуется простотой реализации и низкой стоимостью.

Список литературы

1. Ахметшин М.А. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на образование и разрушение водонефтяной эмульсии в пористой среде // В сб. Бурение скважин, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Туркмении. – М.: Недра, 1965. – С. 84–95.

2. Ахметшин М.А., Соломатин Г.Г. Влияние слабоконцентрированных водных растворов Сульфонола НП-1 на остаточную водонасыщенность призабойной зоны пласта // В сб. Бурение скважин, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Туркмении.– М.: Недра, 1965. – С. 96-107.

3. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. – М.: Недра, 1967. – 416 с.

4. Fluid design to minimize invasive damage in horizontal wells / D.B. Bennon, F.B. Thomas, D.W. Bennon, R.F. Bietz // Journal of Canadian petroleum technology. – 1996. – № 9. – P. 45–52. - https://doi.org/10.2118/96-09-02

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

6. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. Т. 3. Призабойная зона пласта и техногенные факторы ее состояния. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 650 с.

7. Мыслюк М.А., Салыжин Ю.М., Богославец В.В. Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 3. – С. 35–39.

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

9. О контроле поверхностных явлений при вскрытии продуктивных пластов / М.А. Мыслюк, И.С. Кисиль, Р.Т. Боднар [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 3. – С. 20–27.

10. Исследование поверхностно-активных веществ, применяемых при бурении скважин / Ф.Н. Янгиров, А.Р. Яхин, Т.Д. Дихтярь [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 1. – С. 61–67.

11. Oil emulsions in naturally fractured porous media / A.P. Gomora-Figueroa, R.G. Camacho-Velazquez, J. Guadarrama-Cetina, T.I. Guerrero-Sarabia // Petroleum. – 2018. – № 5. – P.215-226.

12. Проблемы первичного вскрытия в разведке, освоении и эксплуатации Верхнечонского газоконденсатно-нефтяного месторождения (Иркутская область) / О.А. Брагина, И.Д. Ташкевич, Р.Х. Акчурин [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 4. – С. 31–37. - https://doi.org/10.33285/0130-3872-2021-4(340)-31-37

13. Бабаян Э.В. Буровые технологии. – Краснодар: Советская Кубань, 2005. – 584 с.

14. Кондрашев О.Ф. Особенности деструкции пленочной нефти растворами ПАВ // Нефть и газ. – 2013. – № 2. – С. 34–39.

В статье рассмотрен опыт бурения наклонно направленных скважин в Туркменистане с применением новейших передовых технологий с целью увеличения отборов газа и нефти из продуктивных горизонтов в труднодоступных береговых зонах прибрежной акватории Каспия. Одной из приоритетных задач, решаемых в настоящее время нефтегазовой промышленностью Туркменистана, являются комплексная модернизация производства, широкое внедрение новых технологий и высокоэффективного оборудования. Актуальность исследования строительства наклонно направленных глубоких скважин в Туркменистане обусловлено необходимостью внедрения инновационных методов бурения для эффективной добычи нефти из труднодоступных горизонтов в рамках решения стратегических задач развития нефтяной промышленности страны. Целью исследования являлся анализ эффективности применения метода одновременно-раздельной эксплуатации при добыче углеводородов на одном из месторождений Туркменистана. Применение новейших технологий позволяет нарастить добычной потенциал как за счет трудноизвлекаемых запасов нефти на давно эксплуатируемых месторождениях, так и за счет ввода в разработку глубоко залегающих нефтяных горизонтов. В настоящее время перед нефтяной промышленностью Туркменистана стоит задача вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых коллекторах. Результаты исследования показали, что внедрение передовых технологий и оборудования в процессы бурения и освоения скважин существенно влияет на добычу нефти, обеспечивает повышение эффективности и сокращение сроков строительства скважин. Данные, представленные в работе, могут быть использованы для ускоренного освоения месторождений на трудно осваиваемом морском мелководье и сокращения затрат в процессе бурения, а также для увеличения добываемой нефти, разработки месторождения ускоренными темпами с обеспечением проектной нефтеотдачи.

Список литературы

1. Оразметова А. Развитие инновационных технологий в Туркменистане // Вестник науки. – 2023. – Т. 2. - № 6(63). - С. 858 - 860.

2. Деряев А.Р. Анализ вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями на нефтегазовых месторождениях западной части Туркменистана // SOCAR Proceedings Special. – 2023. – № 2. – Р. 22–27. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200871

3. Huszar T., Wittenberger G., Skaverkova E. Warning signs of high-pressure formations of abnormal contour pressures when drilling for oil and natural gas // Processes. – 2022. – V. 10 (6). - Р. 1-21. - http://doi.org/10.3390/pr10061106

4. Progress and development directions of stimulation techniques for ultra-deep oil and gas reservoirs / Qun Lei, Yun Xu, Zhanwei Yang [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2021. – V. 48 (1). – Р. 221–231. - http://doi.org/10.1016/S1876-3804(21)60018-6

5. Al Saadi A.J., Naidu R.N. Challenges of Drilling Deep Wells in a Complex Overburden with Severe Depletion and Experiences From Caspian Sea // SPE-214057-MS. – 2023. - https://doi.org/10.2118/214057-MS

6. Деряев А.Р. Особенности прогнозирования аномально высоких пластовых давлений при бурении скважин на площадях Юго-Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. – № 2. – Р. 7–12. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200872

7. Деряев А.Р. Бурение горизонтальных скважин в Западном Туркменистане // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. – № 2. – Р. 32–40. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200877

8. Адаптация технологии ПАО «Татнефть» по горизонтальному бурению для выработки запасов нефти месторождений Республики Узбекистан, находящихся на поздней стадии разработки / И.Н. Хакимзянов, М.А. Юсупходжаев, О.И. Хакимзянова, Р.И. Шешдиров // Нефтяная провинция. - 2021. - №1(25). - С. 101-113. - https://doi.org/10.25689/NP.2021.1.101-113

9. Оразмухамедов Д.Я. Экономическая и техническая целесообразность технологии горизонтального бурения скважин // В сб. Перспективы реализации междисциплинарных исследований // Тр. международной научной конференции. - Санкт-Петербург, 2023. - https://doi.org/10.58351/230221.2023.47.37.002

10. Абдырахманов А.Ч. Использование инновационных технологий при добыче углеводородов в Туркменистане // Инновации и инвестиции. – 2019. – № 8. – С. 194–196.

11. Деряев А.Р. Управление траекторией скважины и контроль за пространственным положением ствола //  SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. – № 2. – Р. 1–6. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200870

12. Деряев А.Р. Выбор бурового раствора для наклонно – направленной эксплуатационно-оценочной скважины // SOCAR Proceedings. – 2023. – V. 3. – Р. 51–57. - http://doi.org/10.5510/OGP20230300886

13. Eren T., Suicmez V.S. Directional drilling positioning calculations // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2020. – V. 73. – Р. 1-67. - http://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.103081

14. Advanced drilling technologies to improve the economics of deep geo-resource utilization / E. Rossi, B. Adams, D. Vogler [et al.] // In 2nd Applied Energy Symposium: MIT A+ B. – 2020. – Р. 1-7. - http://doi.org/10.3929/ethz-b-000445213

15. Remote sensing of methane leakage from natural gas and petroleum systems revisited / O. Schneising, M. Buchwitz, M. Reuter [et al.] // Atmospheric Chemistry and Physics. – 2020. – V. 20 (15). – Р. 9169–9182. - http://doi.org/10.5194/acp-20-9169-2020

16. Ouadi H., Mishani S., Rasouli V. Applications of Underbalanced Fishbone Drilling for Improved Recovery and Reduced Carbon Footprint in Unconventional Plays // Petroleum & Petrochemical Engineering Journal. – 2023. – V. 7 (1). - Р. 1-22. - http://doi.org/10.23880/ppej-16000331

17. Drilling and completion technologies of coalbed methane exploitation: an overview / T. Ma, J. Liu, J. Fu, B. Wu // International Journal of Coal Science & Technology. – 2022. – V. 9 (1). – Р. 68. - http://doi.org/10.1007/s40789-022-00540-x

18. Numerical study of the cuttings transport by drilling mud in horizontal directional well / V.A. Zhigarev, A.V. Minakov, A.L. Neverov, M.I. Pryazhnikov // Journal of Physics: Conference Series. – 2019. – V. 1382. – № 1. – Р. 1-6. - http://doi.org/10.1088/1742-6596/1382/1/012080

19. Deshmukh V., Dewangan S.K. Review on various borehole cleaning parameters related to oil and gas well drilling // Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering. – 2022. – V. 44 (5). – Р. 1-185. - http://doi.org/10.1007/s40430-022-03501-2

20. Optimizing the separation factor along a directional well trajectory to minimize collision risk / V. Mansouri, R. Khosravanian, D.A. Wood, B.S. Aadnøy // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10. – Р. 2113–2125. - http://doi.org/10.1007/s13202-020-00876-7

21. Comparison of accuracy and computational performance between the machine learning algorithms for rate of penetration in directional drilling well / O. Hazbeh, S.K.Y. Aghdam, H. Ghorbani [et al.] // Petroleum Research. – 2021. – V. 6 (3). – Р. 271–282. - http://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2021.02.004

22. Деряев А.Р. Прогноз дальнейшей перспективы бурения сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. – № 2. – С. 13–21. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200874

23. Деряев А.Р. Бурение наклонно-направленных скважин на месторождениях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. – № 2. – С. 22–31. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200875

24. Деряев А.Р. Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной // SOCAR Proceedings. – 2022. – V. 1. – Р. 94–102. - http://doi.org/10.5510/OGP20220100635

В статье рассмотрена давняя проблема, касающаяся эффективности заводнения с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ). По мнению автора, указанная эффективность не подтверждается научными данными. В 80-х годах XX века была сформулирована задача синтеза ПАВ или компуанд-смесей химических реагентов, способных снизить межфазное натяжение на границе нефть-вытесняющий агент до 10^-3 мН/м. Данный научно обоснованный критерий не принимается во внимание отечественной научной и производственной средой. Описанный механизм достигается при применении газовых агентов, особенно углекислого газа. Кроме того, как показывают практика и лабораторные эксперименты, сверхэффективные ПАВ должны обладать низкой или умеренной адсорбцией в пористой среде. В настоящее время химические реагенты, обладающие способностью радикально воздействовать на энергию межмолекулярных связей, уже освоены промышленностью. Однако кроме единичных сообщений о технологических особенностях их применения убедительных данных о результатах их промышленного испытания и внедрения не публикуется. Тема создания эффективных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) не теряет своей актуальности. В связи с этим приведены геолого-промысловые данные, полученные в ПАО АНК «Башнефть» в период выполнения наибольшего объема работ с применением физико-химических МУН.

Список литературы

1. Физико-химические основы применения мицеллообразующих ПАВ для повышения нефтеотдачи / М.И. Шахпаронов, В.В. Девликамов. А.Б. Тумасян [и др.] // XII Менделеевский съезд по общей и прикладной химии . Рефераты докладов и сообщений. – М.: Наука, 1981. – С. 149.

2. Проблема увеличения нефтеотдачи в свете представлений неравновесной термодинамики и химической физики / М.И. Шахпаронов, Т.М. Усачева, В.В. Девликамов [и др.] // В сб. Исследования строения, теплового движения и свойств жидкости. – М.: МГУ, 1986. – С. 5-34.

3. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи.- Баку: Азнефтеиздат, 1956. – 232 с.

4. Лозин Е.В. Эффектиность доразработки нефтяных месторождений. – Уфа: Башкнигоиздат, 1987. – 152 с.

5. Лабораторные и опытно-промышленные исследования по применению загустителей воды с целью увеличения нефтеотдачи / И.Ф. Рахимкулов, В.И. Портнов, И.И. Кравченко, Л.Н. Малышева // Труды ин-та / УфНИИ. – 1968. – Вып. 24. – С. 302-309.

6. Леви Б.И., Ленчевский А.В., Станкевич И.А. О технологической эффективности применения полимеров для увеличения нефтеотдачи обводненных пластов месторождений с повышенной вязкостью нефти // Труды ин-та / БашНИПИнефть. – 1976. – Вып. 47. – С. 19-22.

7. Эксперимент по закачке воды, загущенной полиакриламидом на Ново-Хазинском участке / И.Ф. Рахимкулов [и др.] // Труды ин-та / БашНИПИнефть. – 1978. – Вып. 51. – С. 48-52.

8. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти // Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 12. – С. 22-24.

В статье рассмотрены методические вопросы проведения фильтрационных экспериментов по измерению коэффициента вытеснения нефти водой. На примере выборки лабораторных данных для тонкослоистых неоднородных коллекторов показано, что при составлении программы лабораторных испытаний исследователи могут выходить за рамки традиционных отраслевых стандартов и это приводит к искажениям в оценке коэффициента вытеснения. Первое нарушение – несоблюдение критерия подобия по длине образца керна (критерия Эфроса). В связи с высокой неоднородностью продуктивного разреза и ограниченным количеством кернового материала фильтрационные тесты часто проводят на единичных образцах керна. Преимущество такого подхода к исследованиям заключается в детализации строения пласта, что в дальнейшем можно учесть при гидродинамическом моделировании. Однако существенным недостатком является то, что при этом пропускают базовое действие при подборе образцов для исследования – расчет минимальной длины колонки керна. При использовании одиночных образцов область проявления концевых эффектов становится сопоставима с размером всего образца керна, что приводит к неправильной оценке его насыщенности. В частности, при работе с хорошо проницаемыми интервалами формальный расчет указывает на необходимость использования составных колонок керна, а не единичных образцов. Второе существенное нарушение – несоблюдение соответствия остаточной водонасыщенности (или начальной нефтенасыщенности) в образце керна и параметрам реального пласта. В статье рассмотрен пример, когда при формировании остаточной водонасыщенности осуществляется слишком интенсивное вытеснение воды. Расхождение значений начальной нефтенасыщенности, полученных в лабораторном эксперименте и заложенных в проектных документах, может привести к существенному завышению коэффициента вытеснения и в целом величины извлекаемых запасов.

Список литературы

1. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М.: Миннефтепром СССР, 1987.

2. ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. – Мингео СССР, Миннефтепром СССР, Мингазпром СССР, 1986.

3. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. – Л.: Гостоптехиздат, 1963. – 351 с.

4. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из низкопроницаемых карбонатных коллекторов / М.В. Чертенков, А.А. Алероев, И.Б. Иванишин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №10. – С. 90–92.

5. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из карбонатных коллекторов / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, М.В. Чертенков, И.Б. Иванишин // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №9. – С. 92–95.

6. Hysteresis of relative permeabilities in water-gas stimulation of oil reservoirs / V.I. Kokorev [et al.] // SPE-171224-MS. – 2014. https://doi.org/10.2118/171224-MS

7. Золотухин А.Б., Язынина И.В., Шеляго Е.В. Гистерезис относительных фазовых проницаемостей в системе вода - нефть в гидрофильных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №3. – С. 78–80.

8. Экспериментальное исследование гистерезиса фазовых проницаемостей при водогазовом воздействии в условиях восточно-перевального месторождения / В.Б. Карпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №7. – С. 100–103.

9. Mott R., Cable A., Spearing M. Measurements and Simulation of Inertial and High Capillary Number Flow Phenomena in Gas-Condensate Relative Permeability // SPE-62932-MS. – 2000. – https://doi.org/10.2118/62932-MS

10. Берлин А.В. Коэффициент вытеснения нефти водой. Основные ошибки при его определении // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2022. – № 7(1).– C. 41–51.

11. Белошапка И.Е., Ганиев Д.И. Применение фильтрационных исследований для изучения технологий разработки месторождений нетрадиционных коллекторов и трудноизвлекаемых запасов нефти // Вестник Российского университета дружбы народов. Сер. Инженерные исследования. – 2018. – Т. 19. – № 3. – C. 343–357. – https://doi.org/10.22363/2312-8143-2018-19-3-343-357

Статья продолжает цикле статей, в которых представлены элементы трансформации подходов ПАО «НК «Роснефть» к разработке проектно-сметной документации. Рассмотрена актуальная в настоящее время проблема, связанная с длительными сроками проектирования, строительства и ввода в эксплуатацию объектов капитального строительства. Проанализированы причины увеличения сроков разработки проектной документации. Предложен новый подход к выполнению предпроектных работ, который позволяет оптимизировать инвестиционный цикл. Дано описание требований к результатам разработки и состава работ для нового предпроектного документа «Основные технические решения» (ОТР). Описана взаимосвязь предлагаемого подхода с ранее расммотренными подходами к разработке проектно-сметной документации. Показана взаимосвязь между эффективностью выполнения ОТР и наличием результатов научно-прикладных исследований. Рассчитан эффект (сокращению инвестиционного цикла), полученный за счет разработки технических требований к оборудованию длительного цикла изготовления. Оценено повышение экономической эффективности проекта при применении предложенного подхода. Рассмотрены основные преимущества от внедрения нового подхода к предпроектным работам (оптимизация объемов капиталовложений, повышение точности планирования инвестиций и сроков реализации проектов, качества проектной документации, сокращение сроков реализации инвестиционных проектов, бросовых работ и затрат на проектно-изыскательские, строительно-монтажные работы). Отмечена целесообразность методологической поддержки изменения подхода к выполнению предпроектных работ, подходов к оценке стоимости проектно-изыскательских работ, процедур выбора и закупки оборудования. Представлена информация о потенциальном использовании инструментов повышения эффективности ПАО «НК «Роснефть» (проекты-образцы, платформенные решения) на предпроектной стадии.

Список литературы

1. Типовое проектирование – на пульсе времени / А.Н. Кравченко, А.С. Косарев, В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 13-15. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-13-15

2. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: проекты-образцы / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, С.А. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 111-115. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-111-115

3. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: платформенные решения / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, С.А. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 135-138. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-135-138

4. 3D инжиниринг при обустройстве объектов ПАО «НК «Роснефть» / А.Н. Авренюк., Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 64-67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-64-67

5. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования в области капитального строительства / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, М.Г. Волков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 64-68. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-64-68

В статье рассмотрен алгоритм оптимизации режимов работы для группы добывающих скважин, оборудованных установками электроцентробежных и штанговых насосов, при наличии ограничений на суммарный дебит жидкости, дебит нефти или энергопотребление. Под оптимизацией понимается регулирование частоты вращения вала погружного электродвигателя, обеспечивающего кручение рабочих колес центробежного насоса, или варьирование частоты качаний станка-качалки, которое приводит к изменению скорости открытия и закрытия клапанов штангового насоса. В случае периодического режима эксплуатации скважины оптимизация заключается в изменении длительности периодов откачки и накопления, которые чередуются в процессе периодического включения и выключения насосной установки. При групповой оптимизации алгоритм подбирает такую комбинацию параметров работы скважин, при которой для этих скважин суммарно достигается максимальный дебит нефти при фиксированном дебите жидкости или энергопотреблении, минимальный удельный расход электроэнергии или минимальное суммарное энергопотребление при фиксированном дебите нефти или жидкости. Особенностью алгоритма является учет изменения параметров скважин, таких как пластовое и забойное давление, обводненность продукции, устьевое давление, динамика дебита жидкости. Это позволяет более точно оценить эффект от оптимизации режимов работы группы скважин с учетом как их взаимовлияния в пластовых условиях, так и воздействия на наземную инфраструктуру при горизонте прогнозирования нескольких месяцев. Приведены результаты апробации алгоритма для снижения удельного расхода электроэнергии при сохранении добычи нефти для группы механизированных скважин на одном из месторождений ПАО АНК «Башнефть», эксплуатируемых ООО «Башнефть-Добыча».

Список литературы

1. Редуцкий Ю.В. Учет взаимовлияния скважин при решении задач управления режимами эксплуатации месторождения // Территория нефтегаз. – 2011. – № 5. – С. 16–21.

2. Васильев В.В. Использование результатов оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин для оптимизации заводнения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 30–32.

3. Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А., Черный К.А. Исследование взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами на основе построения многоуровневых моделей // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т.332. – № 2. – С. 116–126. – http://doi.org/10.18799/24131830/2021/2/3048

4. Зипир В.Г. Базовые принципы построения интегрированной модели разрабатываемого месторождения углеводородов // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2017. – № 1. – С. 142–145.

5. Пашали А.А., Зейгман Ю.В. Интеллектуализация процесса интенсификации добычи нефти в условиях недостатка мощности кустовой системы энергоснабжения // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т.18. – № 6. – С. 56–63. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-6-56-63

6. Еникеев Р.М., Топольников А.С. Интегральная модель энергоэффективности цифрового актива // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 7. – С. 78–83.

7. Цифровой двойник скважины как инструмент цифровизации вывода скважины на режим в ПАО АНК «Башнефть» / А.А. Пашали, А.В. Колонских, Р.С. Халфин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 80–84. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-80-84

8. Сильнов Д.В., Пашали А.А. Интегрированная модель «пласт-скважина-насос» для моделирования периодического режима работы скважины // Наука. Исследования. Практика: Сборник избранных статей по материалам Международной научной конференции, Санкт-Петербург, 25 июня 2022 года. – СПб.: ГНИИ «НАЦРАЗВИТИЕ», 2021. – С. 81–82.

9. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. –М.-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2006. – 384 с.

10. Банди Б. Основы линейного программирования. – М: Радио и связь, 1989. – 176 с.

11. Ашманов С.А. Линейное программирование. – М.: Наука, 1981. – 340 с.

12. Васильев Ф. П., Иваницкий А.Ю. Линейное программирование. – М.: Факториал, 1998. – 176 с.

Применение пенных систем в процессах нефтегазодобычи в настоящее время имеет широкое распространение. Особенности операций, выполняемых на скважине, определяют основные параметры используемых пенных систем, такие как пенообразующая способность, кратность пены, ее устойчивость и другие свойства. В статье приведен анализ существующих методик исследования свойств пенных систем. В экспериментальной части работы представлены результаты исследований свойств пены, содержащей пенообразователь «РГУ НГ МГС» марка РЛ. Проведена сравнительная оценка значений основных параметров пенной системы, полученных в соответствии с методикой В.А. Амияна, а также с помощью динамического анализатора пен. Все эксперименты выполнены при температуре 25 °С и атмосферном давлении. Изучено влияние условий приготовления на высоту столба образовавшейся пены. Выполнено сравнение результатов определения времени полураспада, удельного количества пузырьков, а также структуры пены при различных скоростях подачи газа. При использовании динамического анализатора пен выявлено увеличение времени выделения 50 % жидкости из пены при увеличении скорости перемешивания, однако увеличение скорости подачи газа дало обратный эффект. При использовании методики В.А. Амияна результат определения во многом зависел от количества вовлекаемого в систему воздуха в процессе приготовления пены. По результатам исследований на динамическом анализаторе пен Kruss DFA 100 экспериментально доказаны преимущества автоматизированного подхода к изучению пенных систем. Устройство позволяет более точно определять показатель стабильности пенной системы, а также одновременно фиксирует дисперсность и период полураспада пены за время одного эксперимента. Прибор способен анализировать изменение свойств пенной системы во времени, что затруднительно при использовании неавтоматизированных методов.

Список литературы

1. Шрамм Л.Л. Поверхностно-активные вещества в нефтегазовой отрасли. Состав, свойства, применение / пер. с англ. под ред. М.С. Подзоровой, В.Р. Магадова. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2018. – 592 c.

2. Физическая и коллоидная химия: в 2 ч. Ч. 2. Коллоидная химия / В.Ю. Конюхов [и др.] / под ред. В.Ю. Конюхова, К.И. Попова. – Издательство Юрайт, 2023. – 309 с.

3. Самойлова С.С., Тарасов В.Е. Комплексное применение новой методики определения объемной массы пены // Международный научно-исследовательский журнал. – 2022. – № 7(121). – С. 32–39. – https://doi.org/10.23670/IRJ.2022.121.7.005

4. Применение пенных систем в нефтегазодобыче / В.А. Амиян [и др.]. – М.: Недра, 1987. – 229 с.

5. Novel Method and Parameters for Testing and Characterization of Foam Stability / K. Lunkenheimer, K. Malysa, K. Winsel [et al.] // Langmuir. – 2009. – V. 26(6). – P. 3883–3888. – https://doi.org/10.1021/la9035002

6. Пат. 2191367 РФ, МПК G 01 N 13/00. Способ определения дисперсности пены / А.Ю. Просекова, А.С. Романов, О.Е. Просекова, В.В. Кандабаев; патентообладатель Кемеровский технологический институт пищевой промышленности.. – № 2001105211/28; заявл. 23.02.2001; опубл. 20.10.2002.

7. Ерасов В.С., Плетнев М.Ю., Покидько Б.В. Стабильность и реология пен, содержащих микробный полисахарид, частицы кремнезема и бентонитовой глины // Коллоидный журнал. – 2015. – № 77(5). – С. 625–633. – https://doi.org/10.7868/S0023291215050079

8. Mogensen K. Recovery of Oil Using Surfactant-Based Foams // In: Surfactants in Upstream E&P. – Springer, Cham., 2021. – p. 291-314. – https://doi.org/10.1007/978-3-030-70026-3_10

9. Самедов Т.А., Новрузова С.Г., Алиев С.А. Новый состав для предотвращения осложнений в нефтяных скважинах // Булатовские чтения. – 2019. – Т. 2. – С. 194–197.

10. Тарасенко В.Н. Теоретические основы разработки составов эффективных пенобетонов. – Белгород: Изд-во БГТУ, 2017. – 91 с.

11. Fundamentals of enhanced oil recovery / L.W. Lake, R.T. Johns, W.R. Rossen, G.A. Pope. – Society of Petroleum Engineers, 2014. – 489 p. – https://doi.org/10.2118/9781613993286.

Одним из способов экологизации нефтедобычи является замена химически синтезированных поверхностно-активных веществ (ПАВ) биосурфактантами, которые являются продуктами синтеза микроорганизмов. На фоне значительного количества данных о толерантности биосурфактантов к экстремальным условиям среды (солености, рН), а также их способности снижать поверхностное натяжение воды и эмульгировать сырую нефть информации об эффективности биосурфактантов в реальных условиях или в условиях моделирования их применения в качестве реагентов для повышения нефтеотдачи пластов, крайне мало. В статье рассмотрены результаты исследований по получению биосурфактантов класса рамнолипидов, продуцируемых Pseudomonas fluorescens PCS-20. Полученные биосурфактаны охарактеризованы. Оценена их эффективность в модельном эксперименте с использование колонок, наполненных песком (на насыпных моделях). Выполнено сравнение с химически синтезированными ПАВ. Установлено, что выход кислотно-осажденной фракции биосурфактанта при однократной экстракции смесью хлороформ-метанол (1:1 по объему) составляет 102 мг/л. Индекс эмульсификации Е₂₄ = 75 %. Для моделирования вытеснения нефти песчаные колонки емкостью 200 мл и последовательно заполнялись солевым раствором и высоковязкой нефтью Ромашкинского месторождения (Республика Татарстан). Поровый объем составил 53 мл, начальные запасы нефти – 45,5 мл. При вытеснении солевым раствором нефтеотдача составила 42 %. При использовании растворов биосурфактанта концентрацией 0,1 и 0,5 % дополнительное нефтеизвлечение составило соответственно 28 и 31 %. Для химического синтезированного ПАВ в аналогичных концентрациях увеличение нефтеотдачи статистически оказалось незначительно выше. Сделан вывод, что рамнолипиды, продуцируемые P. fluorescens PCS-20, при определенных условиях могут рассматриваться в качестве альтернативы химически синтезированным ПАВ при добыче высоковязкой нефти.

Список литературы

1. Крянев, Д.Ю., Жданов С.А. Методы увеличения нефтеотдачи: опыт и перспективы применения // Нефтегазовая вертикаль, – 2011. – № 5. – С. 30-33.

2. Comprehensive Review on the Role of Surfactants in the Chemical Enhanced Oil Recovery Process / S. Chowdhury, S. Shrivastava, A. Kakati, J.S. Sangwai // Ind. Eng. Chem. Res. – 2022. – V. 61. – No. 1. – P. 21–64. – https://doi.org/10.1021/acs.iecr.1c03301

3. Абызбаев И.И. Комплексное многоуровневое планирование применения третичных методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти: автореф. дис. … д-ра техн. наук – Уфа, 2008. – 49 с.

4. Aparna A., Srinikethan G., Hegde S. Effect of Addition of Biosurfactant Produced by Pseudomonas sps. on Biodegradation of Crude Oil // IPCBEE, – 2011. – V. 6. – P. 71-77.

5. Asphaltene biotransformation for heavy oil upgradation/ A.N. Zargar, A. Kumar, A. Sinha [et al.] // AMB Express. – 2021. – V. 11. – Article No.127. – https://doi.org/10.1186/s13568-021-01285-7  

6. Evaluation of bioemulsifier mediated microbial enhanced oil recovery using sand pack column. / H. Suthar, K. Hingurao, A. Desai, A. Nerurkar // J. Microbiol. Methods. – 2008. – V. 75. – Issue 2. – С. 225–230. – https://doi.org/10.1016/j.mimet.2008.06.007

7. Rivera M.A.H., Vasconcellos J.M., Morales M.E.O. Factors Affecting Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) // Proceedings of the 25th Pan-American Conference of Naval Engineering—COPINAVAL. COPINAVAL 2017. – Springer, Cham, 2019. – https://doi.org/10.1007/978-3-319-89812-4_33

8. Production of microbial rhamnolipid by Pseudomonas aeruginosa MM1011 for ex situ enhanced oil recovery/ H. Amani, M.M. Müller, C. Syldatk, R. Hausmann // Applied biochemistry and biotechnology. – 2013. – V. 170. – P. 1080–1093. – https://doi.org/10.1007/s12010-013-0249-4

9. Li G., McInerney M.J. Use of Biosurfactants in Oil Recovery / In: Consequences of Microbial Interactions with Hydrocarbons, Oils, and Lipids: Production of Fuels and Chemicals. Handbook of Hydrocarbon and Lipid Microbiology / edited by S. Lee. – Springer, Cham, 2016. – https://doi.org/10.1007/978-3-319-31421-1_364-1

10. Trummler K., Effenberger F., Syldatk C. An integrated microbial/enzymatic process for production of rhamnolipids and L-(+)-rhamnose from rapeseed oil with Pseudomonas sp. DSM 2874 // Eur. J. Lipid Sci. Technol. – 2003. – V. 105. – Issue 10. – P. 563–571. – https://doi.org/10.1002/ejlt.200300816

11. Core flooding tests to investigate the effects of IFT reduction and wettability alteration on oil recovery during MEOR process in an Iranian oil reservoir / A. Rabiei, M. Sharifinik, A. Niazi [et al.] // Appl. Microbiol. Biotechnol. Springer, – 2013. – V. 97. – P. 5979–5991. – https://doi.org/10.1007/s00253-013-4863-4

12. Production of rhamnolipids by a Pseudomonas alcaligenes strain / F.J.S. Oliveira, L. Vazquez, N.P. de Campos, F.P. de França // Process Biochemistry. – 2009. – V. 44. – Issue 4. – P. 383–389. – https://doi.org/10.1016/j.procbio.2008.11.014

13. Gordadze G.N., Tikhomirov V.I. On the oil sources in the northeast of Tatarstan // Petroleum Chemistry. – 2007. – V. 47. – P. 389–398. – https://doi.org/10.1134/S0965544107060023

14. Invally K., Sancheti A., Ju L-K. A new approach for downstream purification of rhamnolipid biosurfactants // Food and Bioproducts Processing, – 2019. – V. 114. – P. 122-131. – https://doi.org/10.1016/j.fbp.2018.12.003

15. The release of petroleum hydrocarbons from a saline-sodic soil by the new biosurfactant-producing strain of Bacillus sp. / S. Kalvandi, H. Garousin, A.A. Pourbabaee, M. Farahbakhsh // Scientific reports. – 2022. – V. 12. – Article No. 19770. – https://doi.org/10.1038/s41598-022-24321-3

16. Sakthipriya N., Doble M., Sangwai J.S. Action of biosurfactant producing thermophilic Bacillus subtilis on waxy crude oil and long chain paraffins // International Biodeterioration & Biodegradation. – 2015. – V. 105. – P. 168-177. - https://doi.org/10.1016/j.ibiod.2015.09.004

17. Application of rhamnolipid biosurfactant produced by Pseudomonas aeruginosa in microbial-enhanced oil recovery (MEOR) / J.M.D.A. Câmara, M.A.S.B. Sousa, E.L. Barros Neto, M.C.A. Oliveira // J. Pet. Explor. Prod. Technol. – 2019. – V. 9. – P. 2333–2341. – https://doi.org/10.1007/s13202-019-0633-x

18. Enhanced Oil Recovery by Potential Biosurfactant-Producing Halo-thermotolerant Bacteria Using Soil Washing and Sand-Packed Glass Column Techniques / I.A. Phulpoto, B.A. Jakhrani, A.H. Phulpoto [et al.] // Current Microbiology. – 2020. – V. 77. – P. 3300–3309. – https://doi.org/10.1007/s00284-020-02172-3

19. Geetha S.J., Banat I.M., Joshi S.J. Biosurfactants: Production and potential applications in microbial enhanced oil recovery (MEOR) // Biocatalysis Agriculture Biotechnology. – 2018. – V. 14. – P. 23–32. – https://doi.org/10.1016/j.bcab.2018.01.010

Проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) новых высокоэффективных деэмульгаторов и реагента на основе сульфата тетракис(гидроксиметил)фосфония (THPS) для снижения негативных эффектов от образования нафтенатных эмульсий и отложений. ОПИ реализованы в полном объеме в соответствии с программами испытаний и признаны успешными. ОПИ проводились в двух режимах работы: с одновременной закачкой реагента на основе THPS и с отключением подачи этого реагента. По результатам проведенных испытаний подобраны эффективные химические решения для подготовки нефти на объектах нефтегазодобычи на континентальном шельфе Российской Федерации в условиях образования нафтенатных эмульсий и отложений. Подобраны эффективные дозировки новых деэмульгаторов – от 20 до 60 мл реагента на 1 м³ добываемого флюида. Подтверждены контрольные параметры эффективности реагентов. Подобрана и внедрена синергетическая технология дозирования химических реагентов на морской нефтегазодобывающей платформе – постоянная закачка высокоэффективного реагента-деэмульгатора с дозировкой 20-60 мл/м³ и специального реагента на основе THPS с дозировкой 100 мл/м³ на вход сепаратора первой ступени. Предложенная программа закачки химических реагентов позволяет стабилизировать процесс подготовки нефти, улучшить качество подготовки подтоварной воды, уменьшить нагрузку на операционный персонал объекта. Установлено, что при совместной закачке деэмульгатора и реагента на основе THPS наблюдается снижение количества высокомолекулярных нафтеновых кислот в отложениях в сепарационном оборудовании платформы; увеличение содержания в отложениях кальция и фосфора из фосфорорганических соединений – продуктов разложения THPS и его взаимодействия, в том числе с ионами кальция из попутно добываемой воды. По результатам испытаний новые специальные нефтепромысловые химические реагенты рекомендованы к промышленному применению на объектах ООО «Сахалинская энергия».

Список литературы

1. Идентификация высокомолекулярных нафтеновых кислот в нефти и способы управления отложениями их кальциевых солей на платформах проекта «Сахалин-2» / Р.У. Кунаев, И.О. Глухова, М.Г. Патрушев, С.В. Суховерхов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №.3. – С. 89-94. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-3-89-94 

2. Characterization of naphthenic acids in crude oil samples – A literature review / E.V. Barros, P.R. Filgueiras, Jr.V. Lacerda [et al.] // Fuel. – 2022. – V. 319. – Article No. 123775. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.123775

3. Turner M.S., Smith P.C. Controls on soap scale formation, including naphthenate soaps – drivers and mitigation // SPE-94339-MS. – 2005. – https://doi.org/10.2118/94339-MS

4. Rosseau G., Zhou H., Hurtevent C. Calcium carbonate and naphthenate mixed scale in deep offshore fields // SPE-68307-MS. – 2001. – https://doi.org/10.2118/68307-MS

5. Fighting naphthenate deposition at the Heidrun field / J.E. Vindstad, A.S. Bye, K.V. Grande [et al.] // SPE-80375-MS. – 2003. – https://doi.org/10.2118/80375-MS

6. Debord J., Srivastava P. Development and field application of a novel non-acid calcium naphthenate inhibitor // SPE-123660-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/123660-MS

7. Gallup D.L., Star J. Soap sluges: aggravating factors and mitigation measures // SPE-87471-MS. – 2004. – https://doi.org/10.2118/87471-MS

8. Optimising calcium naphthenate control in the Blake field / K. Melvin, C. Cummine, J. Youles [et al.] // SPE-114123-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/114123-MS

9. Kelland M.A. Production Chemicals for the Oil and Gas Industry. – CRC Press, 2014. – 454 p. – https://doi.org/10.1201/b16648.

10. Pat. 8003574 US. Inhibiting naphthenate solids and emulsions in crude oil / J.D. Debord, P. Srivastava, C. Gallagher, S. Asomaning, P. Hart; assignee Backer Hughes Inc. – Appl. no. 12/196781; filed 22.08.2008; publ. 23.08.2011.

Проблема формирования высокомолекулярных органических отложений (асфальтосмолопарафиновых отложений – АСПО) в скважинном оборудовании, технологических элементах системы сбора и подготовки нефти является одной из наиболее актуальных в нефтедобыче. Образование АСПО приводит к повышению текущих эксплуатационных затрат предприятий нефтедобывающего комплекса. При исследованиях, проектировании и дальнейшем внедрении технологий предотвращения образования и удаления АСПО в случае залежей и месторождений на поздней стадии разработки необходимо учитывать неопределенность условий применения технологий из-за увеличения неоднородности пластовой системы. Применение защитных покрытий и материалов обеспечивает комплексное решение проблем нефтедобычи, в числе которых защита от коррозии и эрозионного износа, уменьшение гидравлического сопротивления, снижение содержания механических примесей в перекачиваемой жидкости. С целью выявления основных факторов, определяющих защитные свойства покрытий и материалов от формирования высокомолекулярных органических отложений (АСПО), проведены экспериментальные исследования. Для проведения исследований использовались образцы покрытий и нефти, имеющие различные характеристики. В результате показано, что формирование отложений определяется процессами межмолекулярного взаимодействия и зависит как от состава и свойств поверхности, так и от состава нефти, при этом низкая шероховатость поверхности не является основным фактором, определяющим ее защитные свойства. С учетом того, что использование систем покрытий и материалов обеспечивает комплексное решение технологических проблем, для дальнейшего развития и повышения эффективности применения защитных покрытий необходимо не только углубление исследований в данном направлении, а также расширение перечня нормативных характеристик, характеризующих качество и эксплуатационную надежность защитных покрытий.

Список литературы

1. Thota S.T., Onyeanuna Ch. Mitigation of wax in oil pipelines // International Journal of Engineering Research and Reviews. – 2016. – №4. – P. 39–47.

2. On the economic impact of wax deposition on the oil and gas industry / A.M. Sousa, T.P. Ribeiro, M.J. Pereira, H.A. Matos // Energy Conversion and Management. – 2022. – V. 16. – Article No. 100291. – https://doi.org/10.1016/j.ecmx.2022.100291

3. Bai J., Jin Xu, Wu Juntao. Multifunctional anti-wax coatings for paraffin control in oil pipelines // Petroleum Science. – 2019. – №16. – P. 619–631. - http://doi.org/10.1007/s12182-019-0309-7

4. Дарвин Б.С. НКТ с внутренним покрытием, предотвращающим АСПО // Сборник материалов XIV Международной научно-практической конференции «Новое слово в науке: стратегии развития» – Чебоксары: ЦНС «Интерактив плюс», 2020. – С.95–96.

5. Ролдугин В.И. Физикохимия поверхности. – Долгопрудный: ИД «Интеллект», 2011. – 568 с.

6. Ganeeva Y.M., Yusupova T.N., Romanov G.V. Waxes in asphaltenes of crude oils and wax deposits // Petroleum Science. – 2016. – №4. – V. 13. – P. 737–745. – https://doi.org/10.1007/s12182-016-0111-8

7. Гуськова И.А. Механизм и условия формирования АСПО на поздней стадии разработки нефтяного месторождения: дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 1998. – 155 с.

8. Березовский Д.А., Самойлов А.С., Башардуст М.Д. Анализ работы скважин, осложненных формированием асфальто-смоло-парафиновых отложений на примере Матросовского месторождения, и разработка рекомендаций по применению методов борьбы с АСПО // Наука. Техника. Технологии. – 2017. – № 3. – С. 124–141.

9. Анализ существующих методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) при добыче нефти / Д.Г. Антониади, Н.А. Шостак, О.В. Савенок, Д.М. Пономарёв // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – С. 32–37.

10. Городилова К.Е., Александрин А.С. Силикатно-эмалевое покрытие – эффективный способ защиты трубопроводов от коррозии и АСПО // Инженерная практика. – 2020. – № 05-06. – https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2020/08/silikatno-emalevoe-pokrytie.png

11. Преседов А. Эмаль против АСПО и коррозии труб // Нефтегазовая вертикаль. – 2012. – №19. – С. 58–61.

12. Семенов А.А. Защитное покрытие «АРГОФ» для нефтегазового оборудования и другая продукция компании для нефтяной отрасли // Инженерная практика. – 2020. – №8. – С. 86–88.

13. Эффективная защита насосно-компрессорных труб и погружного оборудования для добычи нефти от сероводородной коррозии, асфальто-смоло-парафиновых отложений, солеотложений и гидроабразивного износа / А.Г. Чуйко, Ф.Ф. Кузяев, А.Г. Ракоч [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2007. – № 6. – С. 60–61.

14. Rashidi M., Mombekov B., Marhamati M.A. Study of a novel inter pipe coating material for paraffin wax deposition control and comparison of the results with current mitigation technique in oil and gas industry // OTC-26695-MS. – 2016. – https://doi.org/10.4043/26695-MS

15. Experimental study and modelling of asphaltene deposition on metal surfaces with superhydrophobic and low sliding angle inner coatings / M. Haji-Savameri, S. Norouzi-Apourvari, A. Irannejad [et al.] // Scientific Reports. – 2021. – V. 11. – Article No. 16812. – https://doi.org/10.1038/s41598-021-95657-5

16. Панков В.Д. Покрытия Hilong: эффективная защита насосно-компрессорных и бурильных труб // Инженерная практика. – 2019. – №08.

17. Field application of the technology of microbial paraffin cleaning and prevention in high temperature and hyperhaline wells / Yi SJ, Hu K, Li B [et al.] // Jianghan Oilfield. J Oil Gas Technol. – 2009. – №31(4).

18. Experimental investigation on application of industrial coatings for prevention of asphaltene deposition in the well-string / S. Moradi, S. Amirjahadi, I. Danaee, B. Soltani // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 181. – Article No. 106095. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.05.046

19. Михайлов Н.Н., Ермилов О.М., Сечина Л.С. Изменение смачиваемости пород-коллекторов при адсорбции асфальтенов на внутрипоровой поверхности // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2021. – № 1(32). - https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2021-32.art1  

20. Структурно-групповой состав продуктов конверсии тяжелой Ашальчинской нефти методом ИК-Фурье спектроскопии / И.М. Абдрафикова, А.И. Рамазанова, Г.П. Каюкова [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2013. – Т. 16. – № 7. – С. 237–242.

21. Иванова Л.В., Сафиева Р.З., Кошелев В.Н. ИК-спектрометрия в анализе нефти и нефтепродуктов // Вестник Башкирского университета. – 2008. – №4 (Т.13). – С. 869–874.

22. Ганеева Ю.М. Надмолекулярная структура высокомолекулярных компонентов нефти и ее влияние на свойства нефтяных систем: автореф. дис. ... д-ра хим. наук. – Казань, 2013. – 43 с.

23. Прогнозирование проблем при добыче нефтей на основе анализа их химического состава и физико-химических свойств / Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупов, Д.И. Дьянова // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15. – № 6. –  С. 166–169.

24. Карнаухов А.П. Адсорбция. Текстура дисперсных и пористых материалов. – Новосибирск: Наука, РАН, 1999. – 470 с.

25. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1969. – 192 с.

Сокращение капитальных вложений в расширение площадных объектов промысловой подготовки нефти, газа и воды является одной из приоритетных задач для нефтегазодобывающих компаний. В статье представлены результаты анализа показателей работы нескольких типовых площадных объектов промысловой подготовки нефти, газа и воды. При стандартном подходе к решению проблем роста нагрузок, разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий и подготовки подтоварной воды проводится расширение парка емкостного технологического оборудования объекта. Данный подход сопряжен с рядом значительных временных и финансовых затрат и не позволяет решить проблему в сжатые сроки. На основании проведенных исследований наиболее перегруженным технологическим блоком исследуемых объектов промысловой подготовки нефти и воды является блок резервуаров вертикальных стальных водоочистных сооружений. Научно-технический подход, предложенный авторами, не является инновационным для российских нефтяных компаний, однако позволяет повысить эффективность работы резервуаров при очистке воды в результате реализации перечня определенных инжиниринговых работ. На основе данных полевых исследований оценена плотность распределения и дисперсность частиц нефтепродуктов и механических примесей в пробах подтоварной воды. Установлено, что остаточные нефтепродукты представлены в большей степени частицами размером менее 50 мкм. Определены критерии применения новых внутренних составляющих резервуаров водоочистных сооружений, такие как максимальное использование объема резервуара путем распределения потоков воды и исключение застойных зон; обеспечение максимальной эффективности внутренних составляющих; минимизация риска осаждения взвешенных частиц в трубопроводах ввода и вывода воды. Рассматриваемые технико-технологические решения позволяют оптимизировать ввод жидкости и ее распределение по резервуару подготовки воды, сформировать дополнительную поверхность для интенсификации физико-химических процессов седиментации и коалесценции частиц очень низкой плотности и взвешенных частиц.

Список литературы

1. Герасимов Ю.А., Ахметшин Р.И. Альтернативный подход к повышению эффективности объектов наземной инфраструктуры для подготовки нефти, газа и воды // Инженерная практика. – 2020. – № 8. – С. 54–59.

2. Акименко В.В., Перунов Р.Е. Повышение степени разрушения структурно-механических барьеров дисперсной фазы при подготовке нефти и газа // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 1. – С. 66–70.

Магистральные насосы, предназначенные для транспортировки нефти и нефтепродуктов на объектах магистрального трубопроводного транспорта, обладают большими габаритными размерами, что делает трудоемким процесс разработки и оптимизации их проточных частей. Опираясь на теоретическое обоснование методики масштабирования, в целях оценки параметров насосов на их масштабных моделях с последующим принятием решения об оптимизации проточных частей до изготовления насосов в натуральную величину на предприятии АО «Транснефть Нефтяные Насосы», ООО «НИИ Транснефть» совместно с МГТУ им. Н.Э. Баумана и ООО «УрИЦ» провели опытно-конструкторские работы (ОКР) «Разработка конструкции и изготовление стенда для проведения параметрических испытаний масштабных моделей проточных частей насосного оборудования». В результате разработаны и изготовлены стенд и масштабная модель насоса со сменной проточной частью. Проведены приемочные испытания и получен патент на группу изобретений. Разработанные в рамках ОКР стенд и масштабная модель насоса позволяют исследовать влияние геометрических характеристик масштабной модели насосов для определения оптимальной геометрии проточной части до изготовления насосов в натуральную величину. На стенде могут параметрические испытания масштабной модели насосов по методике, изложенной в ГОСТ 6134, с целью дальнейшего масштабирования до фактических размеров проточной части насоса с применением масштабных коэффициентов и разработки насосного оборудования с улучшенными техническими характеристиками. Кроме того, обеспечивается возможность изучения зарождения и развития кавитации на различных режимах работы масштабной модели насосов с визуализацией кавитационных явлений и оценкой фактических кавитационных характеристик проектируемых насосов.

Список литературы

1. Горбенко П.Е., Ломакин В.О., Петров А.И. Экспериментальная верификация данных численного эксперимента на основе дифференциального метода применительно к центробежному насосу двухстороннего входа // Молодежный научно-технический вестник. – 2013. – № 2. – 10 с.

2. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы. – Л.: Машиностроение, 1965. – 364 с.

3. Лопастные насосы. Справочник / под ред. В.А. Зимницкого и В.А. Умова – Л.: Машиностроение, 1986. – 336 с.

4. Михайлов А.К., Малюшенко В.В. Лопастные насосы. – М.: Машиностроение, 1977. – 288 с.

5. ГОСТ 6134-2007, Насосы динамические. Методы испытаний. – М.: Стандартинформ, 2008.

6. Яременко О.В. Испытания насосов. – М.: Машиностроение, 1976. – 114 с.

7. Лабораторный курс гидравлики, насосов и гидропередач / под ред. С.С. Руднева и Л.Г. Подвидза – М.: Машиностроение, 1974. – 245 с.

8. Ломакин В.О., Петров А.И. Численное моделирование проточных частей макетов насосов и верификация результатов моделирования путем сравнения экспериментально полученных величин с расчетными // Наука и образование. – 2012. – № 5. – 10 с. - https://doi.org/10.7463/0512.0356070

9. Пат. 2709753 РФ. Стенд для проведения параметрических испытаний масштабных моделей проточных частей насосного оборудования и масштабная модель насоса /В.И. Воронов, И.А. Флегентов, А.Н. Петелин, С.Л. Миняйло, П.И. Шотер; патентообладатели ПАО «Транснефть», ООО «НИИ Транснефть», АО «Транснефть-Сибирь» – №2018141440; заявл. 26.11.2018, опубл. 19.12.2019.

В стаье представлены результаты реализации комплексного подхода к защите от коррозии системы подводных трубопроводов сбора, транспорта, подготовки газожидкостной смеси (смеси нефти, нефтяного газа и пластовой воды) на морских объектах СП «Вьетсовпетро». Технологические и линейные подводные нефтепроводы спроектированы и проложены для сбора и транспортировки газожидкостной смеси и подготовленной товарной нефти между нефтедобывающими и технологическими платформами, а также между установками беспричального налива нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» на шельфе Вьетнама. Рассмотрены основные мероприятия по защите подводных нефтепроводов от внешней и внутренней коррозии в условиях эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. Указаны актуальные первоочередные факторы, влияющие на безопасную эксплуатацию подводных трубопроводов: рост обводненности добываемой продукции и содержания в ней сероводорода и углекислого газа приводит к развитию коррозионных процессов на внутренней поверхности нефтепроводов. Установлено, что для линейной части подводных нефтепроводов характерно протекание коррозионных процессов по нижней образующей трубы, а для вертикальной части – в зоне переменного смачивания. Отличительной особенностью разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» являлось отсутствие пусковых и приемных камер средств очистки и диагностики, что затрудняло проведение внутритрубной диагностики и очистки внутренних стенок трубопроводов с целью оценки фактического состояния трубопроводов. Особое внимание уделено оценке коррозионной агрессивности кислотных растворов при проведении таких скважинных операций, как обработка призабойной зоны и удаление солеотложений. Продолжительный фактический срок эксплуатации трубопроводов обусловливает необходимость организации ингибиторной защиты и коррозионного мониторинга, а также проведения мероприятий, направленных на выявление трубопроводов с высокими коррозионными рисками для приоритетной очистки и диагностики внутренней поверхности.

Список литературы

1. Реализация технических мероприятий по защите трубопроводов от коррозии на морских нефтегазовых объектах СП «Вьетсовпетро» / В.В. Савельев, А.С. Авдеев, А.Н. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 2. – С. 102–105. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-2-102-105

2. Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Мельситдинова Р.А. Оценка коррозионных условий и решений по защите морских объектов от внутренней коррозии // Вести газовой науки. – 2018. – № 4 (36).

3. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику / под ред. А.М. Сухотина. – Л.: Химия, 1989. – 456 с.

В статье рассмотрены результаты комплексных сравнительных исследований отечественных и зарубежных промышленных адсорбентов цеолитного типа и силикагелей для процессов осушки нефтяного и природного газа при промысловой подготовке газа. Исследованы адсорбенты цеолитного типа марок NaХ-БС и 13Х и силикагели GP-SORB H и KC-Trockenperlen N в статических и динамических условиях осушки газа. В качестве модельного газа использованы насыщенные влагой метан и воздух. Выявлено, что отечественной промышленностью выпускаются эффективные адсорбенты цеолитного типа и силикагели для осушки нефтяного и природного газа, которые обладают высокой адсорбционной активностью и не уступают по качеству зарубежным аналогам. При этом установлено, что цеолит NaX-БС отечественного производства имеет наиболее высокие значения таких характеристик, как адсорбционная активность и время защитного действия слоя, среди изученных адсорбентов. Показано, что минимальное время достижения равновесия отмечается для цеолита NaX-БС при температуре 50 °С. Экспериментально установлено, что цеолитные адсорбенты в сравнении с силикагелями при температуре 50 °С обладают более высокой предельной адсорбцией и меньшим временем ее достижения. В то же время при температурах 5 и 25 °С предельная адсорбция силикагелевых адсорбентов выше в сравнении с цеолитными адсорбентами, но время достижения равновесного состояния при этом на силикагелях значительно больше. Установлено, что при осушке увлажненного воздуха во всем интервале изменения температуры и объемной скорости подачи газа динамическая активность цеолитных адсорбентов в 1,5-2,5 раза больше, чем в случае силикагелей. При исследовании адсорбентов в осушке метана установлено, что динамическая активность цеолитов также значительно превышает динамическую активность силикагелей (приблизительно в 2 раза). Исследована стабильность динамической адсорбционной активности адсорбентов в 50 циклах адсорбция – регенерация при осушке воздуха. Показано, что с увеличением числа циклов динамическая активность всех адсорбентов уменьшается примерно на 1,8-2,5 %. Результаты исследований позволяют рассматривать отечественные адсорбенты в качестве альтернативы зарубежным аналогам при осушке нефтяного и природного газов.

Список литературы

1. Вовк В.С., Зайченко В.М., Крылова А.Ю. Новое направление утилизации нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 94-97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-10-94-97

2. Андреева Н.Н., Тарасов М.Ю., Иванов С.С. Использование легких жидких углеводородов при эксплуатации систем промысловой подготовки, транспорта и реализации нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – С. 92-94.

3. Завьялов А.П. Концепция технологического комплекса по переработке попутного нефтяного газа для освоения нефтяных месторождений арктического шельфа России // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2019. – № 5 (113). – С. 56-61. – https://doi.org/10.33285/1999-6934-2019-5(113)-56-61

4. Вяхирев, Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. – М.: ОАО «Недра», 1998. – 479 с.

5. Технология переработки природного газа и газоконденсата. Справочник: в 2 ч. Ч. 1. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 517 с.

6. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 506 с.

7. Промысловая подготовка нефтяных и природных газов / Е.П. Запорожец, Г.К. Зиберт, Е.Е. Запорожец [и др.] – М.: Российский гос. университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. – 424 с.

8. Мельников В.Б. Промысловый сбор и переработка газа и газового конденсата. – М.: Российский гос. университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. – 464 с.

В статье рассмотрены вопросы вовлечения российских нефтегазодобывающих предприятий в обсуждение климатической повестки в части охраны окружающей среды в рамках общей энергетической стратегии Российской Федерации России и выполнения целей Парижского соглашения. Нормативные акты обязывают нефтегазодобывающие предприятия искать пути сокращения углеродного следа при обустройстве и эксплуатации промысловых объектов и создавать предпосылки для достижения чистой углеродной нейтральности в перспективе до 2050 г. Отмечена противоречивость и неоднозначность ситуации, когда процедура декарбонизации для достижения условий нейтральности формально может быть направлена на сокращение добычи углеводородов, что применительно к богатейшим запасам этих энергетических ресурсов в России нельзя считать приемлемым. В связи с этим предлагается искать решение в сопоставлении способов утилизации нефтяного газа совместно с расширением поглощающей способности окружающих экосистем. В статье последовательно рассмотрены экономические и экологические аспекты утилизации нефтяного газа на примере газа, сжигаемого на нефтегазовых объектах АО «Самаранефтегаз». Показаны изменения соотношения эмиссии (выбросов) и стока (поглощения) углекислого газа по вариантам утилизации нефтяного газа в сопоставлении с поглощающими способностями лесов Самарской области при различных сценариях оценки. Выделены два основных направления для решения задачи в Самарской области: 1) реорганизация производственной деятельности АО «Самаранефтегаз» в техническом и технологическом плане с целью подбора и проведения мероприятий, направленных на снижение выбросов углекислого газа; 2) мероприятия, направленные на поддержание и развитие природных экосистем, которые могут участвовать в поглощении выбросов парниковых газов.

Список литературы

1. https://www.rosneft.ru/upload/site1/document_file/a_report_2020.pdf

2. https://unfccc.int/files/meetings/paris_nov_2015/application/pdf/paris_agreement_russian_.pdf

3. Иктисанов В.А., Шкруднев Ф.Д. Декарбонизация: взгляд со стороны // Энергетическая политика. – 2021. – № 8. – С. 42–51. - https://doi.org/10.46920/2409-5516_2021_8162_42

4. Кокорин А.О., Луговая Д.Л. Поглощение СО2 лесами России в контексте Парижского соглашения// Устойчивое лесопользование. – 2018. – № 2 (54). – С. 13–18.

5. Книжников А.Ю., Ильин А.М. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. – https://wwf.ru/resources/publications/booklets/problemy-i-perspektivy-ispolzovaniya-poputnogo-neftya...

6. Гилаев Г.Г., Гладунов О.В., Гилаев Р.Г. О возможности оптимизации использования углеводородного газа на объектах АО «Самаранефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2024. - № 1. – С. 70-74. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-1-70-74

7. https://docs.cntd.ru/document/464008927/titles/2FVO8AS

8. https://www.gazeta.ru/science/2017/08/07_a_10822279.shtml

9. Гершинкова Д.А. Нерешенные вопросы статьи 6 Парижского соглашения – возможен ли компромисс в Глазго? // Вестник международных организаций. – 2021. – Т. 16. – № 3. – С. 69–84. - http://doi.org/10.17323/1996-7845-2021-03-03

10. Оценка вклада российских лесов в снижение рисков климатических изменений / Е.А. Ваганов, Б.Н. Порфирьев, А.А. Широв [и др.] // Экономика региона. – 2021. – Т. 17. – Вып. 4. – С. 1096–1109. - https://doi.org/10.17059/ekon.reg.2021-4-4

11. Особенности геологического строения и развития Муханово-Ероховского прогиба в пределах Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, В.Н. Кожин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2021. – № 6 (354). – С. 5–16.

12. Опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ-3D по методике SLIP-SWEEP / Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, И.Г. Хамитов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 82–85.

13. Гилаев Г.Г., Хабибуллин М.Я., Гилаев Г.Г. Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2020. – № 4. – С. 33–41. - https://doi.org/10.5510/OGP20200400463

14. Породы-вулканиты в конденсированных доманиковых фациях Муханово-Ероховской внутришельфовой впадины / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, В.П. Морозов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 2 (362). – С. 14–26. - https://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-2(362)-14-26

15. Гилаев Г.Г. Методы борьбы с основными видами осложнений при эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 62–66. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-62-66

16. Гилаев Г.Г. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 10. – С. 74–77.

17. Гилаев Г.Г., Горбунов В.В., Гень О.П. Внедрение новых технологий повышения эффективности работы скважин на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 8. – С. 86–89.

18. Гилаев Г.Г., Хабибуллин М.Я., Бахтизин Р.Н. Совершенствование инфраструктуры нефтегазодобычи, как эффективный инструмент поддержания базовой добычи нефти и газа // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2021. – № S2. – С. 121–130.

19. Мониторинг качества проектных решений и оптимизации проектируемых сооружений объектов капитального строительства в нефтяной отрасли / Г.Г. Гилаев, О.В. Гладунов, А.Ф. Исмагилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 94–97.

Нефтешламы являются наиболее массовыми и трудноутилизируемыми отходами, образующимися в нефтяной отрасли. Количество накопленных нефтешламов на любом нефтеперерабатываюшем предприятии, несмотря на проводимые мероприятия, обычно измеряется десятками тысяч тонн. В России задача утилизации нефтешламов осложняется климатическими условиями. В статье рассмотрена поглотительная способность резиновой крошки отработанных автомобильных покрышек по отношению к нефтешламам с целью их дальнейшей утилизации в составе топливной смеси при производстве цемента. Объектом исследования являлся нефтешлам одного из нефтепререабатывающих заводов средней полосы Российской Федерации. Нефтешлам представляет собой устойчивую коллоидную систему с высоким содержанием воды и распределенной в ней дисперсионной фазой в виде нефтепродуктов с размером частиц 1-10 мкм. По данным термогравиметрического анализа исследованный образец нефтешлама содержал воду, органические компоненты (61,2 %масс) и зольный остаток (15,5 %масс). Состав и теплота сгорания органической части не допускают огневую утилизацию нефтешлама вследствие невысокого энергетического потенциала содержащихся в нем нефтепродуктов. Предложено отделять органическую составляющую нефтешлама абсорбцией резиновой крошкой. При температуре 65 °С 1 массовая доля резиновой крошки за сутки абсорбирует 1,0–1,1 массовой доли нефтешлама, сохраняя технологические свойства сыпучего материала. Зольный остаток при сжигании автомобильных покрышек содержит неорганические оксиды, которые естественным образом входят в состав цементного клинкера и поэтому не требуют отдельной утилизации, а органическая составляющая при сгорании выделяет значительное количество тепла, достаточное для огневой утилизации в цементных печах, что обеспечивает экономию основного технологического топлива.

Список литературы

1. Hu G., Li J., Zeng G. Recent development in the treatment of oily sludge from petroleum industry: A review // Journal of Hazardous Materials. – 2013. – V. 261. – P. 470–490. – https://doi.org/10.1016/j.jhazmat.2013.07.069

2. Oil Sludge Treatment Processes / S.V. Egazar’yants, V.A. Vinokurov, A.V. Vutolkina [et al.] // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. – 2015. – V. 51. –

Р. 506–515. – https://doi.org/10.1007/s10553-015-0632-7

3. Mirghaffari N. Treatment and recycling of oily sludges produced in the petroleum industry // 2017 International Conference on Environmental Impacts of the Oil and Gas Industries: Kurdistan Region of Iraq as a Case Study (EIOGI). – https://doi.org/10.1109/eiogi.2017.8267638

4. Da Silva L.J., Alves F.C., De França F.P. A review of the technological solutions for the treatment of oily sludges from petroleum refineries // Waste Management & Research. – 2012. – V. 30(10). – P. 1016–1030. – https://doi.org/10.1177/0734242x12448517

5. Application of rhamnolipid as a novel biodemulsifier for destabilizing waste crude oil / X. Long, G. Zhang, C. Shen [et al.] // Bioresource Technology. – 2013. – V. 131. – P. 1-5. – https://doi.org/10.1016/j.biortech.2012.12.128

6. Установка для обводнения нефтеотходов с целью их утилизации / В.В. Андреев, С.М. Дмитриев, А.В. Дунцев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 19-21. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-19-21

7. Гатауллина Э.М., Зиннурова А.Д., Шарипова Л.К. Опыт биологической обработки нефтесодержащих отходов на полигоне утилизации нефтешламов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – C. 81-83.

8. Результаты модельного эксперимента по восстановлению рекультивированных земель / Е.А. Коркина, С.П. Мальгина, А.В. Штогрина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 1. – C. 88-92. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-1-88-92 

9. Тимофеева С.С., Тимофеев С.С. Современные технологии переработки нефтешламов // Успехи современного естествознания.– 2009. – № 8. – С. 10-11. – https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=14044

10. Технология утилизации нефтешламов / В.Д. Шантарин, Ю.Д. Земенков, М.Ю. Земенкова, В.П. Павлов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5.- C. 95-97.

11. Мирошникова О.В., Борисов И.Н. Использование автомобильных шин, в качестве выгорающей добавки, при производстве цемента // Вестник БГТУ им. В.Г. Шухова. – 2019. – № 2. – С. 131–136. – https://doi.org/10.12737/article_5c73fc2325bd06.24999916