В статье рассмотрены особенности прогноза проницаемости терригенных и карбонатных горных пород по данным геофизических исследований скважин (ГИС). По литологическому описанию керна и характерным диапазонам изменения фильтрационных и емкостных свойств горные породы разделены на литотипы, последние - на коллекторы и неколлекторы. Неколлекторы представлены горными породами с повышенным содержанием глинистого и ангидритового материала, микрокристаллическими и микротрещиноватыми низкопористыми доломитами. Коллекторы сложены песчаниками, алевролитами и доломитами. Проницаемость терригенных пород снижается с уменьшением размера зерен и увеличением содержания минералов с высокой дисперсностью, способностью к сорбции и ионному обмену. Проницаемость карбонатных пород зависит от структуры их пустотного пространства. По керновым данным установлено, что наличие крупных каверн снижает гидродинамическую связанность пустот, а следовательно, проницаемость пород. Учет рассмотренных особенностей при прогнозе проницаемости по данным ГИС выполнен через синтетический параметр – индикатор зоны фильтрации. Для определения этого параметра предложена трехмерная зависимость, связывающая определенный по керну индикатор зоны фильтрации с геофизическими параметрами. Результаты расчета индикатора зоны фильтрации согласуются с данными изучения керна. Расчет коэффициента проницаемости с использованием индикатора зоны фильтрации более точно воспроизводит измерения на керне, по сравнению с расчетом по стандартной зависимости от коэффициента пористости. При испытании скважин наибольшие притоки пластовых флюидов получены из интервалов, определенных рассмотренным способом как наиболее проницаемые.

Список литературы

1. Грунтоведение / Е.М. Сергеев, Г.А. Голодковская, Р.С. Зиангиров [и др.]; под ред. академика Е.М. Сергеева – М.: Изд-во МГУ, 1983. – 392 с.

2. Лусиа Ф.Д. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора : интегрированный подход. – М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010. – 378 c.

3. Нечай А.М., Шнурман Г.А., Боярчук А.Ф. Методическое руководство по выделению и оценке карбонатных коллекторов сложного типа по данным промысловой геофизики. – Грозный: КОВНИИнефтепромгеофизики, 1973. – 154 с.

4. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методов. –

М. – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 262 с.

5. Резванов Р.А., Смирнов О.А. Типизация коллекторов как средство повышения точности определения проницаемости // Нефтяное хозяйство. – 2013. –

№ 2. – С. 42-49.

6. Тиаб Д., Дональдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов; пер. с англ. М.Д. Углов; под ред. В.И. Петерсилье, Г.А. Былевского. – [2-е изд.]. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011. - 838 с.

7. Шилов Г.Я. Основные проблемы и возможности оценки фаций карбонатных пород по данным геофизических исследований скважин // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2010. – № 4 (261). – С. 7-16.

В статье рассматриваются исторические аспекты создания в России винтовых забойных двигателей (ВЗД) для бурения нефтяных и газовых скважин. Отмечается значительный вклад разработчиков ВЗД, буровых и нефтегазодобывающих компаний в развитие отечественной и мировой науки, техники строительства скважин в области гидравлического забойного оборудования. Дается технико-технологическая оценка существующих ВЗД различных назначения и конструктивного исполнения, представлена общая классификация технологий строительства и ремонта скважин с использованием ВЗД. Приводится анализ инновационных разработок ВЗД для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с большим отходом от вертикали, боковых стволов. Рассматривается опыт успешного внедрения высокоэффективных технологий применения ВЗД в периметре ПАО «НК «Роснефть», таких как R-Force, МВО-176Т, NGT, Fluid Hammer, «Vortex». Приводится практический пример использования ВЗД при строительстве горизонтальной скважины с отходом от вертикали до 2000 м и высоким индексом сложности бурения (DDI) без использования дорогостоящих импортных технологий на кустовых площадках Северо-Комсомольского месторождения. Отмечено, что потенциал применения ВЗД до конца не исчерпан, работы по совершенствованию данной технологии продолжаются ведущими научно-производственными и нефтегазодобывающими организациями, а российские разработки в области гидравлического машиностроения обеспечивают нефтегазовую промышленность высокотехнологичным оборудованием для строительства и ремонта скважин различного назначения.

Список литературы

1. А.с. № 237596 A1 СССР, МПК F03C 5/02. Забойный винтовой гидравлический двигатель / М.Т. Гусман, Н.Д. Деркач, Ю.В. Захаров, С.С. Никомаров,

В.Н. Меньшенин: № 1082500/25-8: заявл. 07.06.1966: опубл. 12.02.1969.

2. ОСТ 39-164-84. Передача зубчатая ротор – статор винтового забойного двигателя. Исходный контур. Расчет геометрии.

3. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Селиванов С.М. Теория и практика применения винтовых забойных двигателей. – М.: ЦентЛитНефтеГаз, 2020. – 456 c.

4. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф. Винтовые забойные двигатели. – М.: ВНИИОЭНГ, 1972. – 83 c.

5. Анализ рынка винтовых забойных двигателей в России. Показатели и прогнозы. Tebiz Group, 2023. - https://tebiz.ru/

6. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин / М.Т. Гусман, Д.Ф. Балденко, А.М. Кочнев, С.С. Никомаров. – М.: Недра, 1981.- 232 c.

7. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Российские ВЗД: вчера, сегодня, завтра // Бурение и нефть. – 2024. – № 1. – C. 46-53.

8. Методология расчета технической эффективности силовых секций малогабаритных винтовых забойных двигателей для системы «Перфобур» /

И.А. Лягов, Ф.Д. Балденко, А.В. Лягов [и др.] // Записки Горного института. – 2019. – Т. 240. – C. 694-700. - https://doi.org/10.31897/pmi.2019.6.694

9. Пат. № 170535 РФ. Башмак с силовым приводом / С.М. Селиванов; патентообладатель ООО «РОСТЭК Сервис»; № 20171000694; заявл. 10.01.2017; опубл. 27.04.2017.

10. Пат. № 227026 РФ. Неизвлекаемая забойная компоновка для бурения, заканчивания и эксплуатации нефтяных и газовых скважин / Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, М.Н. Пономаренко, Г.П. Чайковский; патентообладатель ОАО «НПО «Буровая техника»; № 2024101074; завл. 16.02.2024; опубл. 02.07.2024.

11. Коротаев Ю.А. Технологическое обеспечение долговечности многозаходных винтовых героторных механизмов гидравлических забойных двигателей. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.

12. Новые конструкции забойных гидравлических двигателей и импортозамещающих гидромеханических устройств КНБК / Г.П. Чайковский, В.В. Попко, Д.Ф. Балденко, И.С. Сергеев // Проектирование и разработка нефтегазовых месторождений. – 2017. – № 1. – C. 20-23.

13. Опыт применения ВЗД с инновационным профилем рабочих органов производства АО «Пермнефтемашремонт» на объектах ПАО «Оренбургнефть» / Д.С. Умаров, Л.А. Фаррахов, Д.И. Балетинских, А.Н. Кавтаськин // Инженерная практика. – 2017. – № 8. – C. 13-16.

14. Морозов В.А., Двойников М.В. Обоснование выбора параметров режима направленного бурения скважин винтовыми забойными двигателями // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 2. – C. 15-18. - https://doi.org/10.30713/0130-3872-2019-2-15-18

15. Применение осцилляторов для бурения скважин / Э.Н. Крутик, М.С. Борисов, О.И. Фуфачев [и др.] // Бурение и нефть. – 2019. – № 5. – C. 38-41.

16. Развитие технологии направленного и горизонтального бурения на базе прямых компоновок / В.С. Будянский, А.В. Власов, М.В. Крекин, Н.Ф. Мутовкин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 6. – C. 5-8. - https://doi.org/10.30713/0130-3872-2019-6-5-8

17. Нигматов Л.Г., Трубников В.В. Опыт борьбы с подвисаниями компоновки в режиме слайдирования на месторождениях Самарской области при бурении наклонно-направленных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 2. – C. 5-10. - https://doi.org/10.33285/0130-3872-2021-2(338)-5-10

18. Оптимизация технологий бурения горизонтальных скважин на Тазовском месторождении: опыт и достижения / Д.Ю. Тур, Е.А. Овешников, Э.Ш. Хайвапин, А.В. Рябов // Бурение и нефть, 2024. – № 12. – C. 52-61. - https://doi.org/10.62994/2072-4799.2024.96.36.008

19. R-Force – двигатели для максимальных режимов бурения / Д.И. Брагин, А.В. Кузнецов, М.Н. Трофимова, М.С. Сизов // Бурение и нефть. – 2017. – № 6. – C. 56-58.

20. Биктимиркин Е.Ю., Демьянов Е.А., Мозговой Г.С. Применение винтовых забойных двигателей с гидроимпульсной секцией // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 11. – C. 44-47. - https://doi.org/10.33285/0130-3872-2021-11(347)-44-47

Мировой рынок морского бурового подряда пережил сложнейший кризис в 2014-2021 гг. Произошли серьезные изменения как в структуре мирового флота плавучих буровых установок, так и в компаниях-операторах, работающих на данном рынке. Ряд компаний обанкротился, некоторые прошли серьезную реструктуризацию с продажей своих буровых мощностей. Кто-то, наоборот, в условиях «шторма» нарастил свои производственные мощности, активно скупая выставляемые на продажу плавучие буровые установки. Однако в последнее время намечаются улучшения для буровых операторов на шельфе: растут суточные ставки аренды на буровые, повышается загрузка установок, наращиваются производственные планы нефтегазовых компаний. В данной статье авторы постарались описать текущую ситуацию, отразить существующие мнения буровых подрядчиков, их видение перспектив и ожиданий. Сделана попытка сформировать возможные краткосрочные прогнозы, в том числе для региона Юго-Восточной Азии. Представленные в статье данные базируются исключительно на открытых источниках и не претендуют на абсолютную достоверность, а лишь указываются для целей возможного обсуждения. Бесспорным является только один факт, основанный на проведенных тендерах Группы компаний «Зарубежнефть», - суточные ставки аренды плавучих буровых значительно выросли относительно трех-/пятилетнего предыдущего периода, и это, безусловно, позитивный тренд для буровых операторов и негативный для нефтегазовых компаний, работающих на шельфе.

Список литературы

1. https://www.westwoodenergy.com/riglogix

2. https://investor.deepwater.com/presentations

3. https://www.borrdrilling.com/reports-and-presentations

4. https://investors.adesgroup.com/reports-and-presentations

5. https://www.valaris.com/investors/events-and-presentations/default.aspx

6. https://noblecorp.com/investors/events-and-presentations/default.aspx

7. https://noblecorp.com/investors/events-and-presentations/default.aspx

8. https://www.shelfdrilling.com/investor-relations/

9. https://adnocdrilling.ae/en/investor-relations/reports-presentations-and-announcements/results-and-presentation

В статье рассмотрены результаты бурения новых скважин с учетом особенностей геологического строения московского яруса Арланского месторождения. Анализ полученных данных осуществлялся с учетом результатов работ по доизучению геологического строения карбонатных пластов каширо-подольских отложений с целью поиска и обоснования критериев прогноза продуктивных интервалов целевого карбонатного коллектора. Для повышения эффективности разработки объекта в условиях его активного разбуривания выполнено построение детальной геологической модели для выбора оптимальных зон и интервалов проводки горизонтальных стволов под проектные цели планового бурения. Определены геологические и эксплуатационные критерии успешности бурения новых скважин и боковых стволов, выполнена категоризация зон локализации остаточных извлекаемых запасов с точки зрения перспективности. Сформирована матрица, которая объединяет геологические и эксплуатационные аспекты, определяющие успешность бурения. На ее основе были уточнены параметры, позволяющие оценить эффективность бурения скважин с горизонтальным окончанием в условиях московского яруса. Уточненное представление о геологическом строении объекта каширо-подольских отложений и критерии успешности, сформированные на основе анализа результатов бурения новых скважин, дают возможность повысить эффективность эксплуатационного бурения и проводки боковых стволов.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012. – 704 с.

2. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов, Э.М. Тимашев. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 368 с.

3. Шувалов А.В., Лозин Е.В. Полвека разработки Арланского нефтяного месторождения: достижения и проблемы // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С. 94–97.

4. Особенности и концепция дальнейшей разработки уникального Арланского месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, И.А. Фаизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 40–45. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-40-45

5. Комплексная интерпретация материалов геофизических исследований скважин каширо-подольских отложений с применением нейронных сетей / О.Р. Привалова, Д.Д. Гаделева, Г.И. Минигалиева [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 1. – С. 69–76. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-69-76

6. Типизация карбонатных пород среднего карбона по структуре пустотного пространства для решения задач контроля разработки нефтяных месторождений / О.Р. Привалова, А.И. Ганеева, А.В. Леонтьевский,

Г.И. Минигалиева // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 30–35. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-30-35

7. Комплексные подходы к совершенствованию системы разработки Арланского нефтяного месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, А.М. Вагизов, Т.В. Сибаев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 112–116. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-112-116

8. Эффективность системы поддержания пластового давления и пути ее совершенствования на каширо-подольских отложениях Арланского месторождения / Г.С. Ерохин, С.Р. Нуров, А.М. Вагизов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 7. – С. 44–48. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-7-44-48

9. Опыт ограничения водопритока после многостадийного гидравлического разрыва карбонатного пласта Арланского месторождения /

В.А. Шайдуллин, Д.А. Медведев, А.М. Вагизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 78–82. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-78-82

10. Построение карты целесообразности бурения скважин и оценки рисков на примере Арланского месторождения / А.М. Вагизов, И.Р. Баширов, Ал.А. Сулейманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. –

С. 82–86. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-82-86

11. Эволюция подходов к моделированию каширо-подольских отложений Арланского месторождения республики Башкортостан / Н.Д. Пожитков,

И.А. Ступак, В.В. Денисов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – Т. 20. – № 5. – С. 45–54. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-5-45-54

12. Особенности геологического строения каширо-подольских отложений уникального Арланского месторождения / А.В. Леонтьевский,

А.Т. Гареев, Г.И. Минигалиева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. –

№ 9. – С. 50–55. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-9-50-55

В настоящее время все большее значение приобретает геологическая информация, которую получают при изучении шлама выбуренных пород. В совокупности с данными геолого-технологических исследований осуществляется оперативная привязка забоя к реперным горизонтам, строится литологический разрез, определяются пористость и насыщение перспективных интервалов. Полевые петрофизические исследования шлама глинистых пород дают оценку аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Рентгенофлуоресцентный и рентгенофазовый методы позволяют определить химический и минеральный составы пород непосредственно на буровой. Имеются попытки автоматизации процессов сбора шлама (cuttings flowmeter) и автоматизированного исследования (RoboLogger) при выделении обвальных пород (cavings analisys). Изучение формы и размера шлама при бурении скважин с большими зенитными углами или с горизонтальным окончанием при бурении стволов в различных горно-геологических условиях (наличие зон АВПД, тектонических разломов), а также при использовании различных систем буровых растворов может оказать значительную помощь в идентификации состояния скважины. В совокупности с данными геолого-технологических и геофизических исследований можно оперативно выявлять начальные стадии разрушения стенок скважины и образование обвалов, проводить адресные мероприятия по предупреждению разрушения ствола.

Список литературы

1. Лукъянов Э.Е. Оперативная оценка аномально высоких пластовых давлений в процессе бурения. – Новосибирск: Издательский дом «Историческое наследие Сибири», 2012. – 424 с.

2. Валитов Д.Б., Мельников А.А. Рентгенодифракционный и рентгенофлуоресцентный методы при геолого-технических исследованиях // Каротажник. – 2022. – Вып. 4 (318). – С. 25–36.

3. Нескоромных В.В. Разрушение горных пород при проведении геологоразведочных работ. – Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2015. – 396 с.

4. Austin J.A., Cannon S.J., Ellis D. Hydrocarbon exploration and exploitation West of Shetlands // Geological Society Special Publication. – 2014. – V. 397. – P. 1–10

5. Cuttings Analysis for Rotary Drilling Penetration Mechanisms and Performance Evaluation / R. Reyes, I. Kyzym, P.S. Rana, J. Molgaard [et al.] // 49 th US Rock Mechanics / Geomechanics Symposium, 2015 28 June1 July.

6. An approach for wellbore failure analysis using rock cavings and image processing / C. Skea, A. Rezagholilou, P. Behnoudfar [et al.] // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. – 2018. – V. 10 (5). – P. 865–878. - http://doi.org/10.1016/j.jrmge.2018.04.011

7. РД 39-0147716-102-87. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. – М.: Миннефтепром России, 1987.

8. Кочарян Г.Г. Геомеханика разломов. – М.: ГЕОС, 2016. – 424 с.

9. Суставов В.С., Гундорин Д.Ю., Железников А.В. Неустойчивость стенок скважин при бурении в зонах тектонических разломов на месторождениях

СП «Вьетсовпетро» // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 79–82. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-79-82

В статье рассматриваются методы моделирования напряженно-деформированного состояния горных пород с целью решения проблемы неустойчивости ствола скважин при бурении. Особое внимание уделяется трехосному независимому нагружению горных пород с использованием лабораторного комплекса и моделированию одноосного и трехосного сжатия в программной среде ANSYS Workbench. Эти методы позволяют точно анализировать поведение пород под нагрузкой, воспроизводя реально существующие условия бурения. Эксперименты показали, что на участках с вкраплениями доломита в аргиллите значительно возрастает уровень напряжений, что может привести к образованию трещин, поглощению бурового раствора и обрушению породы в наклонных стволах скважин. Применение этих методов помогает выявлять и прогнозировать потенциальные осложнения на этапе проектирования, что повышает устойчивость скважин и снижает риск аварий. В результате моделирования разработано интеграционное решение, включающее рекомендации по выбору компонентов бурового раствора на основе анализа физико-механических свойств пород, таких как коэффициент Пуассона и модуль Юнга. Такой комплексный подход значительно повышает эффективность и безопасность буровых операций, особенно при бурении скважин со сложными траекториями или глубоких скважин, где предупреждение осложнений значительно более экономично, чем их устранение в процессе строительства.

Список литературы

1. Лапинская Т.А., Прошляков Б.К. Основы петрографии: – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра, 1981. – 232 с.

2. Кук Д., Фредериксен Р., Хасбо K. О важности механических свойств горных пород: лабораторная проверка геомеханических данных // Нефтегазовое обозрение. – 2007.

3. Парфенов К.В., Нечаева О.А., Парфенова С.Н. Исследование образцов глинистых пород методом моделирования трехосного сжатия // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 6. – С. 96–102. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-6-96-102

4. Этапы развития установок по испытанию на трехосное сжатие горных пород / П.Н. Букин, М.Г. Каззян, К.В. Парфенов, Б.В. Каргин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 11(359). – С. 28–32. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2022-11(359)-28-32

5. Подъячев А.А., Букин П.Н., Парфенов К.В. Физическое моделирование горного напряжения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 1 (337). – С. 5–9. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2021-1(337)-5-9

6. Хрянина О.В. Экспериментально-теоретическая оценка совместной работы конструкции гибкого фундамента с армированным основанием:

дисс. ... канд. техн. наук. – Пенза, 2005. – 236 с.

7. Коваленко Ю.Ф. Геомеханика нефтяных и газовых скважин: дисс. на соиск. уч. степ. докт. физико-математических наук. – М., 2012. – 240 с.

В данной статье приведены результаты опытно-промысловых испытаний технологии увеличения нефтеотдачи с применением отечественного полимер-геля AC-CSE-1313 – технологии SPA-Well в условиях пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения. Данный пласт имеет структуру «рябчик» и характеризуется сложным геологическим строением, высокой расчлененностью и послойной неоднородностью, а также высокой текущей обводненностью продукции скважин. В статье описаны основные аспекты новой технологии обработки скважин SPA-Well. Используемый в этой технологии полимер-гель разработан в рамках импортозамещения с целью замены в физико-химических методах увеличения нефтеотдачи массово применяемых дорогостоящих импортных полимеров. Приведены результаты применения данной технологии: снижение обводненности добывающих скважин составило от 1,1 до 4,9 %, время эффекта по отдельным скважинам - от 2 до 18 мес, дополнительная добыча нефти за счет увеличения нефтеотдачи - 985 т/скв.-обработку. Технология, испытанная на сложных с точки зрения геологического строения участках, рентабельна. Фактическая дополнительная добыча нефти превысила плановую ожидаемую более чем в 2,5 раза. Технология рекомендована для тиражирования и дальнейшего внедрения на рассмотренном пласте и объектах-аналогах.

Список литературы

1. Морозовский Н.А., Тагиров К.Д. Обзор применяемых третичных МУН в Компании. Текущие вызовы и перспективы развития // Ежегодная всероссийская научно-практическая конференция «Наука в проектировании и разработке нефтяных месторождений – Новые возможности», 22–23 июня 2023 г. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2023.

2. Емельянов Э.В., Земцов Ю.В., Дубровин А.В. Опыт применения потокоотклоняющих технологий в условиях резкой неоднородности продуктивных горизонтов Усть-Тегусского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 11. – С. 76–82. - https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-11(611)-76-82

3. Опыт внедрения малообъемных ФХ МУН в АО «Самотлорнефтегаз» / К.Д. Тагиров, А.Э. Лыткин, Т.А. Поспелова, И.И. Насыров // Нефть Газ Новации. – 2020. – № 10. – С. 22–27.

4. Емельянов Э.В., Земцов Ю.В. Комплексный подход к проектированию физико-химических методов увеличения нефтеотдачи месторождений ООО «РН-Уватнефтегаз» // Нефть Газ Новации. –2021. – № 7. – С. 42–47.

5. Тагиров К.Д., Морозовский Н.А. Технологии МУН в стратегии ESG. Реальные перспективы // Нефть Газ Новации. – 2022. – № 8. – С. 73–76.

6. Испытания AC-CSE-1313 в качестве основы технологий выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Д.Ф. Селимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 68–71. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-68-71

7. Успешный промысловый опыт и потенциал применения потокоотклоняющей технологии AC-CSE-1313 при различных вариациях объема рабочего раствора на месторождениях в поздней стадии разработки / Р.Н. Фахретдинов, Р.Л. Павлишин, Г.Х. Якименко [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 2. – С. 39-45.

8. Фаткуллин А.А. Результаты промыслового применения технологии ПНП на основе реагента AC-CSE-1313 марка В (гидрофобный полимер-гель SPA-Well). – https://burneft.ru/archive/issues/2023-01sp/18

9. SPA-Well – альтернатива ПАА в технологиях повышения нефтеотдачи пластов. – http:/www.cse-inc.ru/technologies/vpp/spa-well-pnp

10. Применение псевдопластичной гидрофобной полимерной системы SPA-Well для повышения нефтеотдачи / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин,

Г.Х. Якименко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 120–123. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-120-123

11. Инженерное проектирование малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи пластов с учетом геолого-промысловых условий пластов / Ю.В. Земцов, Э.В. Емельянов, В.В. Мазаев, А.А. Чусовитин // Нефть Газ Новации. – 2019. – № 7. – С. 38–43.

Эффективность результатов от принятых решений по выбору сценария управления разработкой исследуемого объекта непосредственно зависит не только от качества имеющихся данных об объекте разработки/месторождении, но и от возможностей вычислительных инструментов, используемых для принятия этих решений по конкретным операциям в рамках рассматриваемого гидродинамического воздействия. В связи с этим большое значение имеют усиление результативной способности программных продуктов, применяемых для прогнозирования работы объекта воздействия, и улучшение входных данных для вычислительных комплексов путем выявления и удаления «плохих» данных. Одновременное выполнение этих двух условий значительно повышает эффективность принимаемых решений по выбору мероприятий на этапе прогнозирования. В статье рассмотрена технология поиска оптимальных решений по управлению разработкой на базе комплекса TEICS ONE. Даны основы построения вычислительного комплекса и представлены последовательные этапы технологии. Полученные результаты применения технологии на объекте АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова демонстрируют возможность довыработки запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и достижения проектного коэффициента извлечения нефти за счет эффективной работы с исходными данными по истории разработки и принятия рациональных решений для управления процессом разработки.

Список литературы

1. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 99 с.

2. Володин Е.М., Захарова А.А. Использование суперкомпьютеров для ускорения расчета процесса фильтрации на основе 3D гелого-гидродинамической моделей нефтегазовых месторождений // Доклады ТУСУР. – 2010. – № 2-2 (22). – Декабрь. – Ч. 2. – С. 241–244.

3. Overview of the Application of Physically Informed Neural Networks to the Problems of Nonlinear Fluid Flow in Porous Media / N.N. Dieva, D.A. Aminev,

M.N. Kravchenko [et al.] // Computation. – 2024. – V. 12(4). – № 69. – http://doi.org/10.3390/computation12040069

4. Верификация гидродинамических моделей по данным промысловых исследований скважин для поиска целиков нефти / С.Г. Вольпин [и др.]. –

М.: ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН, 2020. – 132 с.

5. Муслимов Р.Х. Становление и перспективы дальнейшего развития гидродинамических методов разработки нефтяных месторождений России // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С .12 – 96.

6. Flow-path tracking strategy in a data-driven interwell numerical simulation model for waterflooding history matching and performance prediction with infill wells / H. Zhao, L. Xu, Z. Guo [et al.] // SPE-199361-PA. – 2019. - http://doi.org/10.2118/199361-PA

7. A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations / A.A. Yousef, P.H. Gentil, J.L. Jensen, L.W. Lake // SPE-95322-MS. – 2006. – http://doi.org/10.2118/95322-PA

8. INSIM: A data-driven model for history matching and prediction for waterflooding monitoring and management with a field application / H. Zhao, Z. Kang,

X. Zhang [et al] // SPE-173213-MS. – 2015. - http://doi.org/10.2118/173213-MS

9. Albertoni A., Lake L. W. Inferring connectivity only from well-rate fluctuations in water floods // SPE-83381-PA. – 2003. - http://doi.org/10.2118/83381-PA

10. Guo Z., Reynolds A.C. A physics-based data-driven model for history-matching, prediction and characterization of waterflooding performance // SPE-182660-MS. – 2017. - https://doi.org/10.2118/182660-PA

11. INSIM-FPT-3D: a data-driven model for history matching,water-breakthrough prediction and well-connectivity characterization in three-dimensional reservoirs /

H. Zhao, W. Liu, X. Rao [et al.] // SPE-203931-MS. – 2021. - http://doi.org/10.2118/203931-MS

12. Testing the INSIM-FT proxy simulation method / M. Ovsepian, E. Lys, A. Cheremisin [et al.] // Energies. – 2023. – V. 16. – No 4. – P. 1648. - http://doi.org/10.3390/en16041648

13. Климова Е.Г. Стохастический ансамблевый фильтр Калмана с трансформацией ансамбля возмущений // Сибирский журнал вычислительной

математики. - 2019. – Т. 22. – № 1. – С. 27–40. - https://doi.org/10.15372/SJNM20190103

14. Бахитов Р.Р. Применение алгоритмов машинного обучения в задачах прогноза коэффициента продуктивности скважин карбонатных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 82–85. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-82-85

15. Оптимизация режимов эксплуатации добывающих скважин в комплексе с инженерным подходом, программированием и методами машинного обучения / Р.М. Амерханов, А.Х. Гилязов, А.А. Дьяконов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 94–99. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-94-99

Для условий эксплуатации Ромашкинского месторождения предложена комплексная технология водогазового воздействия (ВГВ) с отбором нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. В качестве жидкости при закачке насосно-эжекторной системой водогазовых смесей (ВГС) использовали пресную и соленую (сильно минерализованную) пластовую воду. Эксперименты по закачке ВГС были начаты с использованием пресной воды из системы поддержания пластового давления (ППД) и затрубного нефтяного газа добывающих скважин. Они показали, что насосно-эжекторная система работает устойчиво, без срывов подачи и обеспечивает давление нагнетания ВГС не менее 20 МПа. Однако в случае закачки нефтяного газа с пресной водой давление нагнетания смеси с течением времени неуклонно растет и достигает значений, которые являются предельными для наземного оборудования системы ППД и нагнетательных скважин, после чего приходится отключать насосно-эжекторную систему. При использовании соленой воды давление закачки смеси сначала выросло, а затем, пройдя через максимум (10,7–10,8 МПа), через 40 ч после запуска насосно-эжекторной системы составило около 9 МПа. Промысловые испытания подтвердили работоспособность насосно-эжекторной системы при давлениях нагнетания водогазовой смеси до 20 МПа и снижении затрубного давления с 3 МПа до атмосферного, выявили проблему гидратообразования при использовании пресной воды с девонским нефтяным газом Ромашкинского месторождения и позволили установить, что применение соленой (высокоминерализованной) воды полностью решает проблему гидратообразования и снижения приемистости нагнетательных скважин при ВГВ.

Список литературы

1. Сулейманов Б.А. Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2022. – 288 с.

2. Ахмадейшин И.А. О технологических схемах водогазового воздействия с совместной закачкой газа и воды // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. –

С. 104–105.

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

4. Обоснование технологии водогазового воздействия с применением устьевых эжекторов на Самотлорском месторождении / Г.Т. Апасов, В.Г. Мухаметшин, Т.Г. Апасов, Д.М. Сахипов // Наука и ТЭК. – 2011. – № 7. – С. 47–50.

5. Нургалиев А.А., Хабибуллин Л.Т. Решение проблемы утилизации попутного газа добывающих нефтяных скважин // Фундаментальные и прикладные вопросы горных наук. – 2014. – Т. 1. – № 1. – С. 249-257.

6. Novel Approach for Evaluation of Simultaneous Water and Gas Injection Pilot Project in a Western Offshore Field, India / G. Agrawal, V. Verma, S. Gupta [et al.] // SPE-178122. - 2015. - http://doi.org/10.2118/178122-MS

7. Исследование конструктивных и технологических параметров водогазового эжектора для утилизации попутного нефтяного газа / У.М. Абуталипов, А.Н. Китабов, П.К. Есипов, А.В. Иванов // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 4 (57). – С. 54–58.

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

9. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741. - 2017. - http://doi.org/10.2118/187741-MS

10. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Параметры эксплуатации насосно-эжекторной системы при водогазовом воздействии на Самодуровском месторождении // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 009–018. - http://doi.org/10.5510/OGP2022SI200734

11. Подготовка к внедрению водогазового воздействия на опытном участке ПАО «Татнефть» / Н.А. Князева, А.Н. Береговой, М.Р. Хисаметдинов [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 19–27. - http://doi.org/10.5510/OGP2022SI200737

12. Комплексный подход к повышению эффективности насосной добычи нефти при высоких линейных и затрубных давлениях / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина, В.Н. Калинников, А.А. Пасюта // Бурение и нефть. – 2023. – № 2. – С. 48–52.

13. Исследование влияния пенообразующих поверхностно-активных веществ на работу многоступенчатого центробежного насоса при откачке созданных эжектором водогазовых смесей / А.Н. Дроздов, В.С. Вербицкий, В.А. Шишулин [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 037–044. - http://doi.org/10.5510/OGP2022SI200744

14. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. – М.: Недра, 1980. – 583 с.

15. Каптелинин Н.Д., Малышев А.Г., Малышева Г.Н. Фазовые соотношения газо-водогидратных смесей при закачке их в нагнетательные скважины // Нефтяное хозяйство. – 1978. – № 5. – С. 44–47.

16. Станевич В.Д. Оценка возможности гидратообразования в нагнетаемой водогазовой смеси на месторождении Республики Татарстан // Научный аспект. – 2023. – Т. 26. – № 5. – С. 3333–3338.

17. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. – М.: Недра, 1974. – 208 с.

18. Перспективы применения электролитов как ингибиторов гидратообразования / А.А. Тройникова, В.А. Истомин, А.П. Семенов [и др.] // Вести газовой науки. – 2022. – № 3 (52). – С. 90–100.

В условиях добывающего фонда скважин месторождения Х основным осадкообразующим веществом является карбонат кальция в аллотропной модификации, представленной кальцитом. Превалирующим способом предохранения от данного осложняющего фактора, применяемым на месторождении Х, является химическая защита. Тем не менее при ее реализации происходят отказы глубиннонасосного оборудования как из-за солеотложения, так и по другим причинам, но с присутствием значительного содержания карбоната кальция в твердых отложениях, которые обнаруживаются при разборах подземного оборудования. Все это свидетельствует о недостаточной эффективности химической защиты от солеотложения. В ходе анализа промысловых данных, лабораторных и опытно-промысловых работ выявлена причина неэффективности применявшихся технологий, которая заключается в том, что ингибитор солеотложения не попадает на прием насосного оборудования. Отмечено, что основной технологией, доказавшей свою эффективность, является технология периодических обработок скважин через затрубное пространство ингибитором солеотложений с последующей продавкой его водой до приема насоса (объем воды для продавки определяли экспериментально). При этом обязательно соблюдение необходимой периодичности обработок. Полученные результаты позволили разработать и внедрить эффективную технологию химической защиты скважин от солеотложения и оптимизировать ее для условий нефтегазовой компании.

Список литературы

1. Деменин Т.А. Опыт применения электроволновых излучателей на осложненном фонде скважин ПАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. – 2020. – № 9. – C. 6-13.

2. Проведение испытаний технологии задавки ингибитора солеотложения в пласт в условиях Соровского месторождения / И.В. Валекжанин, В.Н. Рафиков, Т.И. Синицына [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 3. – С. 61–66. - https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-3-61-66

3. Бриков А.В., Маркин А.Н., Низамов Р.Э. О технологиях подачи ингибиторов солеотложений в добывающие скважины // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 9. – С. 54–59.

4. Бриков А.В., Маркин А.Н. Организация системы борьбы с отложением солей на примере нефтяного месторождения Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 4. – С. 56–61. - https://doi.org/10.30713/0207-2351-2018-4-56-61

5. Дозирование химических реагентов в затрубное пространство скважин. Критические факторы, снижающие эффективность технологии / А.М. Высотских, Ю.К. Леонов, А.В. Лушников, И.Ю. Мясников // Инженерная практика. – 2023. – № 10. – С. 22–27.

6. РД 39-1-219-79. Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производства (SP-181, SP-191, SP-203, КОРЕКСИТ 7647).

7. Бриков А.В., Маркин А.Н., Баркин А.Н. Нефтепромысловая химия: Практическое руководство по борьбе с образованием солей. – М.: Де`Либри, 2018. –

335 с.

8. Маркин А.Н., Суховерхов С.В., Бриков А.В. Нефтепромысловая химия: Аналитические методы. – Южно-Сахалинск: Сахалинская областная типография, 2016. – 2012 с.

При периодической эксплуатации нефтяных скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) нередки случаи, когда термодатчики, установленные на корпусе погружного электродвигателя, фиксируют более высокую температуру, чем термодатчики внутри него. Этот факт однозначно указывает на наличие источника тепла вне электродвигателя. Таким источником может быть только ЭЦН. В фазе откачки ЭЦН нагревается, забирая жидкость из затрубного пространства выше и ниже насоса. В фазе накопления в затрубное пространство над насосом поступает новая жидкость из пласта, где она нагревается за счет теплообмена с корпусом ЭЦН и НКТ. В следующем цикле, в фазе откачки, на вход ЭЦН поступает более нагретая жидкость. С каждым новым циклом температура жидкости увеличивается, но одновременно растет теплопередача в пласт, окружающий обсадную колонну. Рост температуры прекращается, когда достигается тепловое равновесие. Предложена математическая модель данного явления, выполнены расчеты, показывающие, что нагрев будет тем выше, чем больше подача насоса, меньше время откачки и выше концентрация нерастворенного газа. Горячая жидкость из насоса попадает на корпус электродвигателя, если в момент выключения насоса обратный клапан закрывается не полностью. Расчеты показали, что газожидкостная смесь может нагреваться до температуры, превышающей критическую (200-250 °C) для эластомеров, применяемых в УЭЦН. Полученные результаты могут быть использованы при подборе УЭЦН и режима периодической эксплуатации выбранной установки в скважине.

Список литературы

1. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. – Пермь: Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 2007. – 645 с.

2. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин – уникальный способ борьбы с осложняющими факторами // Экспозиция Нефть Газ. – 2014. – № 4. – С. 56–59.

3. Методы моделирования и оптимизации периодических режимов работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов / Е.В. Юдин, Г.А. Пиотровский, Н.А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 116–122. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-116-122

4. Об оптимизации периодического режима эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в ПАО «НК «Роснефть» / А.А. Пашали, Р.С. Халфин, Д.В. Сильнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 92–96. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-92-96

5. Ерка Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы: дисс. … канд. техн. наук. ­– Тюмень, 2006. – 125 с.

6. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. – М.: Энергия, 1977. − 344 с.

В статье изложены основные подходы к оценке надежности проектируемых технических устройств с использованием виртуальных и натурных испытаний. Как правило, при разработке новых сложных объектов в начале освоения испытаниям подвергается незначительное число объектов, и в этом случае нет достаточно обоснованной возможности статической оценки результатов надежности с использованием классического подхода, когда проводится проверка согласования выбранного теоретического распределения с экспериментальными данными, определяются параметры распределения и др. В данной статье предлагается оценку надежности проектируемых технических систем выполнять в два этапа. Первый заключается в проведении виртуальных испытаний 3D моделей опытного образца с применением численных методов и приемов построения математических моделей с использованием программного обеспечения ANSYS в составе пакетов вычислительной гидродинамики CFD и прочностных расчетов Mechanical Enterprise (в том числе программного продукта «Логос»). На втором этапе оценивается вероятность безотказной работы по результатам малого числа испытаний без определения функции распределения, с использованием непараметрического статистического критерия Манна, а также приводится возможность применения при малом числе отказов оценки вероятности безотказной работы с учетом накопленной информации. Для установления конструктивных, производственных или эксплуатационных причин отказов опытных образцов предлагается комплекс мероприятий, который также направлен на предотвращение отказов и обеспечение устойчивости работы изделия.

Список литературы

1. Фролов К.В. Методы совершенствования машин и современные проблемы машиностроения. – М.: Машиностроение, 1984. – 224 с.

2. Викторова В.С. Агрегирование моделей анализа надежности и безопасности технических систем сложной структуры: дис. ... докт. техн. наук. – М.,

2009. – 223 с.

3. Горбунова Е.Б. Метод статистической обработки малых выборок данных в задачах прогнозирования и контроля состояния сложных систем: дис. ... канд. техн. наук, 2018. – 152 с.

4. Войнов К.Н. Прогнозирование надежности механических систем. – Л.: Машиностроение, 1978. – 208 с.

5. Бурумкулов Ф.Х., Лезин П.П. Работоспособность и долговечность восстанавливаемых деталей и сборочных единиц машин. – Саранск: Изд-во Мордовского университета, 1993. – 119 с.

6. Гаскаров Д.В., Шаповалов В.И. Малая выборка. – М.: Статистика, 1978. – 248 c.

7. Заренин Ю.Г, Стоянова И.И. Определение испытаний на надежность. – М: Изд-во стандартов, 1978. – 168 с.

8. Чавчанидзе В.В., Кумсишвили В.А. Применение вычислительной техники для автоматизации производства. – М.: Машгиз, 2001.

9. Хастингс Н., Пикок Дж. Справочник по статистическим распределениям. – М.: Статистика, 2000. – 95 с.

10. Аралов О.В., Буянов И.В. Анализ методов и подходов к оценке надежности при прогнозировании отказов оборудования магистрального трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 6. – С. 104–114.

11. Богомолов М.В. Виртуальные испытания изделий // Труды ин-та / МАИ. – 2010. – № 38. – https://trudymai.ru/upload/iblock/552/virtualnye-ispytaniya-izdeliy.pdf

12. Автоматизированная система для виртуальных испытаний газотурбинных двигателей / А.Ю. Ткаченко, В.Н. Рыбаков, И.Н. Крупенич [и др.] // Вестник Самарского государственного аэрокосмического университета. – 2014. – № 5–3 (47). – http://doi.org/10.18287/1998-6629-2014-0-5-3(47)-113-119

13. Абдуллаев М.У., Кишкин А.А. Технологии численных и виртуальных экспериментов в машиностроении // Актуальные проблемы авиации и космонавтики. - 2022. – T. 1. – C. 240-241.

14. Головкова Ю.С. Численное моделирование в программе ANSYS // Проблемы науки. – 2020. – № 6 (54). – C. 43-44.

15. Численное моделирование течения в фильтре / А.А. Гарипов, С.Ю. Константинов, Д.Е. Тук, Д.В. Целищев // Вестник УГАТУ. – 2013. –

№ 3 (56). – C. 153-158.

16. Буянов И.В. Основные подходы к прогнозированию надежности машин при разработке // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – Т. 14. – № 5. – С. 440–449. - https://doi.org/10.28999/2541-9595-2024-14-5-440-449

17. Ллойд Д.К., Липов М. Надежность: организация исследования, методы, математический аппарат. – М.: Советское радио, 1964. – 686 с.

18. Барлоу Р., Прошан Ф. Математическая теория надежности. – М.: Советское радио, 1969. – 488 с.

19. Проников А.С. Параметрическая надежность машин. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002. – 560 с.

20. Липкин И.А. Статистическая радиотехника. Теория информации и кодирования. – М.: Вузовская книга, 2002. – 216 с.

Для строительства скважин в условиях аномальнонизких пластовых давлений (АНПД) требуется применение технологических жидкостей с низкой плотностью. В условиях АНПД с коэффициентом аномальности 0,6-0,8, как правило, применяются буровые растворы плотностью не более 1 г/см3. Особенно актуально применение буровых растворов с низкой плотностью при строительстве скважин на месторождениях на поздней стадии разработки, в условиях поглощений, при бурении на депрессии и др. Практика применения облегченных промывочных агентов – углеводородных жидкостей, аэрированных и пенных систем, выявила существенные их недостатки, в связи с чем их применение ограничено. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» создана технология повышения толерантности ПАВ-эмульгатора к воздействию температуры, заключающаяся в конденсировании полиэлектролитного комплекса (ПЭК) на межфазной поверхности. Разработанный эмульсионный буровой раствор представляет собой эмульсию Пикеринга с той разницей, что защитный слой вместо твердых частиц представлен конденсированным ПЭК с вязкоупругими свойствами из противоположно заряженных эмульгатора и полимера. Эти буровые растворы проявили исключительную устойчивость при проведении испытаний и рекомендованы для бурения боковых стволов на Астраханском газоконденсатном месторождении. Разработанная технология позволяет создать линейку эмульсионных буровых растворов с конденсируемым ПЭК. Имея в арсенале достаточно большое количество противовоположно заряженных ПАВ-эмульгаторов и полиэлектролитов полимеров можно использовать различные их комбинации для осуществления реакций конденсирования ПЭК на межфазной поверхности.

Список литературы

1. Кистер Э.Г. Эмульсионные глинистые растворы. – М.: ГОСИНТИ, 1958. – 60 с.

2. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.

3. Курбанов Я.М., Гайдаров М.М.-Р. Облегченные технологические жидкости // Известия вузов. Нефть и газ. – 2008. – № 4. – С. 15–21.

4. Разработка и приготовление облегченных клатратных эмульсий для заканчивания скважин на Астраханском ГКМ / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов,

А.Д. Норов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 6. – С. 25-32.

5. Сравнительные испытания поликатионного бурового раствора на скважинах № 915 и № 629 Астраханского ГКМ / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов,

Д.В. Храбров [и др.] // Газовая промышленность. – 2020. – № 1. – С. 36–44.

6. Поликатионные буровые растворы Катбурр и перспективы их использования / М.М.-Р. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 7. – С. 19–25.

Современная организация промысловых и лабораторных исследований на углеводородных месторождениях Западной Сибири требует учета многочисленных факторов. Для достижения комплексного сбалансированного результата необходимо соответствующее цифровое обеспечение, которое призвано существенно сократить временные и материальные затраты на подготовительных этапах и получить научно-практическое открытие как квинтэссенцию совокупности проводимых мониторинга и исследований недропользования. Основные практические результаты для организатора промысловых и лабораторных исследований, а также для потребителя данных услуг предстают в цифровом формате различных видов. Для эффективного внедрения данного цифрового обеспечения научного исследования важна преждевременная тематическая целевая проработка, которая может быть выражена в формате определенного алгоритма. Устойчивость процедур, их организационная гибкость позволяют формировать циклическую форму действий, когда результаты одной научно-исследовательской работы становятся отправной точкой для последующей, либо соответствующей горизонтальной дополняющей информационной единицей. После определения территориальных, тематических, организационных моментов возможны формирование и внедрение цифрового двойника процесса промысловых исследований. Авторами обобщены результаты применения в корпорации алгоритма цифрового обеспечения промысловых и лабораторных исследований, предложены алгоритмы организации цифровизации для аналогичных процессов, систематизированы функции цифрового двойника и геоинформационного управления. Полученные выводы могут представлять интерес для недропользователей, имеющих практику обработки промысловых и сопутствующих данных.

Список литературы

1. Павлов П.Н., Дробышевский С.М. Структура темпов роста ВВП России на перспективу до 2024 г. // Вопросы экономики. – 2022. – № 3. – С. 29–51. - https://doi.org/10.32609/0042-8736-2022-3-29-51

2. Международная мобильность и публикационная активность молодых ученых: что говорят статистика, библиометрия и сами сотрудники / А.И. Нефедова, Г.Л. Волкова, Е.Л. Дьяченко [и др.] // Журнал Новой экономической ассоциации. – 2021. – № 4. – С. 98–121. - https://doi.org/10.31737/2221-2264-2021-52-4-4

3. Кирпотин С.Н., Полищук Ю.М., Брыксина Н.А. Динамика площадей термокарстовых озер в сплошной и прерывистой криолитозонах Западной Сибири в условиях глобального потепления // Вестник Томского государственного университета. – 2008. – № 311. – С. 185–190.

4. Попова В.В., Полякова И.А. Изменение сроков разрушения устойчивого снежного покрова на севере Евразии в 1936-2008 гг.: влияние глобального потепления и роль крупномасштабной атмосферной циркуляции // Лед и снег. – 2013. – Т. 53. – № 2. – С. 29–39. - https://doi.org/10.15356/2076-6734-2013-2-29-39

5. Вызовы и ответы экономики Республики Татарстан на процессы декарбонизации / В.А. Крюков, Д.В. Миляев, А.Д. Савельева [и др.] // Георесурсы. – 2021. – № 23. – С. 17–23. - https://doi.org/10.18599/grs.2021.3.3

6. Крюков В.А., Суслов Н.И., Крюков Я.В. ТЭК Азиатской России в меняющемся мире // Мировая экономика и международные отношения. – 2021. – Т. 65. – № 12. – С. 101–108. - https://doi.org/10.20542/0131-2227-2021-65-12-101-108

7. Данилов Ю.А. Концепция устойчивых финансов и перспективы ее внедрения в России // Вопросы экономики. – 2021. – № 5. – С. 5–25.- https://doi.org/10.32609/0042-8736-2021-5-5-25

8. Меджидова Д.Д. Energy transition and asset specificity transformation of the European gas market // Вестник международных организаций. - 2021. - Т. 16. -

№ 3. - С. 161-182. – https://doi.org/10.17323/1996-7845-2021-03-07

9. Barinova V., Devyatova A., Lomov D. The Role of Digitalization in the Global Energy Transition // International Organisations Research Journal. – V. 17. – No 4. –

P. 126–145. – https://doi.org/10.17323/1996-7845-2021-04-06

10. Цифровой сервис ГДИ/ГИС / М.А. Басыров, Р.Н. Кунафин, А.А. Акчурин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 86–89. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-86-89

11. Зейбот Р.Р., Заединов Р.В., Корогодин А.Ю. Центры обработки данных – современный инструмент повышения эффективности работы нефтегазовой компании // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 12. – С. 112–115.

12. Диченко С.А. Модель угроз безопасности информации защищенных информационно-аналитических систем специального назначения // Вопросы оборонной техники. Сер. 16. Технические средства противодействия терроризму. – 2022. – № 1–2. – С. 64–71.

13. Михайлов В., Рунге Й. Идентификация человека. Территориальные общности и социальное пространство: опыт концептуализации // Социологические исследования. – 2019. – № 1. – С. 52–62. - https://doi.org/10.31857/S013216250003747-4

14. Цифровая трансформация ПАО АНК «Башнефть»: от концепции до реализации / А.Н. Шишкин, Э.О. Тимашев, В.И. Соловых [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 7–12. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-3-7-12

15. Воробьев А.В. Концепция информационного пакетного взаимодействия в многоуровневой системе цифровых двойников // Известия Саратовского университета. Новая серия. Сер.: Математика. Механика. Информатика. – 2021. – Т. 21. – № 4. – С. 532–543. - https://doi.org/10.18500/1816-9791-2021-21-4-532-543

Для защиты трубопроводов от внешних механических воздействий в настоящее время используется множество различных вариантов противокоррозионных покрытий. При выборе защитного покрытия, требуемого для конкретных условий прокладки, разработчиками учитывается значительное число переменных факторов, влияющих на безопасность трубопровода и обеспечивающих надежность защитной конструкции на всех этапах его строительства и эксплуатации. Используемые на практике альтернативные защитные конструкции изготавливаются из различных материалов и по своим прочностным характеристикам предназначены для решения задач защиты как локальных частей трубопровода, так и трубопровода в целом, включая зоны стыковых соединений. Для получения проектных характеристик такие конструкции требуют использования специализированных технологий нанесения покрытия. При этом в отрасли отсутствует систематизация характеристик, которыми должны обладать защитные покрытия, чтобы гарантированно компенсировать факторы внешнего воздействия на трубопровод. В статье приведен анализ факторов, влияющих на эффективность защиты противокоррозионного покрытия, и предложен алгоритм проведения исследований различных вариантов защиты трубопровода, основанный на факторном сравнении параметров эффективности с использованием диаграммы Исикавы. Для систематизации характеристик защитных покрытий были выделены наиболее значимые проблемы в системе защиты трубопроводов от механических воздействий.

Список литературы

1. Пат. № 2345267 РФ, МПК F16L 9/02 (2006.01). Способ нанесения балластного покрытия на поверхность трубы / А.П. Свечкопалов; патентообладатель А.П. Свечкопалов; №2007109855/06; заявл. 19.03.2007; : опубл. 27.01.2009.

2. Пат. № 2735884 РФ, МПК F16L 9/08 (2006.01), F16L 9/08(2006.01). Оболочка для защиты обетонированных труб / И.И. Шапорин, патентообладатель ООО «БТ-СВАП»; № 2020119143; заявл. 09.06.2020; опубл. 09.11.2020.

3. Обоснование допустимого размера фракций грунта, применяемого для сооружения газопровода, оснащенного средствами защиты от механических повреждений/ Ю.А. Маянц, А.В. Елфимов, А.С. Кузьбожев [и др.] // Газовая промышленность. – 2020. – № 1 (797). – С. 40–46.

4. Шапорин И.И., Васильев Г.Г., Леонович И.А. Методы оценки прочностных свойств защитных покрытий трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – Т. 14. – № 6. – C. 526-535. - https://doi.org/10.28999/2541-9595-2024-14-6-526-535

5. ISO 21809-5:2017. Промышленность нефтяная и газовая. Наружные покрытия для подземных или подводных трубопроводов, используемых в транспортных системах. Ч. 5. Наружные бетонные покрытия.

6. Шапорин И.И. Анализ особенностей механических повреждений сухопутных нефтегазопроводов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2024. - № 5 (320). – C. 67-72.

7. СП 86.13330.2022. СНиП III Магистральные трубопроводы.

8. Пат. № 192391 РФ, МПК F16L 58/06 (2006.01), F16L 9/14 (2006.01). Конструкция стыка труб с наружным бетонным покрытием / И.И. Шапорин;

патентообладатель ООО «БТ-СВАП»; № 2019120234; заявл. 28.06.2019; опубл. 16.09.2019.

9. Васильев Г.Г., Сенцов С.И., Ковалева С.О. Экологические проблемы при отводе земель при строительстве магистральных трубопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 10. – С. 139–141.

10. СП 341.1325800.2017. Подземные инженерные коммуникации. Прокладка горизонтальным направленным бурением (с изменением № 2 15.05.2024 г.).

11. СТО Газпром 2-2.2-382-2009. Магистральные газопроводы. Правила производства и приемки работ при строительстве сухопутных участков газопроводов, в том числе в условиях Крайнего Севера.

В настоящее время в промысловых трубопроводных системах топливно-энергетического комплекса России в основном используются стальные трубопроводы. Несмотря на высокие прочностные характеристики, их применение связано с рисками возникновения аварийных ситуаций главным образом из-за дефектов коррозионного происхождения. В статье приведена оценка влияния внутритрубных очисток на аварийность промысловых трубопроводов. Проанализированы факторы, влияющие на скорость коррозии и аварийность. Рассмотрено негативное воздействие таких факторов, как продукты коррозии, асфальтосмолопарафиновые отложения, неорганические соли, водные скопления и механические примеси. Проведен анализ эксплуатации промысловых трубопроводов трех обществ Группы ПАО «НК «Роснефть» для оценки взаимосвязи внутритрубных очисток и сокращения аварийности. Для этого выполнена группировка трубопроводов на основе условий эксплуатации, материального исполнения, перекачиваемой среды и сроков эксплуатации. Приведены результаты лабораторных исследований воздействия продуктов коррозии на ее общую скорость. В ходе работ были проведены опыты с образцами стали двух марок, выполнена общая оценка влияния внутритрубных очисток на скорость коррозии и аварийность промысловых трубопроводов. Для повышения надежности и безопасности эксплуатации промысловых трубопроводов необходимо принятие своевременных мер по очистке их внутренней поверхности с целью снижения аварийности. Это сокращает материальные затраты транспортирующего предприятия и предотвращает значительные негативные экономические и экологические последствия техногенных аварий.

Список литературы

1. Сероводород (H2S): локальные и коррозионно-механические разрушения в нефтедобыче / В.Э. Ткачева, И.В. Валекжанин, Д.В.  Кшнякин [и др.] // Уфа: ООО «РН-БашНИПИнефть», 2024. – 240 с.

2. Моделирование и определение характеристик процесса парафинизации магистральных нефтепроводов / И.И. Хасанов, Р.А. Шакиров, Р.В. Бикбулатов, О.Р. Сафина // Проектирование, сооружение и эксплуатации газонефтепроводов и газонефтехранилищ. – 2023. – №2. – С. 16-23. - https://doi.org/10.24412/0131-4270-2023-2-16-23

3. Валиахметов Р.И. Подходы к решению проблем при эксплуатации промысловых трубопроводов // Инженерная практика. – 2021. – №6. – С. 48-52.

4. Кац Н.Г., Стариков В.П., Парфенов С.Н. Химическое сопротивление материалов и защита оборудования нефтегазопереработки от коррозии. – М.: Машиностроение, 2011. – 436 с.

5. Каландаров. Н.О., Гойибова Д.Ф. Влияние коррозии на прочность оборудования // Молодой ученый. – 2016. – № 9 (113). – С. 171–173.

6. Влияние химического состава и структуры на стойкость нефтепроводных труб к углекислотной коррозии / А.В. Иоффе, М.А. Выбойщик, Е.А. Трифонова, П.В. Суворов // Металловедение и термическая обработка металлов. – 2010. – № 2. – С. 9–14.

7. Ивановский В.Н. Теоретические основы процесса коррозии нефтепромыслового оборудования // Инженерная практика. – 2010. – № 6. – С. 4–14.

8. Хасанов И.И. Применение асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве внутренней тепловой изоляции магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2018. – № 4. – С. 32–38. - https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10405

Почва является важным природным ресурсом, играющим ключевую роль в изменении климата и обеспечении продовольственной безопасности. Нефтепродукты оказывают негативное воздействие на свойства почвы, при этом являются трудноразлагаемыми. Длительное загрязнение нефтью и нефтепродуктами может привести к деградации почвы и снижению ее продуктивности, поэтому становится все более необходимым применение эффективных мер по контролю нефтяных загрязнений. В данной статье представлена оценка состояния светло-серых лесных почв с давними сроками нефтяного загрязнения (с 60-70-х годов XX века) в северной лесостепной зоне Республики Башкортостан. Отмечено, что на исследованных участках присутствуют небольшие концентрации нефтепродуктов, что приводит к проявлению гидрофобных свойств почвы. Обработка мультиспектральных спутниковых снимков показала низкий нормализованный относительный индекс растительности NDVI (Normalized Difference Vegetation Index) на загрязненных территориях. Концентрации тяжелых металлов (Zn, Cu, Pb, Cd, As, Hg, Ni) в почве не превышают предельно допустимых значений. Результаты исследований расширяют знания о мониторинге почв с многолетним загрязнением нефтью и дополняют существующие методы исследования, а также дают возможность предусмотреть дополнительные меры по рекультивации почв.

Список литературы

1. Почвы в системе природных ресурсов России / С.А. Шоба, И.О. Алябина, В.С. Столбовой, А.С. Яковлев // Использование и охрана природных ресурсов в России. – 2005. – № 1. – С. 56–62.

2. Review on biochar as a sustainable green resource for the rehabilitation of petroleum hydrocarbon-contaminated soil / K. Vadakkan, K. Sathishkumar, R. Raphael

[et al.] // Science of The Total Environment. – 2024. – V. 941. – P. 173679. – https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2024.173679

3. Helmy Q., Kardena E. Enhancing field-scale bioremediation of weathered petroleum oil-contaminated soil with biocompost as a bulking agent // Case Studies in Chemical and Environmental Engineering. – 2024. – V. 9. – P. 100735. – https://doi.org/10.1016/j.cscee.2024.100735

4. Repellency-induced runoff from New Zealand hill country under pasture: A plot study / M. Bretherton, D. Horne, H.A. Sumanasena [et al.] // Agricultural Water Management. – 2018. – V. 201. – P. 83–90. – https://doi.org/10.1016/j.agwat.2018.01.013

5. Doerr S.H., Shakesby R.A., Walsh R.P.D. Soil water repellency: its causes, characteristics and hydrogeomorphological significance // Earth-Science Reviews. –

2000. – V. 51. – No 1–4. – P. 33–65. - https://doi.org/10.1016/S0 012-8252(00)00011-8

6. Тимофеева Е.А., Молодцова А.С. Содержание подвижных форм тяжелых металлов в черноземе, типичном Республики Башкортостан, загрязненном нефтью и хлоридом натрия, в условиях полевого эксперимента // Вестник Московского университета. Сер. 17. Почвоведение. – 2023. – Т. 78. – № 3. –

С. 93–102. - https://doi.org/10.55959/MSU0137-0944-17-2023-78-3-93-102

7. Гаршин М.В., Сулейманов Р.Р., Полякова Н.Г. Оценка содержания тяжелых металлов в почвах нефтепромысловых районов Республики Башкортостан // АгроЭкоИнфо. – 2024. – № 6. https://doi.org/10.51419/202146601.

8. Рекультивация серой лесной почвы, загрязненной нефтяным шламом / И.М. Габбасова, Р.Р. Сулейманов, Ф.Х. Хазиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 7. – С. 81–84.

9. Габбасова И.М., Хазиев Ф.Х., Сулейманов Р.Р. Оценка состояния почв с давними сроками загрязнения сырой нефтью после биологической рекультивации // Почвоведение. – 2002. – № 10. – С. 1259–1273.

10. Бондур В.Г. Аэрокосмические методы и технологии мониторинга нефтегазоносных территорий и объектов нефтегазового комплекса // Исследование Земли из космоса. – 2010. – № 6. – С. 3–17.

11. Аринушкина Е.В. Руководство по химическому анализу почв. – М.: Изд-во МГУ, 1970. – 488 с.

12. https://onesoil.ai/ru

13. https://earthengine.google.com