Рассмотрены вопросы повышения эффективности геолого-разведочных работ (ГРР) и снижения геологических и экологических рисков при поисках нефти и газа на территории Сибири и Арктического шельфа в условиях развития в разрезах скважин аномально высоких поровых (АВПоД) и пластовых (АВПД) давлений. В этих условиях, особенно в пределах Арктического шельфа, проведение безаварийного бурения скважин и оптимизация вскрытия продуктивных горизонтов невозможны без оперативного определения геодавлений в разрезах скважин и изучения закономерностей их развития.

Возможность встретить толщи пород с аномально высокими поровыми и пластовыми давлениями рассмотрены на примерах результатов оценки давлений по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) в скважинах группы Мессояхских месторождений севера Западной Сибири, а также Ленинградского, Русановского и Харасавэйского месторождений. Приведены примеры обработки материалов ГИС и оценки давлений по конкретным скважинам. Так, в скв. 2 Средне-Мессояхская выявлено пять зон с АВПоД. Максимальный градиент поровых давлений в этих зонах достигает 0,15-0,16 МПа/м. В разрезах скважин Русановского и Ленинградского месторождений, расположенных на арктическом шельфе Карского моря, выявлены три зоны АВПоД с максимальными градиентами давлений до 0,155-0,172 МПа/м. Полученные данные позволили рекомендовать оптимальные конструкции скважин и плотности буровых растворов.

Показано, что причиной возникновения АВПоД является литогенетический фактор, когда уплотнение глинистых пород происходит при затрудненном оттоке порового флюида. Генезис АВПД в песчано-алевритовых коллекторах этих месторождений может быть связан с комбинированным механизмом образования аномально высоких геофлюидальных давлений. Здесь наряду с литогенетическим фактором действуют также процессы вертикальной миграции флюидов из нижележащих источников газа в осадочном чехле. На основании проведенного анализа сделан вывод о целесообразности создания постоянно действующего центра по обеспечению бурения скважин с учетом непрерывных оценок геофлюидальных давлений, зон АВПоД и АВПД по каротажным и технологическим параметрам бурения.

Список литературы

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

2. Александров Б.Л., Голланд Р.В. Выделение зон АВПД и количественная оценка давлений по шламу//Нефтяное хозяйство. – 1973. – № 8. – С. 7–9.

3. Александров Б.Л., Синельникова В.Н., Исаев М.Е. Возможность предварительного прогноза зон АВПД по данным сейсмических исследований//Разведочная геофизика. – 1974. – № 62. – C. 45–51.

4. Шилов Г.Я. Сравнительный анализ распределения поровых и пластовых давлений в разрезах нефтегазовых месторождений Ямальского региона// Газовая промышленность. – 2010. –  № 9. – С. 24 – 27.

5. А.с. № 1298359 СССР. Способ прогнозирования устойчивости ствола скважины во времени/ Б.Л. Александров; заявитель СКТБ промысловой геофизики. – № 3615523; заявл. 15.04.83; опубл. 23.03.87.

6. Прогнозирование аномально-высоких пластовых давлений при поисках нефти и газа в юго-западной Туркмении/Б.Л. Александров, Е.П. Акентьев, Г.Г. Панченко [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1978. – 63 с.

7. Александров Б.Л., Оркина Т.Г. Некоторые особенности развития толщ с АВПД в разрезах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В сб. Развитие геофизических исследований на нефть и газ в Западной Сибири. – Тюмень, 1980. – 261 c.

8. Особенности распространения АВПоД в разрезах Большехетской впадины и Средне-Мессояхского вала/Г.Я. Шилов, Б.Л. Александров, А.В. Бондарев, С.В. Беляев //Нефть, газ и бизнес. – 2012. – № 8. – С. 37–40.

9. Совершенствование технологии бурения на основе прогноза АВПД геофизическими методами/ Б.Л. Александров, В.С. Афанасьев, Ф.И. Кацман, Г.Е. Касьянов//Нефтяное хозяйство. – 1980. – № 2. – С. 9–11.

10. Шилов Г.Я. О роли пород покрышек в образовании и сохранении залежей УВ и их значение в геологоразведочном процессе// Недропользование ХХI век. – 2013. – № 1. – С. 72 – 76.

11. Александров Б.Л., Хасанов М.А., Седиева И.Б. Радиогенная природа образования углеводородов//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 7. – С. 37–41.

12. Пат. № 2520067 РФ. Способ прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещинного типа в осадочном чехле/ Б.Л. Александров, И.А. Керимов, М.А. Хасанов, А.С. Эльжаев; заявитель и патентообладатель Кубанский гос. аграрный университет. – № 2012133592/28; заявл. 06.08.12; опубл. 20.06.14.

13. Моллаев З.Х. Прогнозирование коллекторов в карбонатных породах Терско-Каспийского прогиба: автореф. дис. ... уч. степ. канд. геол.-минерал. наук. – М., 1985. – 15 с.

Продуктивность доюрского комплекса Северо-Варьеганского месторождения установлена в 1984 г. скв. 1, в которой получен промышленный приток газоконденсата. К 1989 г. в пределах Северо-Варьеганской площади было пробурено 16 поисковых скважин, из них промышленные притоки углеводородов были получены в 6 скважинах. Накопленные к настоящему времени данные свидетельствуют, во-первых, о высоких перспективах верхней части доюрского комплекса, с точки зрения добычи углеводородов, во-вторых, о крайне сложном геологическом строении резервуара.

В результате более ранних исследований, которые основались на новых литологических и петрофизических данных, был сформулирован вывод, что доюрские резервуары Северо-Варьеганского месторождения связаны в основном с первично осадочной силицитовой формацией карбона, сохранившейся от эрозии в пределах внутрипалеозойских синклинальных складок, вероятно ограниченных разломами. В статье последовательно изложены результаты переобработки и комплексной интерпретации вновь полученных сейсмических и геологических данных. Для картирования палеозойского резервуара проведена объектно-ориентированная переобработка куба сейсмических данных. В основном в результате экспертного подхода к подавлению кратных волн в волновом поле проявились элементы, связанные с геологическим строением верхней части доюрского комплекса. С целью подавления эффектов интерференции волн выполнена акустическая инверсия сейсмического куба. В ходе интерпретации ее результатов установлено, что достаточно мощные тела, образованные чередованием силицитов и глинисто-кремневых пород, уверенно выделяются в поле Р-импеданса.

В результате картирования выделена система узких линейных зон развития силицитовой формации субмеридионального простирания - создана геологическая основа для проведения дальнейших поисково-разведочных работ. В дальнейшем запланированы проведение синхронной стохастической инверсии и количественная интерпретация ее результатов, а также проверка прогнозов последующим бурением.

Список литературы

1. Орлов А.А., Антонишин Г.И., Иванив М.Н. Новые данные о строении и нефтегазоносности палеозойских отложений Среднего Приобья // Известия вузов. Нефть и газ. – 1988. – № 4. – С. 3–5.

2. Коллекторы доюрско-юрского комплекса Северо-Варьеганской площади / С.В. Архипов, Ф.Я. Боркун, В.Т. Питкевич [и др.] // Геология нефти и газа. – 1989. – № 5. – С. 27–29.

3. Шутько С.Ю., Кирьянова Н.И. Новые данные о приконтактной зоне платформенного чехла и палеозойских образований Северо-Варьеганского и Варьеганского месторождений // Геология нефти и газа. – 1989. – № 11. – С. 14–16.

4. Палеозойские отложения – новое направление разведочных работ на нефть и газ на юго-востоке Западной Сибири / В.С. Бочкарев, А.И. Грищенко, В.Е. Лещенко [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 1996. – № 1. – С. 2–8.

5. Маков А.И., Талдыкин В.А. Закономерности размещения залежей нефти и газа в фундаменте Западно-Сибирской плиты на территории ХМАО // В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. – Ханты-Мансийск. – 2003. – Т. 1. – С. 94–101.

6. Геологическое развитие и строение доюрских комплексов центральных и восточных районов ХМАО, перспективные направления поисково-оценочных работ на нефть и газ / Н.П. Кирда, И.В. Паромов, В.В. Смирнова [и др.] // Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Научно-практическая конференция «Круглый стол», 12 февраля 2003 г. – 2003. – С. 1–18.

7. Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Гидротермальные вторичные коллекторы в черных сланцах // Геология нефти и газа. – 1989. – № 6. – С. 26–30.

8. Зубков М.Ю. Гидротермальные силициты – перспективный нефтегазопоисковый объект доюрского фундамента Западно-Сибирской плиты // Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. – С. 87–101.

9. Концептуальная геологическая модель верхней части доюрского комплекса Северо-Варьеганского месторождения / А.Н. Фищенко, М.А. Романчев, В.В. Сильянов [и др.] // Сб. научных трудов ТННЦ. – 2017. – Вып. № 3. – С. 220–234.

10. Кудаманов А.И., Карих Т.М., Лебедев М.В. О происхождении кремнистых отложений девона Западной Сибири на примере Северо-Варьеганского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 82–85.

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции основная доля запасов и ресурсов нефти и газа сосредоточена в меловых и юрских отложениях плитного комплекса. Однако открытие в доюрском комплексе западной части Ханты-Мансийского автономного-Югры, в Елизаровском прогибе и на территории его сопряжения с Красноленинским сводом, крупных по величине запасов месторождений нефти повышает перспективы нефтеносности доюрского комплекса.

Важным фактором, затрудняющим планирование геолого-разведочных работ, нацеленных на горизонты доюрского комплекса, является высокая неопределенность прогноза фильтранионно-емкостных и фильтрационных свойств отдельных блоков, различных по возрасту и литологическому составу, что подтверждено результатами лабораторных исследований керна. Прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств осложняет также существенная неравномерность освещенности доюрского комплекса бурением, петрографическими и петрофизическими исследованиями керна.

В данной статье рассматривается способ вероятностной оценки емкостных свойств доюрских отложений на основании комплексирования данных полевой геофизики (магниторазведки, гравиразведки, электроразведки и сейсморазведки), изучения литолого-стратиграфических материалов и результатов исследований керна. Также предложено применение расчетно-аналитического способа оценки пористости вследствие недостаточной изученности зон развития коллекторов прямыми методами.

На основе геологической карты и результатов лабораторных определений пористости, построена цифровая карта прогнозной пористости приконтактной зоны доюрского комплекса в районе исследования. На карте прогнозной пористости в корах выветривания доюрского комплекса идентифицированы и локализованы малоперспективные с точки зрения развития коллекторов зоны и участки максимальной прогнозной емкости, перспективные для постановки поисково-оценочных геологоразведочных работ.

Список литературы

1. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты / Под ред. В.И. Шпильмана, Н.И. Замановского и Л.Л. Подсосовой. – Тюмень: НАЦ РН им. В.И. Шпильмана, 1998.

2. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист О-42 – Тобольск. Объяснительная записка / Л.А. Бабушкин, В.Н. Воронков [и др.]. – СПб: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2009. – 300 с.

3. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист Р-42 – Ханты-Мансийск. Объяснительная записка / В.А. Денисов, Л.И. Зылева [и др.]. – СПб: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2011. – 343 с.

4. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Уральская. Лист Q-41 – Воркута. Объяснительная записка / М.А. Шишкин, А.П. Астапов [и др.]. – СПб: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2007. – 541 с.

5. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Уральская. Лист Р-41 – Екатеринбург. Объяснительная записка / Г.А. Петров, А.А. Жиганов [и др.]. – СПб: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2011. – 492 с.

6. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Уральская. Лист О-41 – Ивдель. Объяснительная записка / Ю.В. Брадучан, Е.А. Волобуев [и др.]. – СПб: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2007. – 318 с.

7. Государственная геологическая карта СССР и РФ, масштаб 1 : 1 000 000. Лист Р-41 – Ивдель. Серия Уральская (третье поколение). Геологическая карта доплиоценовых образований; карта полезных ископаемых; прогнозноминерагеническая карта; карта прогноза на нефть и газ; геологическая карта погребенной поверхности предверхнетриасового несогласия. Объяснительная записка / Главный научный редактор Е.К. Ковригина. – СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2007. – 318 с.

8. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист Q-42 – Салехард. Объяснительная записка. – СПБ.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2014. – 396 с.

9. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты / А.В. Тугарева, Г.А. Чернова, Н.П. Яковлева, М.Л. Мороз // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2017. – № 5. – Р. 58–66.

Освоение месторождений углеводородов на шельфе арктических морей сопровождается значительными рисками в связи с суровостью климатических условий. Хозяйственная деятельность в данном регионе требует повышенной экологической ответственности с непрерывным мониторингом природных условий. Результаты геолого-разведочных работ, проводимых ПАО «НК «Роснефть» на Хатангском лицензионном участке, показывают высокий потенциал данного района в отношении запасов углеводородов. При этом Хатангский залив, находящийся в юго-западной части моря Лаптевых, отличается суровыми климатическими условиями: низкими температурами воздуха, штормовыми ветрами, частыми туманами и метелями, тяжелыми ледовыми условиями. Это существенно затрудняет хозяйственное освоение района и требует детального учета природно-климатических условий региона. Примером опережающего научного освоения является Хатангский лицензионный участок, где параллельно с геолого-разведочными работами ПАО «НК «Роснефть» выполняются круглогодичные комплексные гидрометеорологические и ледовые исследования на временной полевой базе «Хастыр», организованной компанией летом 2016 г. Дополнительно в данном районе проведены комплексные морские экспедиции с целью исследования гидрометеорологических и ледовых условий в летний и зимний периоды. Выявлены локальные особенности формирования ледяного покрова, связанные с притоком пресных вод и большого количества примесей, которые обусловили повышенную прочность льда. Выявлены закономерности пространственного распределения различных видов деформированного льда: отдельных стамух, систем стамух и гряд торосов. В 2016-2017 гг. выполнены комплексные метеорологические, гидрологические и ледовые исследования на Хатангском лицензионном участке. Полученные натурные данные существенно расширили современные знания о гидрометеорологическом и ледовом режиме Хатангского залива и прилегающей акватории моря Лаптевых.

Список литературы

1. Атлас Арктики. – М.: ГУНИО. 1985.

2. Опасные ледовые явления для судоходства в Арктике / под ред. Е.У. Миронова. – СПб.: ААНИИ, 2010. – 320 с.

3. Коптева А.В. Приливо-отливные явления моря Лаптевых // Тр. ин-та / АНИИ. – 1954. – Т. 69. – 207 с.

4. Черепанов Н.В. Классификация льдов природных водоемов // Тр. ин-та / ААНИИ. – 1976. – Т. 331. – С. 77–99.

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

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

7. Ледяные образования Западной Арктики / под ред. Г.К. Зубакина – СПб.: ААНИИ, 2006. – 240 с.

8. Миронов Е.У., Порубаев В.С. Статистическая модель морфометрии гряды тороса в юго-западной части Карского моря // Проблемы Арктики и Антарктики. – 2011. – № 3 (89). – С. 49–61.

Одним из эффективных способов увеличения добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов является гидроразрыв пласта (ГРП). В классическом варианте для придания необходимых реологических свойств жидкости разрыва используют полимеры (производные гуара, целлюлозы). Одним из существенных недостатков подобных систем является снижение проницаемости коллектора вследствие загрязнения продуктами распада полимеров. В качестве альтернативы, устраняющей данный недостаток, могут быть использованы бесполимерные системы на основе вязкоупругих ПАВ.

В статье рассмотрена композиция вязкоупругих ПАВ Сурфогель марки Д, которая может применяться в составе жидкости ГРП без применения полимеров. Специально разработанные для каждого температурного интервала брейкеры позволяют эффективно управлять временем распада геля. Раствор Сурфогеля марки Д в пресной воде легко обеспечивает требуемые реологические характеристики, которые стабильно сохраняются при разных температурах и скоростях сдвига. Преимуществом данного реагента является практически мгновенное восстановление вязкостных характеристик после изменения скорости сдвига. Остаточная проводимость пропантной упаковки при использования данного реагента в качестве жидкости ГРП реагента превышает в среднем в 2,7 раза аналогичный параметр при использовании стандартной технологической жидкости ГРП на гуаровой основе.

Приведены результаты лабораторных исследований, которые свидетельствуют о перспективности применения Сурфогеля марки Д в составе жидкости ГРП. Лабораторные данные подтверждены успешными опытно-промысловыми испытаниями с использованием на одном из месторождений Западной Сибири. При проведении ГРП в скважину было закачано около 17 т проппанта, получен приток жидкости более 30 т/сут.

Список литературы

1. Application of Viscoelastic Fracturing Fluids in Appalachian Basin Reservoirs. Schlumberger // SPE 98068. – 2005.

2. Смирнова Н.А. Фазовое поведение и формы самоорганизации растворов смесей поверхностно-активных веществ // Успехи Химии. – 2005. – № 74 (2). – С. 138–154.

Рассмотрены вопросы внедрения технологии кислотно-проппантного гидроразрыва пласта (ГРП) на нефтяных месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Эффективность этой технологии для стимуляции коллекторов известна и обоснована. Однако вследствие гидрогеологических особенностей месторождений Удмуртии она до настоящего времени на территории республики не применялась, несмотря на широкое распространение метода в Волго-Уральском регионе. Поэтому адаптация и внедрение технологии кислотно-проппантного ГРП к характерным особенностям месторождений Удмуртской Республики является не только актуальной, но и практически важной задачей.

На месторождениях ОАО «Удмуртнефть» в 2017 г. проведено опытное внедрение технологии кислотно-проппантного гидроразрыва карбонатных пластов подольско-каширского горизонта в наклонно направленных скважинах. Выполнено более 20 операций. Благодаря адресному подходу к подбору скважин-кандидатов, учету рисков и качественному проектированию удалось достичь рентабельных приростов добычи. Полученные результаты позволяют расширить область применения технологии ГРП на месторождения ОАО «Удмуртнефть».

Проведено испытание технологии заканчивания горизонтальных скважин многостадийным кислотно-проппантным гидроразрывом низкопроницаемых карбонатных пластов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Успешное проведение многостадийного кислотно-проппантного ГРП в трех горизонтальных скважинах Есенейского и Мишкинского месторождений позволило расширить область применения предложенной технологии и доказало эффективность данного метода в зонах, условно рискованных с точки зрения прорыва в водоносные горизонты. Таким образом, показано, что учет геологических факторов, свойств пласта и тщательная проработка дизайна операции дают возможность применять кислотно-проппантный ГРП в наклонно направленных и горизонтальных скважинах ОАО «Удмуртнефть».

Список литературы

1. Перспективные технологии разработки и вовлечения запасов низкопроницаемых доломитовых коллекторов Восточной Сибири / С.Ю. Паньков, Р.А. Мухутдинов, А.М. Хайдар [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 48–51.

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

3. Baumgarten D., Bobrosky D. Multi-Stage Acid Stimulation Improves Production Values in Carbonate Formations in Western Canada // SPE 126058. – 2009.

4. Post-Stimulation Results and Analysis of Highly Successful Multi-Stage Acid Fracturing Campaign Performed in Tight Gas Carbonate Formations in Saudi Arabia / С.A. Franco, J.R. Solares, N.S. Al-Shammari [et al.] // SPE 136923. – 2010.

5. Challenging Horizontal Open Hole Completion in Carbonates: A Case History on Mechanical Isolation and Selective Stimulation in Campos Basin, Brazil / J.I. Jouti, G. Rafainer, A. Ferreira [et al.] // SPE 69585. – 2011.

6. Successful Implementation of Horizontal Multi-Stage Fracturing Enhanced Gas Production in Heterogeneous & Tight Gas-Condensate Reservoirs: Case Studies / Hamoud A Al-Anazi, D. M. Abdulbaqi, Ali H. Habbtar, Adnan A Al-Kanaan  // SPE 161664. – 2012.

7. Microseismic Monitoring of a Restimulation Treatment to a Permian Basin San Andres Dolomite Horizontal Well / J.A. Quirein, C. Kessler, J.M. Trela [et al.] // SPE 110333. – 2007.

8. Success Criteria for Multistage Fracturing of Tight Gas in Saudi Arabia / Zillur Rahim, Adnan Al-Kanaan, B. Johnston [et al.]  // SPE 14906. – 2011.

9. Multistage Fracturing in Horizontal Open Hole Completions: Case Studies for Low Permeability Fomations in China / E. Hill, J. Xiaoming, L. Yongxiang [et al.] // IPTC 15095. – 2011.

Одной из задач, которую исследователи ставят перед рентгеновской компьютерной микротомографией, является регистрация флюидов - нефти, воды и газа - в поровом пространстве пород-коллекторов. В открытой литературе в настоящее время можно найти немало работ на эту тему, но основная их часть выполнена на насыпных моделях либо грубодисперсных породах. Использование объектов с размером пор и каналов в несколько десятков или даже сотен микрометров позволяет проводить съемку с микронным разрешением, достаточным для получения изображений смачивающих и несмачивающих фаз. Из-за недостаточности разрешения тонкопористые насыщенные системы не изучают, хотя именно они составляют значительную долю коллекторов нефти и газа.

В оценены возможности и представлены новые подходы к применению рентгеновской компьютерной микротомографии для определения остаточной водонасыщенности пористых сред. Из-за отсутствия практического применения задача непосредственной визуализации фаз из данных съемки не ставилась. Принятию такого решения способствовал анализ капиллярных кривых исследованных образцов керна – значительная часть фильтрующих каналов и тем более поры, заполненные остаточной водой, имеют субмикронный размер.

Опробованы четыре методики получения коэффициента остаточной водонасыщенности: выделение спектра поглощения водной фазы с рентгеноконтрастом и без него; анализ интегральных интенсивностей спектров поглощения; анализ поля скоростей однофазной фильтрации (полностью расчетная методика). Последние две методики являются новыми и применяются для изучения горных пород впервые. Результаты определения остаточной водонасыщенности по новым методикам сопоставлены с лабораторными измерениями. Расчетная методика, анализирующая поле скоростей однофазной фильтрации, позволила по ограниченному числу съемок получить корреляционные связи пористости и остаточной водонасыщенности, близкие к фактическим лабораторным связям для всего пласта.

Список литературы

1. Fast microtomography using high energy synchrotron radiation / Di Michiel Marco, J.M. Merino, D. Fernandez-Carreiras [et al.] // Review of Scientific Instruments. – 2005. – V. 76.

2. Measurement and prediction of the relationship between capillary pressure, saturation, and interfacial area in a NAPL‐water‐glass bead system / M.L. Porter, D. Wildenschild, G. Grant, J.I. Gerhard // Water resources research. – 2010. – V. 46.

3. Petrovic A.M., Siebert J.E., Rieke P.E. Soil bulk-density analysis in 3 dimensions by computed tomographic scanning // Soil Sci Soc Am J. – 1982. – V. 46 (3). – P. 445–450.

4. Withjack E.M. Computed tomography for rock-property determination and fluid-flow visualization // SPE Format Evaluat. – 1988. – № 3(4). – Р. 696–704.

5. Pore level imaging of fluid transport using synchrotron X-ray microtomography / M.E. Coles [et al.] // J Petrol Sci Eng. – 1998. – V. 19 (1–2). – P. 55–63.

6. Using X-ray computed tomography in hydrology: systems, resolutions, and limitations / D. Wildenschild, J.W. Hopmansc, C.M.P. Vazd, [et al.] // Journal of Hydrology. – 2002. – V. – 267. – P. 285–297.

7. Turner M. Three-dimensional imaging of multiphase flow in porous media // Physica A. – 2004. – V. 339 (1–2). – P. 166–72.

8. Microtomography and pore-scale modeling of two-phase fluid distribution / D. Silin, L. Tomutsa, S.M. Benson, T.W. Padzek // Transport in Porous Media. – 2011. – V. 86. – № 2. – P. 495–515.

9. Al-Raoush R., Willson C. A pore-scale investigation of a multiphase porous media system // J Contam Hydrol. – 2005. – V. 77(1–2). – P. 67–89.

10. Matthew Andrew, Branko Bijeljic, Martin J. Blunt Pore-scale contact angle measurements at reservoir conditions using X-ray microtomography // Advances in Water Resources. – 2014. – V. 68. – P. 24–31.

11. Pore-Scale Imaging of Oil and Wettability in Native-State, Mixed-Wet Reservoir Carbonates / N. Dodd, R. Marathe, J. Middleton [et al.] // International Petroleum Technology Conference, 19-22 January, Doha, Qatar, 2014.

12. Imaging of pore scale distribution of fluids and wettability / M. Kumar [et al.] // International symposium of the society of core analysts. SCA2008-16. – 2008.

13. Applications of X-ray Computed Tomography in the Geosciences / F. Mees, R. Swennen, M. Van Geet, P. Jacobs // The Geological Society. – 2003.

14. Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской микротомографии для решения задач петрофизики / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов, Н.А. Веремко, Н.Е. Грачев, Д.С. Сенин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 19–23.

15.Апробация нового подхода к определению петрофизических связей по данным рентгеновской томографии / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2 – С. 36–40.

Известно, что дебит скважины, расположенной в центре зоны дренирования и эксплуатируемой на установившемся режиме при забойном давлении, превышающем давление насыщения, можно определить по формуле Дюпюи. При снижении давления на забое добывающей скважины ниже давления насыщения в зоне с пластовым давлением ниже давления насыщения в пласте формируется зона двухфазного течения (газ + жидкость), что приводит к снижению коэффициента продуктивности скважины. В этом случае для определения притока обычно используется соотношение Фогеля, требующее проведения хотя бы одного испытания скважины на приток. Комбинация формулы Дюпюи и соотношения Фогеля при вычислении коэффициента продуктивности позволяет получить композитную индикаторную кривую Фогеля. Скин-фактор отражает любое физическое или механическое явление, снижающее приток флюидов в скважину. Он зависит от несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия, загрязнения призабойной зоны пласта (скин-эффект), угла наклона скважины, проявления инерционных сил в зависимости от темпа отбора и др. Сделано предположение, что с помощью подхода, основанного на использовании скин-фактора, можно учитывать не только степень изменения свойств призабойной зоны скважины, но и другие эффекты, приводящие к изменению дебита скважины. Одним из таких эффектов может быть формирование зоны двухфазного течения при снижении забойного давления ниже давления насыщения. В работе статье представлена обобщенная зависимость Дюпюи – Фогеля для оценки дебита добывающей скважины при любых значениях забойного давления по отношению к давлению насыщения, а также оценка дебитов фактических добывающих скважин.

Список литературы

1. Иконникова Л.Н., Золотухин А.Б. Оценка забойного давления фонтанирующей скважины при его значении ниже давления насыщения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 2. – С. 61–68.

2. Иконникова Л.Н., Золотухин А.Б. Прогнозирование дебита скважины после соляно-кислотной обработки при забойном давлении ниже давления насыщения // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 2. – С. 35–37.

3. Zolotukhin А., Risnes R., Mishchenko I. Performance of oil and gas wells // Stavanger: Stavanger University, 2007. – 273 p.

4. Мукерджи Х. Производительность скважин // Руководство, 2-е изд., дополненное. – М., 2001. – 184 с.

Технология многостадийного гидроразрыва (МГРП) пласта становится одним из основных методов интенсификации притока в горизонтальных скважинах. Несмотря на значительный опыт, накопленные инженерные знания и появление на рынке достаточного числа производителей оборудования для МГРП, при планировании и проведении МГРП в горизонтальных скважинах возникает необходимость решения следующих вопросов: обоснование длины горизонтальной скважины; выбор числа зон МГРП, расстояния между портами и расстановки заколонных пакеров; проверка выхода шаров в случае использования шаровой технологии и др. Указанные задачи в определенной степени могут быть решены с помощью традиционных промыслово-геофизических исследований (ПГИ). Однако проведение ПГИ в горизонтальных скважинах с МГРП в большинстве случаев ограничено рядом осложняющих технологических факторов, которые снижают охват скважин исследованиями. Большинство вопросов, связанных с исследованиями горизонтальных скважин с МГРП, может быть решено с помощью технологии стационарных интеллектуальных химических маркеров, установленных на элементах заканчивания. Данная технология предполагает установку специальных полимерных матриц, содержащих химические маркеры для воды и нефти, в каждой зоне МГРП на оборудовании заканчивания. При контакте с целевым флюидом (водой или нефтью) полимерные матрицы начинают выделять данные химические маркеры, которые выносятся вместе с потоком пластового флюида. Отбирая пробы на поверхности и проводя последующий анализ, можно решить широкий круг задач ПГИ без его проведения, в том числе оценить качество освоения скважины, проверить выход шаров или срабатывание сдвижных муфт, количественно оценить интервалы притока, определить интервалы прорыва воды и выбрать зоны для повторного гидроразрыва.

В статье представлены практические примеры использования технологии интеллектуальных индикаторов притока для мониторинга скважин с МГРП.

Список литературы

1. Бурение и заканчивание длинных горизонтальных скважин с МГРП как ключ к рентабельной разработке ТРИЗ /В.Б. Карпов, К.В. Рымаренко, И.А. Ишимов [и др.]. – EAGE Горизонтальные скважины 2017.

2. Семикин Д.А., Нухаев М.Т. Обзор систем мониторинга работы протяженных горизонтальных скважин при разработке контактных запасов// EAGE Горизонтальные скважины 2017.

3. Williams B., Vilela A. Wireless Reservoir Surveillance Using Intelligent Tracers // SPE 152660. – 2012.

4. Nyhavn F., Dyrli A.D. Permanent Tracers Embedded in Downhole Polymers Prove Their Monitoring Capabilities in a Hot Offshore Well // SPE 135070. – 2010.

5. Mjaaland S., Gudding E., Andresen C.A. Wireless inflow monitoring in a subsea field development: A case study from the hyme field, offshore mid-Norway // SPE 170619. – 2014.

Одним из основных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях битумов и высоковязкой нефти является закачка пара и горячей воды. Эффективность тепловых методов в значительной степени определяют параметры теплоносителя на забое скважины, но, как правило, известны лишь параметры теплоносителя на устье. При закачке теплоносителя, особенно в глубокие скважины, большая часть тепловой энергии теряется в процессе движения от устья к забою. Поэтому для оценки эффективности закачки пара необходимо постоянное проведение термогидродинамических исследований (ТГДИС) с целью определения состояния теплоносителя на забое. В этих условиях особую актуальность приобретает разработка алгоритмов расчета свойств теплоносителя при движении по стволу скважины. В статье описан подход к прогнозу параметров теплоносителя при проведении закачки пара. Данный подход основан на сопряжении решения уравнения теплопроводности для расчета тепловых потерь и уравнения движения парожидкостной смеси в скважине. Подход может быть также реализован с заданием средних теплопотерь по стволу скважины, когда они определены в результате проведения ТГДИС. Предложенная методика может быть без труда реализована в электронных таблицах, а используемые при ее разработке корреляции для свойств пара и воды имеют широкий диапазон применения. Простота реализации и универсальность рассматриваемых алгоритмов позволяют, не имея специальных знаний в области тепловых методов, быстро проводить инженерные расчеты для прогноза состояния теплоносителя в стволе скважины, оценки технологической и экономической эффективности проекта целом. Важно, что представленный алгоритм позволяет оценить забойное давления в паронагнетательной скважине. Это дает возможность выбирать режимы закачки пара на устье. Приведен пример использования алгоритма на реальном проекте компании АО «Зарубежнефть».

Список литературы

1. Revised Release on the IAPWS Industrial Formulation 1997 for the Thermodynamic Properties of Water and Steam. – Lucerne: International Association for the Properties of Water and Steam, 2007. – 49 c.

2. Вукалович М.П. Термодинамические свойства воды и водяного пара. – М.: Машгиз, 1955. – 92 с.

3. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика. – Т.VI. Гидродинамика. – М.: Наука,1986. – 736 с.

4. Карслоу  Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. – М.: Наука, 1964. –  488 с.

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

6. Technology for the thermal treatment of the productive formations of the Boca de Jaruco field: challenges, opportunities, prospects / I.S. Afanasiev, E.V. Yudin, T.A. Azimov [et al.] // SPE 176699. – 2015.

7. Evaluation of Recovery Technologies for the Grosmont Carbonate Reservoirs / Q. Jiang, J. Yuan, J. Russel-Houston [et al.] // PETSOC-2009-067.

8. Yudin E.V., Petrashov O.V., Osipov A.V. Results of pilot work on extraction of natural bitumens from oil-wet fractured carbonate rocks: Boca de Jaruco field case // SPE 187683. – 2017.

Рассмотрен подход к оптимизации работы дожимных насосных станций (ДНС), осуществляющих перекачку жидкости по общему трубопроводу, предусматривающий их согласованную последовательную работу. Обеспечение последовательной работы нескольких ДНС на общий трубопровод требует корректировки режимов их эксплуатации вследствие непостоянства количества перекачиваемой жидкости. Изменение периодов и продолжительности работы насосов может привести к совмещению во времени работы нескольких ДНС. Нарушение согласованности в работе ДНС сопровождается неравномерностью перекачки жидкости, ростом давления в трубопроводе, большим потреблением электроэнергии и увеличением удельных затрат на перекачку жидкости. В условиях периодической связи диспетчера с ДНС через установленные интервалы времени контроль изменений и корректировка режимов их эксплуатации выполняется с запаздыванием, что может привести к нарушению согласованности и совмещению работы ДНС во времени. Для обеспечения согласованного режима работы при каждом сеансе связи с ДНС необходимо выполнять прогнозную оценку возможных изменений в режимах их работы, например, до следующего сеанса связи. Для прогнозирования необходима информация о текущем состоянии ДНС: уровне жидкости в емкости, скорости его изменения, состоянии насоса. На основе данной информации для согласуемых ДНС рассчитываются необходимые продолжительность заполнения емкости и продолжительность работы насоса. Если остаточная продолжительность заполнения емкости меньше продолжительности работы насоса, то делается вывод о возможности нарушения согласованного режима работы. При прогнозировании нарушения согласованности корректировку режимов работы ДНС предложено выполнять при текущем сеансе связи. Корректировка режимов работы ДНС осуществляется изменением уставок верхних или нижних технологических уровней жидкости в емкостях, т.е. изменением объемов заполняемой части емкостей на ДНС.

Список литературы

1. Соболев С.А., Фаттахов Р.Б. О согласовании режимов работы дожимных насосных станций // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 6. – С. 122–125.

2. Пат. 2367821 РФ, МПК F 04 D 15/00. Способ регулирования режима работы двух дожимных насосных станций, осуществляющих периодическую откачку жидкости в один и тот же трубопровод / Л.П. Пергушев, Р.Б. Фаттахов, Р.З. Сахабутдинов, С.А. Соболев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2008120163/06; заявл. 20.05.08; опубл. 20.09.09.

3. Зайдель А.Н. Элементарные оценки ошибок измерений. – Л.: Наука, 1968. – 96 с.

Рассмотрен опыт применения плунжерного лифта на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, где основным способом эксплуатации добывающих скважин является газлифт. В статье дано описание конструкции добывающих газлифтных скважин и необходимые технологические параметры режимов их работы, а также кратко представлены свойств продуктивного пласта месторождения. Показано влияние конструкции внутрискважинного оборудования газлифтных скважин и фонтанной арматуры на эффективность применения технологии плунжерного лифта. Рассмотрены проблемы, которые возникли при проведении опытно-промысловых испытаний технологии плунжерного лифта. Рассмотрена эволюция основных конструктивных элементов технологии, представлено описание элементов, подвергшихся модернизации, и указаны причины, по которым были внесены изменения в конструкцию элементов оборудования технологии плунжерного лифта. Определены ключевые показатели эффективности применения технологии на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Показано влияние этой технологии на основные технологические показатели работы низкодебитных газлифтных скважин и скважин, работающих в периодическом режиме, такие как снижение удельного расхода газлифтного газа, дебит скважин и др. Показано влияние технологии плунжерного лифта на образование асфальтосмолоппарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации скважин. Отмечены преимущества применения технологии плунжерного лифта при эксплуатации низкодебитных и периодически работающих газлифтных скважин, осложненных АСПО, в сравнении с эксплуатацией газлифтных скважин работающих в постоянном технологическом режиме.

Список литературы

1. Саранча А.В., Саранча И.С., Митрофанов Д.А. Технологии добычи низконапорного сеноманского газа // Электронный научный журнал «Современные проблемы науки и образования». – 2015. – Вып. 1 (часть 1). – https://science-education.ru/pdf/2015/1/1102.pdf

2. Медко В.В. Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров: автореф. дис. канд. техн. наук. – М., 2007.

3. Ли Дж. Ф., Роулан Л. Выбор механизированного способа эксплуатации // ROGTEC Magazine. – 2014. – № 1: https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/10/09_ArtificialLift.pdf.

4. Recommended Practices for Design and Operation of Intermittent and Chamber Gas-lift Wells and Systems // API recommended practice 11V10. First edition. – June 2008.

Рассмотрена проблема образования участков негерметичности в обсадных колоннах скважин ОАО «Сургутнефтегаз», которое связано с коррозионными процессами, протекающими в процессе эксплуатации. Отмечено, что растет число скважин с участками негерметичности, которые проработали менее 10 лет. Приведены результаты исследований эксплуатационных колонн. Для скважин определены направления развития коррозии обсадных труб и глубины интервалов, для которых характерны коррозионные процессы. Исследованы факторы, влияющие на расположение коррозионных участков в скважинах различного назначения. Показано, что скорости коррозии обсадных колонн скважин, эксплуатирующих один и тот же объект, различаются. Рассмотрены факторы, способствующие как ускорению, так и замедлению коррозии в скважинных условиях. Изучена степень влияния рассматриваемых факторов на образование участков негерметичности. Дано обоснование механизма развития внутренней коррозии эксплуатационной колонны, показано отсутствие влияния сеноманской воды на образование участков негерметичности в скважинах. Исследована зависимость растворимости углекислого газа в воде от давления и температуры. Сделано предположение, что скорость коррозии максимальна в интервалах, которым соответствует максимальная степень растворения углекислого газа.

Для установления типа коррозии в скважинах были отобраны образцы коррозионных отложений с обсадных труб и НКТ. Результаты ренгенофазового анализа показали преимущественное содержание в коррозионных отложениях кристаллической фазы сидерита и гидроксокарбоната (75-99%). Это свидетельствует об углекислотном типе коррозии в скважинах и согласуется с результатами исследований многих специалистов, определяющих причины коррозии эксплуатационных колонн в скважинах месторождений Западной Сибири.

Список литературы

1. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 332 с.

2. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения / В.Г. Мухаметшин, В.В. Завьялов, Ф.Я. Канзафаров [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2013. – Вып. 1. – С. 22.

3. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2 – коррозия нефтегазопромыслового оборудования. – М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. – 188 с.

Climate warming, which has been going on the territory of Russia with the speed of two and a half times as much as global warming, has become the reason of permafrost melting, which takes more than half of the territory of the Russian Federation. According to IPCC’s estimates, the warming which has been since the middle of the 20th century is human induced with probability of 95%. That is why the construction and operation of oil wells may lead to acceleration of permafrost degradation process, which will cause numerous technogenic accidents. In this regard development of thermal protective equipment is a crucial task. The central focus of research and design work is development of passive thermal protective equipment like thermal insulated direction, oil well tubing etc., and also development of active thermal protective equipment – heat stabilizers with the use of coolants, for example, ammonia, Freon R22, but these devices have got some drawbacks. That is why in order to create effective and environmental friendly thermal protective equipment it is necessary to develop new technology, which would be able to control and react swiftly on natural and man-induced impact on permafrost.

In our opinion, downhole thermoelectric device can be used as such technology. It means thermal flow control in the system “well-permafrost” by regulating current rate and voltage in thermoelectric elements with optional use of thermal conductivity of different materials for improving effectiveness of their work. In this article the results of experimental investigation of temperature distribution along the plate surface from the action of thermoelectric element have been included, experimental data with theoretical values of Green functions and the suggested formula have been compared. The conclusion concerning the possibility of designing a downhole thermoelectric device for thermal flow control in the system “well-permafrost” has been drawn.

References

1. Vtoroy otsenochnyy doklad Rosgidrometa ob izmeneniyakh klimata i ikh posledstviyakh na territorii Rossiyskoy Federatsii. Obshchee rezyume (The 2nd assessment report of Roshydromet on climate change and its consequences on the territory of the Russian Federation. General summary), Moscow: Publ. of Rosgidromet, 2014, 60 p.

2. O sostoyanii i ispol'zovanii mineral'no-syr'evykh resursov Rossiyskoy Federatsii v 2013 godu. Gosudarstvennyy doklad (On the state and use of mineral resources in the Russian Federation in 2013. State report), Moscow: Publ. of Ministry of Natural Resources and Ecology of the Russian Federation, 2013, 387 p.

3. Eliseeva O.A., Luk'yanov A.S., On system estimation of economically acceptable resourses of Russian oil and gas provinces taking into account innovation technologies  (In Russ.), Georesursy. Geoenergetika. Geopolitika, 2014, no. 1, URL: http://oilgasjournal.ru/vol_9/eliseeva.pdf

4. Molchanov V.P., Akimov V.A., Sokolov Yu.I., Riski chrezvychaynoy situatsii v Arkticheskoy zone Rossiyskoy Federatsii (Risks of an emergency in the Arctic zone of the Russian Federation), Moscow: Publ. of FGBU VNII GOChS (FTs), 2011, 300 p.

5. Kontorovich A.E., Epov A.I., Burshteyn L.M. et al., Geology and hydrocarbon resources of the continental shelf in Russian Arctic seas and the prospects of their development (In Russ.), Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 2010, V. 51, no. 1, pp. 7–17

6. Polozkov A.V., Bliznyukov V.Yu. et al., Investigation of thermal regimes during testing, development of exploratory and production wells in permafrost (In Russ.), Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more, 2008, no. 7, pp. 15-21.

7. Bykov I.Yu., Marakasova I.S., Analysis of the factors of the preparative when choosing a thermal protection equipment (In Russ.), Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more, 2010, no. 8, pp. 9–13.

8. Bykov I.Yu., Bobyleva T.V., Termozashchita konstruktsiy skvazhin v merzlykh porodakh (Thermal protection of well structures in frozen rocks), Ukhta: Publ. of USTU, 2007, 131 p.

9. Pavlova P.L., Kolosov M.V., Kondrashov P.M., Zen'kov I.V., The development of a prototype device for thermal stabilization of permafrost (In Russ.), Neftegazovoe delo, 2014, no. 6, pp. 679–697.

10. Medvedskiy R.I., Stroitel'stvo i ekspluatatsiya skvazhin na neft' i gaz v vechnomerzlykh porodakh (Construction and operation of wells for oil and gas in permafrost), Moscow: Nedra Publ., 1987, 230 p.

11. Ioffe A.I., Stil'bans L.S., Iordanishvili E.K., Stavitskaya T.S., Termoelektricheskoe okhlazhdenie (Thermoelectric cooling), Publ. of AS of USSR, 1956, 113 p.

12. Patent no. 2500880 RF, MPK E21B36/00, Device for heat insulation of wells in permanently frozen ground, Inventors: Kolosov V.V., Birikh R.A., Pavlova P.L., Lunev A.S.

13. Isachenko V.P., Osipova V.A., Sukomel A.S., Teploperedacha (Heat transfer), Moscow: Energiya Publ., 1975, 488 p.

14. Aramanovich I.G., Levin V.I., Uravneniya matematicheskoy fiziki (Equations of mathematical physics), Moscow: Nauka Publ., 1969, 287 p.

15. Pavlova P.L., Kondrashov P.M., Zen'kov I.V., Results of temperature change study in a wellhead oil and gas pipe with the use of a thermoelectric cooling device (In Russ.), Vestnik IrGTU, 2016, no. 4, pp. 46–53

Рассмотрены компоновочные решения и способы энергообеспечения подводных перекачивающих комплексов с регулируемыми электроприводами многофазных насосов. Сформулированы основные положения, показывающие преимущества использования подводных перекачивающих комплексов взамен традиционных технических средств транспортировки углеводородов (газовозов и танкеров) в части эксплуатационно-технических характеристик, управления процессом транспортировки, экономической, ресурсной, экологической эффективности и безопасности. Показано также, что в настоящее время на основе регулируемых электроприводов и многофазных насосов создаются высоконадежные и безопасные агрегаты в других отраслях промышленности, а подводные агрегаты уже имеют успешный опыт экспериментальной и промышленной эксплуатации на шельфовых трубопроводных системах различных стран.

Рассмотрены различные способы традиционной компоновки перекачивающих комплексов. Показано, что такие агрегаты могут иметь горизонтальную или вертикальную компоновку с одним или несколькими насосами. Подвод и отвод потока многофазной смеси углеводородов может осуществляться радиально или горизонтально, в зависимости от особенностей установки и эксплуатации. Предложен способ компоновки интегрируемого в подводный трубопровод перекачивающего комплекса на основе регулируемой с помощью полупроводникового преобразователя приводной машины с проточным ротором. Особенности разработанной компоновки закачаются в использовании осевого ротора-компрессора, мехатронной конструкции комплекса, установки на дне без фундаментного основания, модульности. Предложена структура преобразователя частоты распределенного типа, позволяющего эффективно обеспечивать управление технологическим процессом транспортировки углеводородов и снабжение электроэнергией ротора-компрессора подводного перекачивающего комплекса. Использование разработанного преобразователя частоты позволяет решить энергетические проблемы и проблемы надежности преобразователей частоты других структур.

Представлены основные перспективные районы применения подводных перекачивающих комплексов.

Список литературы

1. Multiphase pumping twin-screw pumps – understand and model hydrodynamics and hydroabrasive wear / G. Vetter, W. Wirth, H. Korner, S. Pregler // Proceedings of the 17-th international pump users symposium. – Bryan: Texas University. – 2000. – P. 153–169.

2. Hjelmeland M., Olsen A.B. Advances in sabsea wet gas compression technologies // International Petroleum Technology Conference. – Bangkok: Society of Petroleum Engineers. – 2011. – P. 1–9.

3. Fernandez D. MAN Diesel & Turbo Technology Update – Subsea Compression // MAN Diesel & Turbo. – 2016. – № 1. – Р. 1–15.

4. Васильев Б.Ю., Мардашов Д.В. Электромеханические системы подводных перекачивающих комплексов транспортировки углеводородов с шельфовых месторождений арктических морей // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №1. – С. 85–89.

5. Васильев Б.Ю. Подводные технологии освоения арктического шельфа Мировой и российский опыт // Оil and gas journal Russia. – 2016. – № 2. – С. 68–72.

6. Васильев Б.Ю. Развитие отечественного нефтепромыслового морского флота, подводного технического парка и шельфовых проектов в современных условиях // Газовая промышленность. – 2015. – № 5 (722). – С. 86–91.

7. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике / А.Б. Золотухин [и др.]. – М.: Нефть и газ, 2000. – 770 с.

8. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д. Электротехнические установки и комплексы нефтегазовой промышленности. – М.: Недра, 2000. – 487 с.

9. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. – М.: Нефть и газ, 1999. – 463 с.

10. Энергоснабжение и автоматизация энергооборудования компрессорных станций / А.Ф. Пужайло [и др.] // Под ред. О.В. Крюкова. – Нижний Новгород: Гипрогазцентр. – 2011. – 455 с.

11. Шабанов В.А. Основы регулируемого электропривода основных механизмов бурения, добычи и транспортировки нефти. – Уфа: УГНТУ, 2009. – 156 с.

В статье рассмотрены результаты исследования напряженно-деформированного состояния и обеспечения прочности подземного участка нефтепровода в карстовой зоне с нарушением проектного положения при установке на концах рассчитываемого участка и в его подземных частях компенсаторов-упоров, предназначенных для снятия продольных сжимающих усилий в стенке трубы. Моделирование трубопровода выполнено с использованием стержневой системы, состоящей из криволинейных и прямолинейных стержней трубчатого сечения. Расчеты напряженно-деформированного состояния выбранного участка трубопровода в карстовой зоне проведены для следующих случаев: 1) концы участка трубопровода защемлены грунтом; 2) в месте выхода трубопровода на поверхность земли установлены компенсаторы; 3) в подземной части трубопровода установлены компенсаторы-упоры (П-образные), составленные из стандартных отводов с радиусом кривизны 35 м и прямолинейных труб; 4) в месте выхода трубопровода на поверхность земли и его подземной части установлены компенсаторы. Результаты расчетов представлены в виде эпюр основных характеристик напряженно-деформированного состояния нефтепровода и таблиц, в которых приведены экстремальные значения этих характеристик. Расчетным путем выявлено, что установка компенсаторов-упоров приводит к уменьшению не только напряжений от продольных усилий сжатия трубы в подземной части, где грунт ослаблен развитием карста, но и экстремальных значений напряжений при изгибе и максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений. Установка компенсаторов на концах рассчитываемого участка при наличии в его подземной части компенсаторов-упоров оказалась не только малоэффективным, но даже опасным мероприятием.

Список литературы

1. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра, 1982. - 340 с.

2. СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. – М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2013. – 100 с.

3. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов / А.М. Шаммазов, Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – Т. 1. – М.: Интер, 2005. – 706 с.

4. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов / А.М. Шаммазов, Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – Т. 2. – М.: Интер, 2006. – 564 с.

5. Коробков Г.Е., Зарипов Р.М., Шаммазов И.А. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации. – СПб.: Недра, 2009. – 409 с.

В статье дано описание натурных коррозионных испытаний, которые проводятся в условиях прокладки подземных нефтепроводов. Целью испытаний является изучение закономерностей коррозионных процессов, протекающих при эксплуатации подземных нефтепроводах. Места установки образцов выбраны на основании данных технических отчетов о коррозионных обследованиях и внутритрубной дефектоскопии. Образцы устанавливали в непосредственной близости от стенки нефтепроводов на глубине их прокладки, часть образцов подключали к системе электрохимической защиты, остальные подвергались свободной коррозии. Условия испытаний контролировали с помощью измерений при установке, выдержке и извлечении образцов. Скорость коррозии определяли гравиметрическим методом и по глубине коррозионных дефектов на образцах-свидетелях. Разработана методика исследований, включающая закладку образцов и их извлечение в несколько партий. Проведен анализ полученных данных. По результатам выемки первой партии сделаны предварительные выводы о степени влияния контролируемых параметров на скорость коррозии трубных сталей в условиях прокладки выбранных для исследования трубопроводов. Установлено, что удельное сопротивление грунта адекватно отражает степень его коррозионной агрессивности в диапазоне значений до 30 Ом∙м. Оценка коррозионной ситуации на потенциально наиболее коррозионно-опасных участках магистральных трубопроводов свидетельствует о нормативном состоянии системы противокоррозионной защиты. Предпринята попытка построения регрессионных зависимостей скорости коррозии трубной стали от параметров системы электрохимической защиты и коррозионных условий. Полученные результаты будут учтены в нормативной документации ПАО «Транснефть».

Список литературы

1. Лисин Ю.В. Исследования физико-химических свойств стали длительно эксплуатируемых трубопроводов, оценка ресурса безопасной работы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. – № 4 (20). – С. 18–28.

2. Техническое состояние и концепция развития системы защиты от коррозии объектов ОАО «АК «Транснефть» / Т.С. Мустафин, Д.А. Неганов, Н.Н. Скуридин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – №3 (19). – С. 6–11.

3. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. – 2-е изд, стереотипное. Перепечатка с издания 1976 г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2006. – 472 с.

4. Romanoff M. Underground corrosion // NBS Circular 579. – 1957. – 228 с.

5. Barlo T.J. Field Testing the Criteria for Cathodic Protection of Buried Pipelones. – Washington DC: American Gas Association. 1994. – 376 р.

6. Leeds S.S., Cottis R.A. The influence of Cathodically Generated Surface Films on Corrosion and the Currently Accepted Criteria for Cathodic Protection // Corrosion-2009, 22-26 March, Atlanta, Georgia//Conference Paper NACE-09548.

7. Dc stray currents: Evaluation of the relevance of the risk assessment criterion proposed by the European Standard EN 50162 – Part 2 / L. Sanders, E. Fleury, S. Fontaine, V. Vasseur // European Corrosion Congress «EUROCORR-2017» – Praha, Czech Republic, 2017//Paper № 76481.

8. Практика обследования системы противокоррозионной защиты трубопровода на переходе через железную дорогу / И.Ю. Копьев, А.М. Пушкарев, А.В. Гончаров, В.А. Попов // Практика противокоррозионной защиты. – 2013. – № 1 (67). – С. 52–65.

Впроцессе трубопроводного транспорта жидкостей при низких температурах увеличиваются энергозатраты на перекачку единицы объема жидкости в связи с повышением ее вязкости. Традиционными способами улучшения текучести нефти являются подогрев, использование депрессорных присадок, а также разбавление маловязким растворителем. Эти способы требуют больших энергетических и материальных затрат, но они эффективны при ламинарном режиме течения. На практике нефть и нефтепродукты перекачивают по магистральным нефтепроводам чаще всего в турбулентном режиме, при котором скорость перекачки значительно меньше зависит от вязкости жидкости

Проведены теоретические и экспериментальные исследования влияния температуры на скорость турбулентного течения углеводородных жидкостей с полимерными добавками. Актуальность таких исследований обусловлена тем, что в настоящее время противотурбулентные присадки для перекачки нефти по трубопроводам используют в регионах мира с жарким или умеренным климатом, поэтому актуальной задачей является теоретическое и экспериментальное обоснование применения таких присадок в зонах с отрицательной среднегодовой температурой, например, в Арктике. Установлено, что понижение температуры среды благоприятно влияет на технологическую эффективность противотурбулентных добавок и повышает экономическую целесообразность их использования в северных широтах.

Выполнено сравнительное тестирование противотурбулентной эффективности присадок коллоидной формы зарубежного производства (Baker, Necadd, X-Pand и Liquid Power), а также присадки российского производства esm-68. Установлено, что наибольшей противотурбулентной эффективностью в широком интервале температуры обладает присадка Baker, которой незначительно уступает российская присадка esm-68. Проведенными экспериментами показано, что оптимальная концентрация присадки, при которой достигается максимальное эффект снижения сопротивления при переходе из положительной области температур в отрицательную область, уменьшается примерно в 2 раза. Полученный результат свидетельствует о перспективности применения противотурбулентных присадок в арктической зоне.

Список литературы

1. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров [и др.]. – М.: Недра, 1988. – 368 с.

2. Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов / В.Б. Галеев, В.И. Храменко, Е.М. Сощенко, Л.А. Мацкин. – М.: Недра, 1973. – 360 с.

3. Противотурбулентные присадки для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / М.М. Гареев, Ю.В. Лисин, В.Н. Манжай, А.М. Шаммазов. – С.-Пб.: Недра, 2013. – 228 с.

 4. Белоусов Ю.П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. – Новосибирск: Наука, 1986. – 144 с.

5. Toms B.A. Some observations of the flow of linear polymer solution through straight tubes at large Reynolds numbers // Proceeding International Congress on Rheology. – Amsterdam. – 1949. – V. 2. – Р. 135–141.

6. Гареев М.М., Несын Г.В., Манжай В.Н. Результаты введения в поток нефти присадки для снижения гидравлического сопротивления // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 10. – С. 30–31.

7. Лабораторные исследования и промышленные испытания полимерной добавки для снижения энергозатрат на магистральных трубопроводах / В.Н. Манжай, А.В. Илюшников, М.М. Гареев [и др.] // Инженерно-физический журнал. – 1993. – Т. 65. – С. 515–517.

8. Эксперимент по снижению гидродинамического сопротивления на магистральном трубопроводе Тихорецк – Новороссийск / Г.В. Несын, В.Н. Манжай, Е.А. Попов [и др.] // Трубопроводный транспорт. –1993. – № 4. – С. 28–30.

9. Physico-chemical concept of drag reduction nature in dilute polymer solutions (the Toms effect) / V.N. Manzhai, Y.R. Nasibulina, A.S. Kuchevskaya, A.G. Filimoshkin // Chemical Engineering and Processing: Process Intensification. – 2014. – № 80. – С. 38–42.

10. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. – М.: Химия, 1977.– 438 с.

11. Механизм действия, оценка эффективности и особенности получения полимерных антитурбулентных присадок для транспорта углеводородных жидкостей / Г.В. Несын, В.Н. Манжай, Ю.В. Сулейманова [и др.] // Высокомолекулярные соединения. – 2012. –Т. 54. – № 1. – С. 65 – 72.

12. Смолл С.Р. Добавки, снижающие сопротивление течения в трубопроводах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1983. – № 6. – С. 58–60.

13. Мут Ч., Монахен М., Песето Л. Применение специальных присадок с целью снижения затрат по эксплуатации трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1986. – № 7. – С. 60–62.

14. Сравнительное исследование действия противотурбулентных присадок для углеводородных жидкостей / К.Б. Коновалов, А.В. Абдусалямов, В.Н. Манжай [и др.] // Краткие сообщения по физике ФИАН. – 2015. – № 12. – С. 36–42.

Процесс исследований керна и пластовых флюидов представляет собой большой комплекс работ, которые необходимо проводить в определенной последовательности с использованием основного и вспомогательного оборудования и привлечением специалистов и экспертов различной квалификации. В связи с этим возникает необходимость повышения эффективности и поддержания производительности и контроля качества результатов на высоком уровне, разработки новых технологий и подходов к исследованиям керна, отобранного из сложнопостроенных коллекторов. Это требует создания автоматизированной системы оперативной обработки большого массива текущей и исторической информации.

Для достижения поставленной задачи выполнен анализ текущего состояния механизмов управления массивами данных исследований. Разработан алгоритм управления деятельностью лабораторий на основе применения процессного подхода, методов планирования. Формализована процедура автоматизированной системы управления деятельности лабораторий. Разработано математическое обеспечение для реализации системы управления инженерными документами с учетом особенностей потоков работ, обеспечивающее необходимый мониторинг процессов исследований. Переход средств централизованного контроля и управления инженерными данными проекта на новую корпоративную портальную технологию «РН-ЛАБ», обеспечивающую единообразие в структурировании и систематизации данных отдельными лабораториями, позволит планировать загруженность лабораторий, специалистов и оборудования; оперативно оценивать и планировать загруженность оборудования и специалистов с учетом производительности; контролировать текущее состояние исследований и полученные результаты и др. При интеграции программного обеспечения лабораторного оборудования в «РН-ЛАБ» результаты исследований будут автоматически загружаться в информационное поле системы. Это даст возможность упростить систему подготовки отчетных материалов в соответствии с требованиями ГОСТ ИСО/МЭК 17025 и ГОСТ Р ИСО 900 и в целом повысить эффективность и производительность работы лабораторного центра, обеспечить прозрачность всех процессов.

Список литературы

1. Шарп Дж. Microsoft Visual C#. Подробное руководство // СПб.: Питер Жанр, 2017. – 848 с.

2. Васильков Ю.В., Василькова Н.Н. Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании. – М.: Финансы и статистика, 2002. – 256 с.

Необходимость развития российского рынка труда требует формирования современной, прозрачной и соответствующей основным международным подходам независимой оценки квалификаций (НОК), которая является важнейшим элементом национальной системы профессиональных квалификаций. НОК дает возможность работникам подтвердить свою квалификацию, повысить шансы успешного трудоустройства и профессионального роста, а работодателям – подтвердить конкурентоспособность компании за счет наличия квалифицированного персонала, сокращения затрат на подбор и обучении работников. НОК является единственной процедурой подтверждения соответствия  квалификационного уровня соискателей профессиональным стандартам, установлена законодательно и должна быть не зависимой от учебных заведений, осуществляющих профессиональную подготовку.
Участниками системы НОК являются Национальный совет при Президенте РФ по профессиональным квалификациям, Минтруд России, Национальное агентство по профессиональным квалификациям, советы по профессиональным квалификациям, центры оценки квалификаций (ЦОК), трудящиеся и работодатели.
Оценка квалификации происходит в форме профессиональных экзаменов в ЦОК, по итогам которых информация вносится в реестр сведений о проведении независимой оценки квалификации. При этом соискатели должны знать, что будут оценивать, но информация о том, как будут оценивать, не подлежит раскрытию. НОК базируется на определенных принципах, что должно обеспечить объективность оценочных процедур, отсутствие дискриминации при ее проведении и подведении итогов, открытость, право соискателя на конфиденциальность персональных данных. Большая работа в этом направлении по разработке оценочных материалов, организации и проведению профессиональных экзаменов проводится отраслевым советом по профессиональным квалификациям в нефтегазовом комплексе. При этом в рамках формирующейся системы независимой оценки квалификаций необходимо учитывать отечественный и международный опыт, в том числе материалы WorldSkills International.

Список литературы
Профессиональные стандарты в национальной системе профессиональных квалификаций нефтегазового комплекса / В.Г. Мартынов, И.Ю. Еремина, С.В. Кибовская [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 26–29.