Рассмотрена этапность развития науки и практики геолого-разведочных работ (UHH) на нефть и газ в Башкортостане. Впервые в нашей стране в Башкирии были созданы научные основы поисков и разведки месторождений нефти и газа платформенного типа. ГРР на нефть и газ эволюционировали на основе непрерывно развивавшихся теоретических воззрений. Они выражались в научном обосновании и установлении зон нефтегазонакопления, имеющих различный генезис. Локальные объекты приобретали перспективность, если они обнаруживались в пределах таких зон или контролировались региональными дизъюнктивами.

В соответствии с указанным научным принципом разведывались зоны нефтегазонакопления, связанные с нижнепермскими Ишимбайским барьерным рифом и складками кинзебулатовского типа; крупными валами туймазинского, серафимовского, шкаповского типов в терригенном девоне; погребенными прогибами Камско-Кинельской системы в верхнем девоне и терригенном нижнем карбоне; биогермами, структурными и неструктурными залежами в пределах татарского и башкирского палеошельфов. Открыты рукавообразные и кольцеобразные залежи; нефтяные скопления, контролируемые «малыми грабенами» конседиментационного и постседиментационного генезиса, зонами горстовидных дислокаций. Последние открытия способствовали коренному пересмотру представлений о геологическом строении юго-восточного склона Восточно-Европейской платформы.

ГРР на нефть и газ в Республике Башкортостан, развивавшиеся при непрерывном совершенствовании теоретических взглядов и методики поисков и разведки, позволили создать современную сырьевую базу углеводородов, насчитывающую более 210 месторождений, в том числе два гигантских.

Список литературы

1. Трофимук А.А. Нефтеносность палеозоя Башкирии. –М.: Гостоптехиздат, 1950. – 248 с.

2. Розанов Л.Н. История формирования тектонических структур Башкирии и прилегающих областей. – М.: Гостоптехиздат, 1957. – 207 с.

3. Голубев В.С. Характер соотношения структур в различных структурно-тектонических зонах платформенной части Башкирии // Тр. ин-та / УфНИИ. – 1963. – Вып. 9–10. – С. 98–105.

4. Ованесов Г.П. Формирование залежей нефти и газа в Башкирии, их классификация и методы поисков. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 296 с.

5. Драгунский А.К. Некоторые особенности тектоники и нефтеносности Приуфимского района Башкирии // Тр. ин-та / УфНИИ. – 1966. – Вып. ХV. – С. 127–136.

6. Геологическое строение отложений девона и нижнего карбона и методика геологопоисковых работ на нефть и газ в восточной части Башкирской АССР / К.С. Баймухаметов, Ю.Н. Кухаренко, Ф.И. Хатьянов, В.Д. Хлебников // Геология нефти и газа. – 1971. – № 9. – С. 8–14.

7. Новая нефтеносная зона, контролируемая грабенообразными прогибами в Башкирии / Н.Н. Лисовский, В.Д. Хлебников, Ю.Н. Кухаренко, Ф.И. Хатьянов // Геология нефти и газа. – 1974. – № 12. – С. 22–29.

8. Лозин Е.В. Тектоника и нефтегазоносность платформенного Башкортостана. В 2 частях. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 138 с.

9. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. – Уфа: Баш­НИПИ­нефть, 2015. – 704 с.

10. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области / Н.П. Егорова [и др.]. – Т. IV. – Башкирская АССР. – М.: Недра, 1975. – 240 с.

Рассмотрены основные предпосылки и факторы, приводящие к изменению петрофизических моделей коллекторов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, на примере нефтяных месторождений платформенной части Башкортостана. Для данных месторождений характерны ограниченный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), небольшой и неравномерный выносом керна, недостаточный комплекс лабораторных исследований, отсутствие точной привязки керна по глубине. Перечисленные недостатки обусловили значительные различия утвержденных параметров по соседним месторождениям, находящимся в одинаковых литофациальных зонах. Предпосылкой для пересмотра модели коллектора карбонатной пачки турнейского яруса некоторых месторождений является несоответствие динамики обводнения залежей с равными эффективными толщинами. Различный темп обводнения свидетельствует о неоднородности коллектора. Анализ обеспеченности добычи выявил залежи с низкой кратностью запасов, при этом падения добычи не наблюдается. Логичное объяснение в недооцененности порового объема. При пересмотре петрофизических моделей отмечен ряд значимых факторов, требующих учета при изменении традиционного взгляда на коллекторские свойства: подбор аналогов в условиях небольшого выноса керна, типизация коллекторов по литолого-структурным признакам, влияние особенностей современных исследований керна (методов и методик). Кроме того, проведен анализ влияния изменения петрофизической модели на подсчетные параметры, получаемые по результатам интерпретации материалов ГИС. В большинстве случаев снижение граничных значений коллекторских свойств приводит к увеличению эффективных толщин и уменьшению средневзвешенной пористости. Применение современных методических подходов к созданию петрофизических моделей обеспечивает дифференцированную оценку качества коллектора и должно сопровождаться изменением динамических параметров.

Список литературы

1. Влияние структурных и литологических особенностей на модель насыщения карбонатных коллекторов  среднего карбона  месторождений Республики Башкортостан / А.М. Хусаинова, Т.В. Бурикова, О.Р.  Привалова  [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 74–77.

2. Разработка интерпретационной модели при районировании карбонатных коллекторов турнейских отложений (на примере месторождений Республики Башкортостан) / А.М. Хусаинова, Т.В. Бурикова, Е.Н. Савельева [и др.] // В сб.  «Актуальные научно-технические решения нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть»». – 2016.– Вып. 124. – С. 68–75.

3. Привалова О.Р.,  Хусаинова А.М., Аминева Г.Р. Анализ электрических свойств и насыщения для различных петроклассов по данным ГИС карбонатных отложений среднего и нижнего карбона // В сб. тезисов докладов петрофизического научного семинара «Современные подходы к интерпретации ГИС, исследований керна и петрофизического моделирования». – Тюмень: ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2017. – С. 9.

4. Разделение карбонатных коллекторов по добычному потенциалу в условиях ограниченного комплекса ГИС, на примере месторождений РБ и НАО / К.Д. Шуматбаев, О.Р. Привалова, Г.Р. Аминева, А.В. Дворкин  // В сб. тезисов докладов петрофизического научного семинара «Современные подходы к интерпретации ГИС, исследований керна и петрофизического моделирования». – Тюмень: ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2017. – С. 10.

5. Методические подходы, опыт и перспективыразработки залежей турнейского яруса горизонтальными скважинами на Знаменскомнефтяном месторождении / А.Н. Червякова, А.О. Зубик, А.С. Душин [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 33–35.

Карбонатные отложения, как правило, характеризуются высокой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу, что связано с разнообразием структуры пустотного пространства. Такая неоднородность затрудняет оценку качества коллекторов и прогнозирование их петрофизических характеристик при интерпретации данных геофизических методов. Поэтому при создании петрофизической модели карбонатных отложений возникает необходимость обосновать значимые связи между петрофизическими и литологическими параметрами в условиях существующей геологической неоднородности, связанной с условиями осадконакопления и постседиментационными преобразованиями. Для решения данной задачи выполнено обобщение накопленных знаний о карбонатных отложениях верхнего девона платформенной части Башкортостана, которое потребовало тщательного изучения и глубокого анализа полученной информации. Результаты данного анализа использованы в качестве основы для создания базы опорной петрофизической информации и разработки петрофизической модели с учетом условий осадконакопления.

В статье приведено сопоставление выделяемой литолого-фациальной неоднородности и петрофизических свойств пород карбонатной толщи верхнего девона республики Башкортостан. Показано, что для каждой структурно-фациальной зоны характерен преобладающий комплекс литотипов со своими литологическими и текстурно-структурными особенностями. В качестве основного критерия при дифференциации карбонатных отложений верхнего девона на петрофизические классы обосновано применение типа пустотного пространства литологически однородных пород, учитывающего вторичные изменения. Петрофизические классы характеризуются собственными корреляционными уравнениями параметров, константами, а также кондиционными граничными значениями.

Полученная петрофизическая модель позволит достоверно оценить подсчетные параметры пластов карбонатной толщи верхнего девона месторождений в пределах платформенного Башкортостана.

Список литературы

1. Flügel E. Microfacies of carbonate rocks. Analysis, interpretation and application. – B.: Springer, 2004. – 996 p.

2. Sadeq Q.M., Yusoff W. I. B. W. Porosity and permeability analysis from well logs and core in fracture, vuggy and intercrystalline carbonate reservoirs // Aquaculture Research and Development. – 2015. – № 10. – P. 1–5.

3. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород). – М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 369 с.

4. Методика выделения типа пустотного пространства карбонатных коллекторов по комплексу геофизических исследований скважин с использованием палетки В.М. Добрынина / А.М. Хусаинова, Т.В. Бурикова, О.Р. Привалова, А.Н. Нугаева // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 60–63.

Рассмотрены состав, специфика и распространение по разрезу и площади отложений высокоуглеродистых формаций девона и карбона. Целью исследований являлось изучение роли этих отложений в генерации нефти на территории Башкортостана. Высокоуглеродистые отложения, характерные для разреза доманикового горизонта, развиты почти на всей территории Башкирского Приуралья, а отложения верхнефранского подъяруса, фаменского и турнейского ярусов развиты лишь в пределах депрессионной зоны – осевой части Шалымской, Актаныш-Чишминской и Инзеро-Усольской палеодепрессий Камско-Кинельской системы прогибов. Представлены результаты пиролитических исследований методом Rock-Eval, выполненные на образцах доманикового горизонта, а также доманикоидных отложений турнейского и фаменского ярусов. Выполнено их сопоставление. В образцах доманикового горизонта суммарное содержание органического углерода значительно выше, чем в турнейско-фаменских образцах. Результаты пиролиза и отражательная способность витринита свидетельствуют, что органическое вещество доманикового горизонта достигло высшего уровня преобразования и находится на уровне катагенеза МК₁-МК₂, что соответствует главной зоне нефтегенерации. Органическое вещество турнейско-фаменских пород преобразовано относительно слабо: На это указывает величина отражательной способности витринита соответствует стадиям катагенеза ПК₃ –МК₁. Это подтверждают и значения пиролитических параметров - индекса продуктивности и температуры максимального выхода углеводородов при пиролизе керогена. Разная степень преобразованности органического вещества доманиковыхи турнейско-фаменских отложений объясняется различием первичного состава погребенного органического вещества и разными тектоническими режимами в период преобразования органики. По результатам газожидкостной хроматографии и хроматомасс-спектрометрии выполнено сравнение битумоидов отложений доманикового горизонта и доманикоидных отложений фаменского яруса с нефтью из палеозойских отложений Башкортостана. Наблюдается хорошая корреляция между соответствующими параметрами различных групп нормальных алканов и изопреноидов исследованных проб палеозойской нефти и битумоидов доманикового горизонта, от параметров же фаменских битумоидов параметры нефти по геохимическим критериям отличаются. Результаты исследований подтверждают генетическую связь между битумоидами доманикового горизонта и нефтью девона и карбона Башкирского Приуралья. Отложения высокоуглеродистых формаций верхнефранского подъяруса, фаменского и турнейского ярусов также могут рассматриваться как дополнительный источник углеводородов.

Список литературы

1. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья. – М.: Недра, 1965. – 172 с.

2. Перспективы нефтегазоносности доманиковых битуминозных формаций девона Башкирии / Н.П. Егорова, Н.С. Студенко, О.Д. Илеменова, Т.Г. Борисова // Труды ин-та / Башнипинефть. – 1988. – Вып. 77. – С.58-65.

3. Максимова С.В. Эколого-фациальные особенности и условия обра-зования доманика. – М.: Наука, 1970. – 101 с.

 4. Гуляева Л.А., Завьялов В.А., Поделько Е.Я. Геохимия доманиковых отложений Волго-Уральской области. – М.: Изд-во АН СССР, 1961. – 102 с.

 5. Сюндюков А.З. Литология, фации и нефтегазоносность карбонатных отложений Западной Башкирии (верхний девон, карбон, нижняя пермь). – М.: Наука, 1975. – 173 с.

6. Wavrek D.A., Quick J.C. Geochemical evaluation of selected rocks and crude oils from Volga-Ural region. – Russia – South Carolina: Earth Sciences and Resources Institute, 1993. – 88 p.

7. Илеменова О.Д., Масагутов Р.Х., Лозин Е.В. Условия реализации нефтегенерационного потенциала в доманикитах Башкортостана // Геология и полезные ископаемые Республики Башкортостан, проблемы и перспективы освоения минерально-сырьевой базы. Матер. III Республ. геолог. конф. – Уфа: ИГ УНЦ РАН, 1999. –  С. 197-199.

8. Масагутов Р.Х. Минкаев В.Н., Илеменова О.Д.Комплексное геолого-геохимическое изучение доманиковых отложений Волго-Уральскойнефтегазоносной провинции (на примере Башкортостана) / Р.Х. Масагутов, // Тез.докл. XVII научно-практ. конф. «Геология и разработка месторождений струдноизвлекаемыми запасами», Сочи, 2017 г. – М.: Изд-во НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО,2017. – С. 23.

Рассмотрен подход к изучению отложений, связанных с развитием органогенных построек сирачойского горизонта на месторождениях им. Р. Требса и им. А. Титова. Выявление седиментационных условий формирования верхнедевонских карбонатных отложений на лицензионном участке месторождений им. Р.Требса и А.Титова является актуальной задачей в связи со сложным геологическим строением данного резервуара. Сложность геологического строения обусловлена высокой фациальной неоднородностью отложений, влиянием вторичных изменений, строением пустотного пространства. Как известно, прогноз коллекторских свойств таких резервуаров, возможен только при комплексном их изучении и анализе всего объема информации, включая результаты изучения керна, данные геофизических исследований скважин (ГИС) и материалы сейсмических исследований.

Первым шагом к пониманию геологического строения рассматриваемого объекта является выявление условий седиментации, т.е. тех начальных факторов, которые контролируют пустотное пространство, его сложность и законы распространения в пространстве и при этом влияют на все дальнейшие стадии формирования коллектора. В ходе выполнения работы проведена литологическая типизация разреза, которая в комплексе с данными ГИС и сейсморазведки позволила установить основные закономерности формирования отложений. С помощью этих данных удалось выделить три фациальных зоны: зарифовую, органогенной постройки и предрифовую. В результате анализа стандартных и полноразмерных образцов керна установлено, что на данном объекте преобладающими типами коллектора являются мелкокавернозный, трещинно-порово-кавернозный, трещинно-кавернозный и трещинно-поровый. Седиментационная модель, построенная с учетом геологической неоднородности, позволила спрогнозировать изменчивость типов коллекторов в пространстве и определить наиболее перспективные зоны.

Список литературы

1. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт (литолого-фациальных, структурных и палеонтологических) / Н.И. Никонов, В.И. Богацкий, А.В. Мартынов [и др.]. – Ухта: Региональный дом печати, 2000. – 152 с.

2. Условия формирования пород-коллекторов фаменских отложений центральной части восточного борта Хорейверской нефтегазоносной области Тимано-Печорской провинции / А.Д. Мусихин, Н.А. Осинцева, О.В. Сивальнева, И.А. Китаева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/4/27_2012.pdf

3. Атлас структурных компонентов карбонатных пород / Н.К. Фортунатова О.А. Карцева, А.В. Баранова [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 2005. – 440 с.

4. Жемчугова В.А. Резервуарная седиментология карбонатных отложений. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2014 . – 232 с.

5. Антошкина А.И. Рифообразование в палеозое (на примере севера Урала и сопредельных территорий). – Екатеринбург: УрО РАН, 2003. – 304 с.

Процесс построения петрофизических и интерпретационных моделей по данным геофизических исследований скважин (ГИС) включает множество этапов: от предпроектных работ по подготовке данных до построения петрофизических моделей. При этом от качества данных, сложности изучаемого разреза, детальности выполняемого анализа зависит количество операций анализа данных. Для получения самосогласованной модели требуется привлечение большого объема разнородной информации обо всех анализируемых скважинах, и на различных этапах построения интерпретационной модели по данным ГИС приходится сталкиваться с рядом рутинных, отнимающих много времени задач. В связи с этим актуальной является задача разработки и автоматизации методик многоскважинного анализа и интерпретации данных ГИС и изучения керна.

Разработаны и автоматизированы методики многоскважинного анализа и интерпретации данных ГИС и изучения керна. В результате реализованы расчетные шаблоны для выполнения различных операций, с которыми приходится сталкиваться на этапах построения петрофизической модели месторождений. Приведены примеры автоматизации различных технологий многоскважинной обработки данных на этапах анализа и интерпретации данных ГИС и изучения керна: исходная унификация данных; оценка их качества; увязка материалов ГИС (однотипных и разнотипных) между собой по глубине; калибровка полученных данных; сшивка данных ГИС; нормализация данных ГИС, увязка по глубине данных о фильтрационно-емкостных свойствах по результатам изучения керна и ГИС; построение петрофизических зависимостей и интерпретационных моделей, согласованных с данными изучения керна и ГИС, включая адаптацию параметров.

Список литературы

1. Меркулов В.П., Посысоев А.А.  Оценка пластовых свойств и оперативный анализ каротажных диаграмм. – Томск: Изд-во Томского политехнического ун-та, 2004. – 176 с.

2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 261 с.

3. Новые технологии интерпретации ГИС Самотлорского месторождения для решения задач моделирования и подсчета запасов / А.В. Хабаров, А.С. Глебов, А.С. Уткин, А.А. Чусовитин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 16–20.

4. Хабаров А.В. Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти (по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений Салымской группы): дис... канд. техн. наук. – М., 2010. – 103 с.

Статья посвящена изучению микропорых пород, часто встречающихся в карбонатном разрезе, по данным лабораторных исследований керна, особенностям их выделения в разрезе скважин по материалам геофизических исследованийскважин (ГИС). Тонкозернистая структура карбонатных пород со значительным содержанием микрита обусловливает микропоровый тип пустотного пространства, характеризующийся, высокой остаточной водонасыщенностью, пониженными проницаемостью и удельным электрическим сопротивлением по керну по сравнению с трещинно-каверново-поровым типом. С учетом особенностей микропоровых пород, выявленных на керне, в качестве критериев выделения по данным ГИС рассмотрены такие параметры, как остаточная водонасыщенность и удельное электрическое сопротивление пород. Отмечено, что в карбонатных отложениях при отсутствии специальных методов в стандартном комплексе ГИС микропоровый тип пород можно выделить следующими способами. В зоне предельной насыщенности выполняется нормализация кривых электрического каротажа (боковой каротаж) и нейтронного гамма-каротажа. При этом для микропоровых пород-неколлекторов характерно отсутствие приращений показанийй указанных методов (пористость – 5-10 %). Независимо от насыщения пласта микропоровый известняк выделяется более высокими абсолютными значениями удельного электрического сопротивления на микрозондах по сравнению с порово-каверновым коллектором при записи каротажа в скважине, пробуренной с промывкой глинистым раствором, и отсутствием приращения показаний микропотенциал зонда относительно показаниями микроградиент зонда для микропоровых пород-неколлекторов.

Выделение микропового типа пород позволяет уточнить эффективную продуктивную толщину коллекторов и как следствие, принципиально меняет представление о флюидальной модели отложений.

Список литературы

1. Методика моделирования турнейских карбонатных отложений Знаменского месторождения Башкортостана / А.Р. Кудаярова, М.В. Рыкус, Н.Р. Кондратьева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 18–20.

2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М. – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 216 с.

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

Список литературы

1. Щелкачев В.Н. Итоги выполненных в военных условиях (1941-1944) исследовательских работ на грозненских нефтяных промыслах. В кн. Важнейшие принципы нефтеразработки. 75 лет опыта. – М.: Нефть и газ, 2004. – С.261–263.

2. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: в 2 ч. – М.: Нефть и газ, 1995. – 1077 с.

Рассмотрена технология создания конуса нефти ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК). Применение данной технологии позволяет уменьшить обводненность при добыче прикровельной нефти на водоплавающих залежах. При этом важно выбрать оптимальные технологические параметры. Для эффективного применения технологии необходимо полное формирование конуса. Данная задача может быть решена методами гидродинамического моделирования, но для обработки большого массива данных и первоначального подбора скважин-кандидатов целесообразно разработать аналитическую методику.

В статье предложена аналитическая методика оценки времени образования обратного конуса нефти в зависимости от свойств пласта и флюидов. За основу взята формула расчета времени поднятия конуса воды над уровнем ВНК в случае несмешивающихся жидкостей в пласте с изотропной абсолютной проницаемостью. На основе гидродинамического моделирования предложен способ учета относительных фазовых проницаемостей. Для учета коэффициента анизотропии с помощью гидродинамической модели построены зависимости времени образования конуса нефти от коэффициента анизотропии для разных соотношений вязкости воды и нефти. Эти результаты с достаточной точностью описываются степенной зависимостью. Таким образом, формула для расчета параметров конуса воды адаптирована для вычисления данных конуса нефти ниже уровня ВНК.

Разработан алгоритм аналитического расчета времени образования нефтяного конуса на основе параметров выборки скважин, позволяющий оперативно оценить время образования конуса нефти для заданных условий. Предложенный алгоритм верифицирован на гидродинамических моделях и обладает хорошей прогнозной способностью. Практическая ценность разработанного алгоритма – возможность оперативного расчета времени формирования конуса нефти для большого числа скважин.

Список литературы

1. Казаков А.А., Соловьев И.Г. Модель динамики конусообразования подошвенной воды нефтяной скважины // Вестник кибернетики. – 2009. – Вып. 8. – С. 4–11.

2. Карпычев В.А. К задаче о конусе подошвенной воды в неоднородном пласте // ПМТФ АН СССР. – 1960. – № 3. – С. 88–113.

3. Куванышев У.П. Некоторые задачи пространственной фильтрации в анизотропных пластах // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 1965. – Вып. 8. – С. 205–214.

4. Скворцов В.В. Определение времени обводнения скважин при учете различия вязкостей нефти и воды // Татарская нефть. – 1961. – № 4. – С. 21–28.

5. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки / А.П. Телков, А.К. Ягафаров, А.У. Шарипов, И.И. Клещенко. – М.: ВНИИОЭНГ, 1993. – 72 с.

6. Способ разработки контактных зон на примере Туймазинского нефтяного месторождения / Р.Ф. Якупов, В.Ш. Мухаметшин, Ю.В. Зейгман [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 88–91. 

7. Технология ограничения притока подошвенных вод в скважинах / Р.С. Хисамов, Г.С. Абдрахманов, Р.Р. Кадыров, В.В. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 126–128.

8. Ограничение водопритока в горизонтальных скважинах на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Р. Кадыров, Р.Х. Низаев, А.Ф. Яртиев, В.В. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С.44–47.

9. Курбанов А.К., Садчиков П.Б. О совместной добыче нефти и воды из залежей нефти с подошвенной водой и газовой шапкой // В сб. Добыча нефти. – M.: Недра, 1964. – С. 57–62.

10. Данилов В.Л., Кац Р.М. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. – М.: Недра, 1980. – 347 

Рассмотрена методика, позволяющая оперативно получать кубы начальных насыщенностей, не противоречащих физике равновесной инициализации и соответствующих результатам интерпретации геолого-физических исследований скважин (РИГИС), исторической начальной обводненности каждой скважины, опробованиям. Рассмотрен новый подход к обоснованию уровней зеркала свободной воды и водонефтяного контакта. Представлен сравнительный анализ предложенного и традиционного подходов к инициализации. Проанализированы преимущества и недостатки обоих методов и принятые допущения. Так как исходные данные обладают разной степенью достоверности и нередко противоречат друг другу, для их корректного учета в модели, в разделе «Основные определения, обозначения и допущения предлагаемой методики» предложен рейтинг типов исследований скважин в порядке возрастания ошибки определения зеркала свободной воды.

Исследовано влияние произведения коэффициента поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами и косинуса краевого угла смачивания при пластовых условиях на величину зоны капиллярной пропитки, а соответственно и на величину запасов. Значение данного произведения в общем случае неизвестно и является параметром неопределенности. Поэтому в статье предложены два варианта ее оценки: при помощи расчета невязки начальной обводненности и накопленных показателей на гидродинамической модели, с одной стороны; путем оперативной оценки вариации пар указанных произведений и значений отметки зеркала свободной воды.

Изложенные в работе подходы к инициализации модели и обоснованию уровней водонефтяного контакта и зеркала свободной воды позволяют значительно ускорить процесс создания и адаптации геолого-гидродинамической модели.

Список литературы

1. Leverett M. Capillary Behavior in Porous Solids // SPE 941152-G. – 1941.

2. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977. – 363 с.

3. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 312 с.

4. Fanchi J.R. Principles of applied reservoir simulation // Second Edition, Gulf Professional Publishing an imprint of Butterworth-Heinermann, 2001.

5. Aziz K., Settari A. Petroleum Reservoir Simulation. – London: Applied science publishers ltd, 1979.

6. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands // SPE 942107-G. – 1942.

7. Bedrikovetsky P. Mathematical Theory of Oil and Gas Recovery: With Applications to ex-USSR Oil and Gas Fields. – Netherlands: Springer, 2013.

На многопластовых месторождениях с большим этажом нефтеносности нередко проводят объединение нескольких пластов в единый объект разработки. В большинстве случаев такие пласты разрабатываются единым фильтром, что приводит к необходимости применения специальных методов контроля энергетических, продуктивных и фильтрационных параметров многопластовых объектов.

На примере использования систем непрерывного мониторинга АПК «СПРУТ» на месторождениях Республики Башкортостан рассмотрены особенности контроля энергетических и фильтрационных свойств многопластовых объектов, разрабатываемых единым фильтром. Для оценки пластовых давлений и коэффициентов продуктивностей каждого исследуемого объекта использован метод гидродинамических исследований на установившихся режимах. Показано, что для контроля изменения пластового давления метод кривой восстановления давления должен дополняться информацией о продуктивности каждого пласта и величиной установившегося перетока между пластами. При отсутствии специальных исследований коэффициенты продуктивности пластов можно получить только по индикаторной диаграмме. Достоверная информация о перетоке доступна только по датчику расходомера, т.е. должны выполняться условия достоверности замеров величины потока для механических расходомеров.

Показано, что при разных пластовых давлениях прекращение добычи из скважины будет соответствовать исследованию скважины методом кривой стабилизации давления. Поэтому для определения фильтрационных свойств пластов при интерпретации результатов  таких исследований пластовые давления и величина перетока между пластами являются входными параметрами. Приведен пример такого исследования. Продемонстрированы два подхода интерпретации данных: 1) в случае наличия достоверных данных о величине перетока и пластовых давлениях с применением метода обработки кривой стабилизации давления; 2) при отсутствии указанных данных с применением моделирования.

В статье также указаны ограничения и условия применения систем непрерывного мониторинга многопластовых объектов, разрабатываемых единым фильтром, предложены рекомендации по увеличению информативности таких систем.

Список литературы

1. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. – Казань: Изд-во Казанского университета, 2004. – 192 с.

2. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. – М.: Недра, 1971. – 176 с.

3. Фатихов С.З., Федоров В.Н. Опыт использования телеметрических систем на месторождениях Республики Башкортостан. В сб. Физико-химическая Физико-химическая гидродинамика: модели и приложения» / Отв. ред. И.Л. Хабибуллин. – Уфа: РИЦ БашГУ, 2016. – С.174–183.

4. Мельников С.И. Методика раздельного промыслово-геофизического контроля совместно эксплуатируемых нефтяных пластов: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2015.

5. Фатихов С.З., Федоров В.Н., Малов А.Г. Использование систем постоянного мониторинга скважин на нефтяных месторождениях // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 56–59.

6. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. – М.: Недра, 1975. –  264 с.

7. Фатихов С.З., Федоров В.Н. Интерпретация КВД с учетом послепритока в ПО «Сапфир» // Материалы 14-й международной научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча». –  Томск:  Изд-во Томского университета, 2015.  – С. 56–57. 

В настоящее время весьма актуален вопрос электроснабжения для обслуживания трубопроводов, особенно при прокладке трубопроводов в отдаленных от источника электроснабжения районах. Выполнены сравнительный анализ традиционных (от линий электропередачи) и возобновляемых (солнечная энергия, энергия ветра) способов электроснабжения удаленных линейных потребителей и выбор наиболее эффективных.

Традиционный способ снабжения потребителей электроэнергией при помощи линий электропередачи подразумевает электроснабжение от вдольтрассовой высоковольтной линии с установкой трансформаторной подстанции в непосредственной близости от трубопровода. Именно этот способ, как правило, используется в настоящее время для передачи электроэнергии на большие расстояния. Однако метод далеко не совершенен и имеет ряд существенных недостатков, связанных как с большими потерями электроэнергии в проводах, так и с возникновением аварий, в частности, от коротких замыканий на линии и опасных погодных явлений, например, сильного ветра и наледи на проводах.

Применение гибридных ветросолнечных установок, неоспоримыми преимуществами которых являются автономность работы, низкие операционные затраты и необслуживаемые пункты, им также имеет недостатки, прежде всего это зависимость от природных условий. В этой связи в России применение лишь одного из представленных источников питания: ветрогенераторов или фотоэлектрических панелей, может быть не всегда оправдано вследствие непостоянства и нерегулируемости источников возобновляемой энергии.

Приведенные статье расчеты и анализ информации направлены на выявление наиболее рационального способа применения альтернативных источников электроэнергии в нефтяной отрасли.

Список литературы

1. Гамизин С.И., Пупин В.М., Цырук С.А. Кратковременные нарушения нормального электроснабжения потребителей и современные способы защиты от них // Электрика. – 2008. – № 7. – С. 8–11.

2. Мурманская Н.П. Электростанции будущего. – М.: Книжный мир, 2014. – 213 с.

3. Альтернативная энергия [Электронный ресурс]: многопредметный научый журнал. – М.: МФТИ, 2015. – http://altenergiya.ru.

4. Lins C., Musolino Е., Petrichenko К. Renewable energy policy // Network for the 21st century. – France, 2015. – 32 р.

Рассмотрена лабораторная оценка анизотропии проницаемости и удельного электрического сопротивления (УЭС). Анизотропия свойств горных пород в вертикальном и горизонтальном направлении связана как с условиями седиментации, так и с вторичными преобразованиями горных пород. Учет анизотропии электрических свойств повышает достоверность интерпретации материалов геофизических исследований скважин в наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Данные об анизотропии проницаемости востребованы при гидродинамическом моделировании, проектировании системы разработки и контроле разработки месторождений.

Вследствие значительной изменчивости свойств горных пород для каждого продуктивного пласта требуется проведение исследований на представительной коллекции образцов. Только на большой статистической выборке можно оценить анизотропии свойств пласта в целом. Большие объемы лабораторных исследований требуют оптимизации процесса как в области техники лабораторных работ, так и в части хранения полученных данных.

Рассмотрен комплексный методический подход к изучению анизотропии абсолютной газовой проницаемости и удельного электрического сопротивления, применяемы в Тюменском отделении «СургутНИПИнефть». Исследования проведены на образцах кубической формы. Показана вся цепочка необходимых работ: выбор места отбора представительных образцов на полноразмерном керне, изготовление образцов, исследование, методика хранения и обеспечения возможности систематизации результатов исследований в единой лабораторной информационной системе. Использование единой информационной системы позволяет не только проводить предварительную обработку результатов исследований анизотропии, но и сопоставлять их с данными стандартных и специальных исследований образцов керна. Постоянное взаимодействие различных лабораторий и контроль качества измерений позволили оптимизировать процесс изучения анизотропии горных пород и минимизировать возможные ошибки. 

Геомеханическое моделирование устойчивости ствола скважины является эффективным инструментом для снижения технологических рисков при строительстве и эксплуатации скважин. На этапе проектирования скважины геомеханическое моделирование устойчивости ствола скважины позволяет выполнить прогноз осложнений по механическим причинам, на основе данного прогноза оптимизировать траекторию и конструкцию скважины, определить безопасный диапазон плотности бурового раствора. Геомеханическое моделирование устойчивости ствола скважины непосредственно в процессе бурения дает возможность в режиме реального времени уточнять модель и оперативно принимать необходимые корректирующие инженерные и управленческие решения. На этапе эксплуатации скважины геомеханическое моделирование устойчивости ствола скважины позволяет решать задачи планирования гидроразрыва пласта и прогнозировать риск пескопроявлений для случаев слабосцементированных коллекторов.

При отсутствии сложных условий залегания пластов, разломов, соляной тектоники вблизи целевых скважин анализ устойчивости ствола скважины довольно успешно выполняется при помощи 1D моделирования. Доступность программного обеспечения для геомеханического моделирования является критически важным аспектом развития инженерной культуры геомеханического моделирования и увеличения специалистов в области бурения, геологии и разработки месторождений, имеющих возможность выполнять необходимые геомеханические расчеты. Разработка собственного программного обеспечения позволяет инженерам компании существенно расширить применение геомеханического моделирования, снизить возможные риски при эксплуатации скважины и повысить экономическую и производственную эффективность нефтегазодобычи.

В статье разобраны лежащие в основе 1D геомеханического моделирования базовые математические модели и эмпирические зависимости, а также опыт создания корпоративного геомеханического симулятора.

Список литературы

1. Развитие геомеханического моделирования в России / В.А. Павлов, М.А. Лушев, Е.П. Корельский, П.Г. Ласкин // Технологии нефти и газа. – 2017. – №. 6. – С. 3-9.

2. Kirsch E.G. Die Theorie der Elastizität und die Bedürfnisse der Festigkeitslehre // Zeitschrift des Vereines deutscher Ingenieure. – 1898. – V. 42. –  P. 797–807.

3. Coulomb C.A. Essai sur une application des règles de maximis et minimis quelques problèmes de statique, relatifs à l’architecture // Mémoires de mathématique & de physique, présentés à l’Académie Royale des Sciences par divers savans. – 1776. –  V. 7 (1773). – P. 343–382.

4. Mohr O.Z. Welche Umstände bedingen die Elastizitätsgrenze und den Bruch eines Materials // Ver. Deut. Ingr. –   1900.  –  V. 44 . –  P. 1524-1530.

5. Al-Ajmi A.M., Zimmerman R.W. Stability Analysis of Vertical Boreholes Using the Mogi-Coulomb Failure Criterion // Int. J. Rock Mechanics & Mining Science. –  2006. – V. 43. –  P. 1200-1211.

6. Hoek E., Brown E.T. Underground excavations in rock. – London: Institution of Mining and Metallurgy, 1980. –  527 р.

7. Ewy R.T. Wellbore stability predictions by use of a modified Lade criterion // SPE 56862-РА. – 1999. –  P. 85–91.

 

В настоящее время при бурении скважин наиболее востребованными являются гидрофобно-эмульсионные буровые растворы (ГЭБР), основу которых составляет инвертная эмульсия, или эмульсия типа «вода в масле». Комплекс уникальных свойств ГЭБР обеспечивает им ряд неоспоримых преимуществ по сравнению с растворами на водной основе: минимальное влияние на коллекторские свойства продуктивных пластов; инертность к разбуриваемой горной породе; высокие триботехнические свойства и термостабильность. Кроме того, ГЭБР легко утяжеляются в широком диапазоне плотностей, устойчивы к загрязнениям и легко очищаются от шлама, в результате чего возможно их многократное применение. Благодаря своим свойствам ГЭБР получают все более широкое применение, особенно при бурении в сложных геолого-технических условиях. Эффективность ГЭБР во многом определяется строением и составом используемого эмульгатора.

В статье рассмотрено влияние параметров синтеза эмульгатора на стабильность, реологические и фильтрационные характеристики ГЭБР. Показано, что продолжительность и температура прямого амидирования жирных кислот диэтаноламином существенно влияют на состав получаемых продуктов и, как следствие, свойства стабилизируемых ими буровых растворов. Зависимости электростабильности буровых растворов от времени синтеза эмульгатора имеют максимумы, а аналогичные зависимости структурно-механических свойств – минимумы. При этом для каждой температуры синтеза положение максимума электростабильности соответствует положению минимумов динамического и статического напряжений сдвига. Повышение температуры синтеза способствует увеличению электростабильности бурового раствора и снижению его структурно-механических свойств. Для трех температур определены диапазоны оптимальной продолжительности процесса: 150 °С – 2-5 ч, 170 °С – 1-2 ч, 190 °С – 30-60 мин. Показано, что пластическая вязкость, тиксотропные и фильтрационные свойства бурового раствора не зависят от условий синтеза эмульгатора. Также сделан вывод, что степень конверсии жирных кислот и количество образующейся в ходе синтеза воды не могут служить критериями завершенности процесса.

Список литературы

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

2. Конесев В.Г., Хомутов А.Ю. Результаты применения растворов на углеводородной основе при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 44–45.

3. Разработка и внедрение утяжеленных растворов на углеводородной основе. РУО с «плоским» реологическим профилем для первичного вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД / Е.В. Минаева, Е.С. Неделько, С.Н. Скотнов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 9 (188). – С. 30–33.

4. Влияние химической природы эмульгаторов ряда производных жирных кислот и этаноламинов на свойства гидрофобно-эмульсионных буровых растворов / В.А. Яновский, М.О. Андропов, Р.А. Чуркин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 42–47.

5. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Дмитриева А.Ю. Разработка рецептуры гидрофобной эмульсии для селективных кислотных обработок карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 129–131.

6. Синтез и исследование свойств эмульгаторов обратных эмульсий на основе производных кислот дистиллята таллового масла и этаноламинов / В.А. Яновский, Р.А. Чуркин, М.О. Андропов, Н.И. Косова // Вестник Томского гос. университета. – 2013. – № 370. – С. 194–199.

7. Rheological properties of inverse emulsions stabilized by ethanolamides of tall oil fatty acids / V.A. Yanovsky, M.O. Andropov, R.S. Fakhrislamova [et al.] // MATEC Web Conf. –2016. – V. 85. – P. 1–7.

8. Maag H. Fatty Acid Derivatives: Important Surfactants for Household, Cosmetic and Industrial Purposes // Journal of the American Oil Chemists’ Society. – 1984. – V. 61. – № 2. – P. 259–267.

Рассмотрен метод определения зависимости между числом и частотой гидродинамических исследований скважин, с одной стороны, и погрешностью карты изобар, с другой. На основе результатов расчета гидродинамической модели находится зависимость среднего отклонения пластового давления между двумя скважинами в зависимости от расстояния между ними. Аналогичным образом оценивается среднее изменение пластового давления со временем. При известном расположении всех скважин определяется минимальное число скважин, необходимое для покрытия всего месторождения сеткой исследований при заданном радиусе охвата исследованием. Полученные зависимости отклонения пластового давления от расстояния и времени, а также зависимость минимального числа опорных скважин от радиуса охвата исследованием позволяют оценить минимально необходимое число исследований с целью определения пластового давления для построения карты изобар с заданной максимальной допустимой средней погрешностью. Также, построив зависимости суммарной погрешности от числа исследований в год для различной периодичности замеров, можно определить оптимальную периодичность замеров на скважинах опорной сети, что позволяет сформировать оптимальную программу исследований для построения карты изобар. На примере одного из месторождений Западной Сибири рассмотрено применение предложенной методики для оценки числа исследований в год и частоты замеров на опорной сети скважин, которые необходимы для построения карты изобар с заданной максимальной допустимой средней погрешностью. Сделан вывод о выборе между увеличением числа скважин опорной сети и частоты замеров в условиях фиксированного суммарного объема исследований за год.

Список литературы

1. Эрлагер Р. мл. Гидродинамические методы исследования скважин. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 512 с.

2. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. – 460 с.

3. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Математическая геология. – Т.1. – Введение в геостатистику. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 228 с.

4. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник Башкирского Университета – 2016. – № 21–3. – С. 537–544.

При разработке нефтяных месторождений крайне важной является корректная прогнозная оценка не только работы скважин, но и районов выработки текущих запасов в межскважинном пространстве для правильного управления заводнением пластов, планирования бурения новых скважин и боковых зарезок в зоны остаточных запасов нефти. Такая оценка позволит проводить настройку геолого-гидродинамической модели с использованием не только фактической скважинной информации, но и информации об изменении насыщения в межскважинном пространстве, что, несомненно, повысит качество проектирования разработки.

В статье представлено решение по исследованию межскважинного пространства в период работы добывающих и нагнетальных скважин методом импульсно-кодового гидропрослушивания. Предложенный подход позволяет уточнить геологическую модель пласта в результате прямых замеров в скважинах и давать рекомендации по разработке рассматриваемого района месторождения.

Приведен пример использования импульсно-кодового гидропрослушивания для высокорасчлененного района месторождения с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пласта ПК_1-3 Восточно-Мессояхского месторождения. Работы проведены на кусте № 39 в так называемом циклите В. Режимы работы двух опытных нагнетательных скважин периодически изменялись по заданному алгоритму. В добывающих скважинах регистрировалось приходящее возмущение и раскодировались полученные сигналы. По результатам исследований в большинстве интервалов успешно распознаны отклики давления на возмущения, уточнены эффективные нефтенасыщенные толщины в межскважинном пространстве. Определено также, что продвижение фронта воды происходит преимущественно по нефтенасыщенной толщине, хотя делались предположения о том, что вода будет уходить в нижележащие подстилающие воды. При нагнетании воды не прогнозируется опережающих прорывов воды по тонким высокопроницаемым прослоям.

В результате выработы рекомендации по расширению системы поддержания пластового давления путем закачки воды на участках пласта ПК_1-3 Восточно-Мессояхского месторождения со схожим геологическим строением.

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. – М. – Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, 2011. – 896 с.

2. Верификация остаточных запасов методом мульти-скважинного импульсно-кодового гидропрослушивания / В. Кричевский, Р. Фарахова, В. Таипова [и др.] // SPE 187927. – 2017.

Гидравлический разрыв пласта – наиболее распространенный метод интенсификации добычи нефти из терригенных коллекторов по всему миру, однако на шельфе о-ва Сахалин данный метод не апробирован, поэтому при планировании его реализации требуется особая тщательность. Для реализации этой цели построена 3D геомеханическая модель на геологической основе с привлечением результатов гидродинамического моделирования. В результате расчета были получены величины деформаций, главных и эффективных напряжений, а также характеристики разломов. Полученные результаты сопоставлены с опорными 1D геомеханическими моделями.

Анализ результатов выполненных работ показал, что коллектор очень неоднороден вследствие обстановок осадконакопления и тектонической активности. Следовательно, снижение пластового давления и выработка запасов происходят весьма неравномерно. Этот факт необходимо учитывать при бурении скважин и проведении многостадийного разрыва пласта (МГРП), так как минимальные горизонтальные напряжения и градиенты поглощений будут отличаться от начальных условий. Также выполнен анализ неопределенности. Региональный тектонический режим определен однозначно благодаря активному Хоккайдо-Сахалинскому сдвигу, однако вопрос локального режима остается открытым: либо режим сдвига, либо растяжения. Тем не менее, в обоих случаях трещины развиваются по вертикали. Другая неопределенность заключается в свойствах покрышки, так как имеются лишь материалы геофизических исследований скважин (ГИС) и литературные данные. Бурение новых скважин с проведением расширенного комплекса ГИС, отбора керна и МГРП позволят получить дополнительные данные.

Рассмотренная в статье комплексная (геологическая, гидродинамическая и геомеханическая) модель обеспечит инженеров полным набором данных на любой момент времени для сопровождения бурения, МГРП и процессов разработки. Набор данных включает сведения о фильтрационно-емкостных свойствах, насыщении, давлениях, состоянии разломов, а также о величинах и направлениях главных и эффективных напряжений.

Список литературы

1. Создание 4D геомеханической модели для определения влияния разработки месторождения на геометрию трещин ГРП / В. Павлов, Е. Корельский, К. Бутула [и др.] // SPE 182020-RU. – 2016.

2. Неотектоника и тектонические напряжения острова Сахалин / Л.А. Сим, Л.М. Богомолов, Г.В. Брянцева [и др.] // Геодинамика и тектонофизика. – 2017. – Т. 8. –  № 1. – С. 181–202.

3. Twiss R.J., Moores E.M. Structural geology, second edition. – New York: W. H. Freeman and Company, 2007. – 736 р.

4. Zoback M. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: Cambridge University Press, 2007. – 505 р.

Интенсивная разработка многопластовых нефтяных месторождений в 70-90-х годах ХХ века, когда одновременно вскрывались перфорацией два пласта и более, привела к существенной неравномерности выработки запасов и искусственному осложнению условий отбора. В настоящее время эксплуатация многопластовых объектов на поздней стадии в ОАО «Удмуртнефть» осуществляется с использованием скважин, вскрывающих два прослоя и более, с целью отбора нефти из низкопроницаемых и малопродуктивных пластов. В этом случае наиболее оптимальным методом разработки нефтяных месторождений является циклическое заводнение (циклическая закачка), механизм действия которого предполагает обеспечение перепада давления между прослоями за счет периодического изменения режимов работы скважин.

Расчет оптимального режима циклической закачки, в классическом случае, требует подробного гидродинамического моделирования  и, как следствие, в определенной степени зависит от параметров дискретизации модели и качества ее адаптации, с одной стороны, и существенных временных затрат, с другой. В статье предложен метод экспресс-оценки оптимальной продолжительности полуцикла, предусматривающий применение прокси-моделей с использованием модели фильтрации в двухслойном пласте. Численное решение системы уравнений, записанных для сформулированной математической модели, реализовано в виде программы, использование которой не требует привлечения специалистов, занимающихся гидродинамическим моделированием. Рассмотрены также вопросы выбора скважин-кандидатов для циклической закачки и распознавания циклического режима работы нагнетательной скважины по суточным данным. Создан, предложен и апробирован авторский алгоритм распознавания циклического режима работы нагнетательной скважины на основе суточных данных ее приемистости.

Таким образом, в статье предложен комплексный подход к управлению циклической закачкой. Разработана модель двухслойного пласта для выбора оптимальной длительности полуцикла. Создан алгоритм распознавания циклического режима работы нагнетательной скважины на основе суточных данных ее приемистости. Предложена методика оценки фактической эффективности циклического заводнения. Все подходы успешно апробированы на примере месторождений ОАО «Удмуртнефть».

Список литературы

1. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования / Н.Г. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев [и др.]. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. – 112 с.

2. РД 39-3-507-80. Руководство по выравниванию фронта нагнетаемой воды и регулированию выработки пластов за счет применения циклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков. – 1980.

3. Цинкова О.Э., Мясникова H.A. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты. В сб. Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти // Тр. ин-та / ВНИИ. – 1986. – Вып. 94. – С. 53–64.

4. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988. – 121 с.

5. Цепелев В.П., Насыров В.А., Качурин С.И. Анализ эффективности использования нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2011. – № 4. – С. 30–34.

6. Cycle detection: [Электронный ресурс]. – https://en.wikipedia.org

7. Сидельников К.А. Автоматизированный поиск нагнетательных скважин с циклическим изменением приемистости по суточным данным // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – № 3. – С. 30–34.

8. Арсеневский И.С. Прокси-модель построения зон дренирования скважин для корректировки прогноза добычи и оценки остаточных извлекаемых запасов по скважинам // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – № 6. – С. 32–38.

9. Мониторинг разработки месторождений с использованием иерархии моделей в программном комплексе «РН-КИН» / В.А. Байков, C.А. Рабцевич, И.В. Костригин, А.В. Сергейчев // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 14–17.

10. Управление заводнением нефтяных месторождений на основе прокси-моделирования / А.А. Потрясов, М.Р. Мазитов, С.С. Никифоров [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 12 (191). – С. 32–37.

В процессе разработки месторождений могут существенно изменяться такие параметры нефти, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание серы, смол, асфальтенов и парафина. Однако изменение этих параметров часто находится в пределах ошибок измерений, при этом лабораторное определение большей части из них весьма трудоемко. Оптические характеристики, как наиболее чувствительные, достаточно быстро и точно определяемые интегральные параметры нефти, могут служить инструментом для определения эффективности разрабатываемых технологий. Приведены результаты комплекса оптических исследований с использованием спектрофотометрии и рефрактоденсиметрии. В промысловой практике спектрофотометры довольно широко использовались для решения широко круга промысловых задач. В статье для анализа оптических свойств использованы коэффициент светопоглощения при соответствующих длинах волн, характеризующий общее содержание хромофорных соединений, ванадиевых порфиринов, а также содержание в нефти разновидности ванадиевых порфиринов – ванадиевых этиопорфиринов; спектральные коэффициенты, коррелирующие с типом нефти по плотности и содержанием ароматических соединений. Для идентификации химических соединений, количественного и структурного анализа, определения физико-химических параметров веществ также был применен рефракто-денсиметрический метод. В статье на основе показателя преломления с помощью пересчетных коэффициентов построены идентификационные рефракто-денсиметрические карты, которые позволили визуализировать группировку проб добываемой высоковязкой нефти по составу. Результаты исследований могут служить базой для оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи на Вишнево-Полянском месторождении высоковязкой нефти. Эксперименты направлены на оценку полноты выработки запасов при различных параметрах воздействия на пластовую систему для выбора наиболее оптимального варианта.

Список литературы

1. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Низкотемпературные физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей // В сб. Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов. – Казань: Ихлас, 2015. – 30 с.

2. Результаты промысловых испытаний и перспективы развития термогазового способа разработки залежей баженовской свиты в ОАО «РИТЭК» / В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, И.А. Ахмадейшин [и др.] // Бурение и нефть. – 2014. – № 11. – С. 26–28.

3. Первичная оценка влияния водовоздушного отношения на эффективность разработки баженовской свиты термогазовым методом / А.А. Боксерман, В.Н. Власов, В.В. Плынин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 2. – С. 12–15.

4. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / под ред. Р.Х. Муслимова. – В 2-х томах. – Т. 2. – Казань: Фэн, 2007. – 524 с.

5. Гуськова И.А., Габдрахманов А.Т. Исследование влияния применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на изменение свойств добываемой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 101–103.

6. Сафиева Р.З. Химия нефти и газа. Нефтяные дисперсные системы: состав и свойства (ч. 1). – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2004. – 112 с.

7. Влияние надмолекулярных структур асфальтенов ромашкинской нефти на надежность оптических методов контроля / Б.Р. Ахметов, И.Н. Евдокимов, Д.Ю. Елисеев, Н.Ю. Елисеев // В сб. Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Труды всероссийской научно-технической конференции. Т.II. – Альметьевск: Изд. АлНИ, 2001. – С. 360–363.

8. Ахметов Б.Р., Евдокимов И.Н., Елисеев Д.Ю. Особенности оптических спектров поглощения нефтей и нефтяных асфальтенов // Наука и технология углеводородов. – 2002. – № 3. – С. 25–30.

9. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Возможности методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений // Монография. – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ», 2007. – 228 с.

10. Визуализация группового состава светлых нефтепродуктов и жидких продуктов органического синтеза / В.Ф. Николаев, У.Г. Романова, И.И. Табрисов [и др.] // Вестник технологического университета. – 2015. – № 22. – С. 43–46.

11. Богомолов А.И., Темянко М.Б., Хатынцева Л.И. Современные методы исследования нефтей: справочно-методическое пособие. – Л.: 1984. – 430 с.

 

В статье рассмотрены вопросы оценки эффективности метода интенсификации добычи нефти, основанного на закачке в прискважинную зону пласта энерговыделяющего раствора химически активных компонентов (бинарной смеси). Закачанные в пласт вещества реагируют с выделением газа и тепла. В результате происходит прогрев прискважинной зоны пласта (ПЗП), снижается вязкость нефти, устраняется кольматация, вымываются загрязнения и парафин, увеличивается естественная трещиноватость карбонатных коллекторов.

Преимущество данного метода перед традиционными паротепловыми обработками заключается в том, что полезная энергия выделяется непосредственно в пласте. Это позволяет избежать потерь тепла во внутрискважинном и поверхностном оборудовании. В отличие от известного метода термогазохимического воздействия на ПЗП пороховыми генераторами в данном случае реакция инициируется не в стволе скважины, а в пласте, что позволяет повысить объемы закачиваемых реагентов и обработать большую зону.

Представлена математическая модель фильтрации раствора химически активных реагентов, сопровождающейся процессами тепло- и газовыделения. Кинетика химической реакции определялась исходя из экспериментально найденных констант реакции. Система уравнений решена численно с использованием IMPES-метода (неявный по давлению, явный по насыщенности). Для вычисления нелинейных слагаемых использовался метод простой итерации. На основе предложенной математической модели рассчитан прирост температурных полей в пласте, а также дополнительная добычи нефти, получаемая вследствие снижения ее вязкости в прогретой прискважинной области. Расчеты выполнены для разных проницаемости пласта, обводненности скважины и вязкости нефти. Предложенная методика расчета, а также зависимости, построенные на основе результатов расчетов, могут быть использованы для приближенной оценки эффекта от обработки скважины бинарной смесью, скрининга с целью выявления подходящих скважин-кандидатов для обработок.

Список литературы

1. Макаревич В.Н., Искрицкая Н.И., Богословский С.А. Ресурсный потенциал месторождений тяжелых нефтей Европейской части Российской Федерации // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3. – С. 1–16.

2. Рузин Л.М. Разработка нефтяных месторождений с применением теплового воздействия на пласт: метод. указания. – Ухта: УГТУ, 2009. – 39 с.

3. Интегрированное термодинамическое моделирование системы пласт – наземная сеть: современный подход к оптимизации метода циклической закачки пара при разработке месторождений высоковязкой нефти / Р. Халиулин, Д. Литус, А. Харьковский [и др.] // SPE-187688-RU. – 2017.

4. Максутов Р.А., Орлов Г.И., Осипов А.В. Технико-технологические комплексы для разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 2. – С. 34–37.

5. Термоциклическая технология воздействия на призабойную зону пласта забойными электронагревателями / К.А. Волков, Г.В. Миловзоров, А.Я. Волков [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 6. – С. 204–211.

6. Рузин Л.М. Комбинированные технологии разработки залежей высоковязких нефтей. В сб. Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов // Материалы межрегиональной научно-технической конференции 12–13 ноября 2009 г. / Под ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2010. – С. 7–18.

7. Кинетика химических реакций при термогазохимическом воздействии на призабойную зону водными растворами бинарных смесей / В.Е. Вершинин, М.В. Вершинин, В.Б. Заволжский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 114–117.

8. Высокотемпературный режим реакции бинарных смесей и стимулирование добычи нефти на обводненных месторождениях / Е.Н. Александров, П.Е. Александров, Н.М. Кузнецов [и др.] // Нефтехимия. – 2013. – Т. 53. – № 4. – С. 312–320.

9. Пат. 2525386с2 РФ. Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта / В.Б. Заволжский, В.А. Бурко, А.Р. Идиятуллин и др.; заявитель и патентообладатель ООО «ЦНТ». – № 2012150375/03; заявл. 26.11.12; опубл. 10.08.14.

10. Добыча трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов нефти с помощью технологии бинарных смесей / Е.Н. Александров, Н.М. Кузнецов, С.Н. Козлов [и др.] // Георесурсы. – 2016. – Т. 18. – № 3. – Ч. 1. – С. 154–159.

11. Александров Е.Н., Кузнецов Н.М. Широкомасштабное нагревание нефтеносного пласта и оптимизация режима добычи жидких углеводородов // Каротажник. – 2007. – № 4. – С. 113–127.

12. Варавва А.И., Вершинин В.Е., Идиятуллин Р.А. Исследование кинетики разложения бинарной смеси применительно к воздействию на нефтяной пласт // Известия вузов. Нефть и газ. – 2017. – № 6. – С. 67–72.

13. Варавва А.И., Татосов А.В. Модель подачи реагирующей бинарной смеси в пласт // Научно-технический вестник Поволжья. – 2017. – №4. – С. 195–200.

14. Варавва А.И., Вершинин В.Е. Численное моделирование тепловых эффектов при обработке скважин растворами бинарных смесей // Нефтегазовое дело. – 2017. – № 6. – С. 20–34.

15. Вершинин В., Федоров К., Лищук А. Механизмы термогазохимического воздействия при обработке скважин бинарными смесями // SPE 182048-RU. – 2016. 

По мере разработки нефтяных месторождений ухудшаются условия эксплуатации скважин: уменьшается пластовое давление, увеличивается содержание воды в добываемой продукции. Это приводит к прекращению фонтанирования, и наступает период механизированной эксплуатации скважин. Высокое содержание парафина и смол, высокие пластовая температура и температура застывания нефти, высокие газонасыщенность и давление насыщения, низкие коэффициенты продуктивности скважин являются факторами, которые резко сужают область применения того или иного способа механизированной добычи нефти.

Сущность газлифтного способа эксплуатации заключается в подъеме продукции скважины за счет подачи в нее необходимого количества сжатого газообразного рабочего агента. Сложные геолого-технические условия эксплуатации всех объектов разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» требуют до принятия технико-технологических решений проведения научно-исследовательских работ в области техники и технологии добычи нефти по следующим направлениям: 1) проведение опытно-промысловых испытаний различных способов механизированной добычи нефти с целью обоснования областей их эффективного применения; 2) анализ эксплуатации внутрискважинного оборудования и подбор его рациональных компоновок.

Опыт внедрения системы бескомпрессорного газлифта на опытном участке СП «Вьетсовпетро» показал возможность его применения на месторождении до строительства компрессорной станции и объектов газлифтного цикла. На основе анализа технологических параметров работы скважин, объектов разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» определены категории скважин, которые эксплуатируются на потенциальных режимах и подлежат переводу на бескомпрессорный газлифт, а также скважины, обладающие потенциалом увеличения дебита. Испытания показали, что бескомпрессорный газлифтный способ эксплуатации обладает значительным потенциалом и высокой технологичностью для увеличения отборов жидкости.

Список литературы

1. Технология механизированной добычи нефти / Н.Н. Репин, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов, А.И. Дьячук. – М.: Недра, 1976. – 175 с.

2. Ты Тхань Нгиа, Велиев М.М. Газлифтная эксплуатация скважин. – СПб.: Недра, 2016. – 384 с.

3. Принципиальная технологическая схема сбора, подготовки и внешнего транспорта до КПН нефти и газа северного и южного сводов месторождения «Белый Тигр». – М.: ВНИПИморнефтегаз, 1989. – 144с.

4. РД-СП-31-89. Комплекс внутрискважинного оборудования с клапаном-отсекателем. Оснащение и освоение фонтанных и газлифтных скважин. – Вунгтау: НИПИморнефтегаз, 1989. – 54 с.

Представлены результаты геомеханического анализа влияния схемы формирования каналов щелевой перфорации при вторичном вскрытии на проницаемость околоскважинной зоны терригенных продуктивных пластов на территории Пермского края. Рассмотрены различные варианты схем формирования щелевых каналов в продуктивном пласте, определено напряженно-деформированное состояние горных пород. Выполнена оценка влияния разгрузки пород в призабойной зоне на проницаемость коллектора и устойчивость щелевых каналов. Степень разгрузки массива горных пород вблизи щели оценена по изменению среднего эффективного давления. Установлено, что наиболее предпочтительным вариантом формирования щелевых каналов является создание систем из четырех щелей с фазировкой 90°. Расстояние между системами щелей по высоте не имеет большого значения, так как в вертикальном направлении щели очень слабо взаимодействуют между собой.

Выполнены оценочные расчеты влияния разгрузки пород на проницаемость коллектора при депрессии 5 МПа. Функциональная зависимость проницаемости от всестороннего эффективного давления принята по результатам испытаний терригенных коллекторов Шершневского месторождения. Показано, что без дополнительных мероприятий проницаемость коллектора при работе скважины в заданных условиях существенно снижается, а щелевая перфорация эффективно способствует сохранению исходной проницаемости. Установлено также, что щелевые каналы при принятых физико-механических свойствах продуктивного объекта и депрессии 5 МПа являются достаточно устойчивыми, так как зоны неупругих деформаций практически отсутствуют.

Таким образом, помимо увеличения площади фильтрации в системе скважина – пласт, щелевая перфорация обеспечивает сохранение проницаемости коллекторов за счет разгрузки от действующих напряжений. Кроме того, преимуществом предлагаемой технологии является возможность азимутального ориентирования щелевых каналов.

Список литературы

1. Увеличение продуктивности нефтяных скважин с помощью метода георыхления / С.А. Христианович, Ю.Ф. Коваленко, Ю.В. Кулинич, В.И. Карев // Нефть и газ Евразия. – 2000. – № 2. – С. 90–94.

2. Климов Д.М., Карев В.И., Коваленко Ю.Ф. Роль напряжений в формировании эксплуатационных свойств скважин. В сб. Актуальные проблемы механики. Механика деформируемого твердого тела. – М.: Наука, 2009. – С. 470–476.

3. Charlez F.Р. Rock Mechanics // Petroleum applications. – 1997. – V. 2.

4. Petroleum related rock mechanics / E. Fjaer [et al.]. – Elseveir, 2008. – 515 p.

5. Совершенствование устройств щелевой гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах / Н.И. Крысин, Е.П. Рябоконь, М.С. Турбаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С.129–131.

6. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1970. – 239 с.

7. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: Недра, 2007. – 467 р.

8. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С.52–57.

9. Булычев Н.С. Механика подземных сооружений. – М.: Недра, 1982. – 270 с.

10. Геомеханические характеристики терригенных продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников, Д.В. Шустов, А.Э. Кухтинский, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 32–35.

Проведены опытно-промысловые исследования коалесценторов, установленных в емкостные аппараты для обезвоживания и обессоливания нефти мобильной установки подготовки скважинной продукции. До настоящего времени исследований по определению оптимального зазора между пластинами интенсифицирующих устройств не проводилось. При испытании в отстойнике мобильной установки монтировались кассеты с расстоянием между пластинами 5 мм (базовая конструкция) и 2,5 мм. Исследования выполнялись при различных вариантах поступления жидкости в горизонтальный отстойник (сверху и сбоку), температуре процесса (60 и 70^оС) и расходов пресной воды (увеличение на 10, 20, 30 % по сравнению с действующим на установке предварительной подготовки нефти режимом). Показано, что при меньшем расстоянии между пластинами возникает турбулентная диффузия внутри интенсифицирующих устройств, обеспечивающая повышение качества подготовки нефти. Установлено, что при температуре 70^оС процессы обессоливания протекают более интенсивно, чем при 60^оС, даже при увеличении подачи пресной воды на 10 и 20 %. Увеличение расхода пресной воды на 30 % приводит к заметному повышению доли капельной воды в подготовленной нефти, ухудшению процесса обессоливания. Это отражается на результатах анализа проб нефти после каждой стадии подготовки и подтверждает слабое влияние увеличения подачи пресной воды на процесс. По результатам исследований установлено, что применение интенсифицирующих устройств с межпластинным расстоянием 2,5 мм способствует повышению качества подготовки нефти: обводненность снижается на 2-37 %, содержание хлористых солей – на 5-74 % в зависимости от технологического процесса.

Список литературы

1. Турбаков М.С., Рябоконь Е.П. Совершенствование эффективности очистки нефтепроводов от отложений парафинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 17. – С. 54–62.

2. Лекомцев А.В., Илюшин П.Ю., Шишкин Д.А. Технология кустовой подготовки и закачки подтоварной воды в пласт с использованием трубного делителя фаз // Экспозиция «Нефть Газ». – 2016. – № 7 (53). – С. 85–88.

3. Галимов Р.М., Чумаков Г.Н., Буртасов С.Е. Оценка энергоэффективности системы промыслового сбора скважинной̆ продукции ЦДНГ № 7 ООО «ЛУКОЙ̆Л-ПЕРМЬ» // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 7. – С. 35–46.

4. Хижняк Г.П., Усенков А.В., Устькачкинцев Е.Н. Осложняющие факторы при разработке Ножовской группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13. – № 13. – С. 59–68

5. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – М.: Наука, 1977. – 271 с.

6. Устькачкинцев Е.Н., Мелехин С.В. Определение эффективности методов предупреждения асфальтеносмолопарафиновых отложений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – № 18. – С. 61–70.

7. Лутошкин Г.С. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1979. – 204 с.

8. Пергушев Л.П., Розенцвайг А.К. Влияние неоднородности дисперсной фазы на процессы коалесценции и массообмена в жидкостных эмульсиях // Прикладная механика и техническая физика. – 1980. – № 4. – С. 74–81.

9. Злобин А.А. Экспериментальные исследования процессов агрегации и самосборки наночастиц в нефтяных дисперсных системах // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 15. – С. 57–72.

10. Результаты опытно-промышленных испытаний мобильной установки подготовки скважинной продукции / О.В. Третьяков, А.В. Усенков, А.В. Лекомцев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 131–135.

В статье представлена методология математического моделирования геликоидного преобразователя расхода, предназначенного для измерения количества нефти и нефтепродуктов. Принцип действия таких преобразователей расхода основан на преобразовании частоты вращения геликоидного ротора в значение объемного расхода и объема нефти и нефтепродуктов. Дано описание особенности разработки таких преобразователей расхода. Предложен математический аппарат для решения известных проблем проектирования, разработки и изготовления преобразователей расхода. Рассмотрены следующие основные этапы математического моделирования: концептуальная постановка задачи, математическая постановка задачи, выбор и обоснование метода решения задачи, реализация математической модели в виде программного продукта, проверка адекватности, практическое использование. Для каждого этапа математического моделирования приведены методика исследований и полученные результаты. В рамках выполненных работ выполнен анализ конструкции геликоидного преобразователя расхода, подготовлены обобщенные концептуальные формулы, описывающие геликоидный ротор и непосредственно преобразователь расхода. Дано описание разработанной математической модели геликоидного преобразователя расхода и программного продукта. При выполнении работ учтены требования к системному обеспечению. В целях обеспечения возможности практического применения математической модели и программного продукта проведена проверка адекватности математического аппарата, результаты которой подтвердили правильность принятых формул и допущений. Приведены первые результаты практического применения математической модели. Проанализированы результаты модификации реального геликоидного преобразователя расхода. Сделаны общие выводы по результатам математического моделирования, намечены дальнейшие пути исследований.

Список литературы

1. Панфилов С.А., Саванин А.С. Анализ влияния надежности и стабильности метрологических характеристик средств измерений на межповерочный интервал  // Ползуновский вестник. – 2013. – № 2. – С. 277–280.

2. Исследование методов расчета кинематической вязкости нефти в магистральном нефтепроводе / О.В. Аралов, И.В. Буянов, А.С. Саванин, Е.И. Иорданский // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 5. – С. 97–105.

3. Саванин А.С., Сироткин В.А. Перспективы применения передвижных систем измерений количества и показателей качества нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – Т. 13. – № 1. – С. 64–66.

4. Аралов О.В., Буянов И.В., Саванин А.С. Разработка средств измерений расхода и плотности нефти и нефтепродуктов в ООО «НИИ Транснефть». В сб. Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2018. –  562 с.

5. Федота В.И., Тимофеев Ф.В. Стратегия развития науки, техники и технологий трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов на период до 2020 года // МНТК «50 лет химмотологии – основные итоги и направления развития», ФАУ 25 ГосНИИ химмотологии МО РФ. –  М.: Перо, 2014. – С. 62-70.

6. Введение в математическое моделирование / под ред. П.В. Трусова. – М.: Университетская книга, Логос, 2007. – 440 с.

7. Thompson R.E., Grey J. Turbine flowmeter performance model // Report AMC-3. – 1967.

8. Saboohi Z., Sorkhkhah S., Shakeri H. Developing a model for prediction of helical turbine flowmeter performance using CFD // Flow Measurement and Instrumentation. – 2015. – V. 42. – P. 47-57.

9. ANSYS CFX User’s Guide. – V. 14.5. – Ansys Inc. – 2012. – https://support.ansys.com

10. Menter F.R., Kuntz M., Langtry R. Ten Years of Industrial Experience with the SST Turbulence Model // Turbul. Heat Mass Transf. 4. – 2003. – V. 4. –  P. 625–632.

11. Газодинамический расчет первой ступени экспериментального двухступенчатого компрессора с использованием программного комплекса CFX/ И. Воронич, Л. Ивчик, В. Коньшин, В. Ткаченко // САПР и графика. – 2005. – № 4.

Функционирование большинства технических систем в нефтегазовом комплексе обеспечивается не отдельными видами оборудования в качестве автономных единиц, а достаточно сложными по структуре техническими системами, состоящими из комплекса взаимосвязанного оборудования. При этом каждый вид оборудования в свою очередь представляет собой сочетание комплексов, комплектов, сборочных единиц и деталей, связанных между собой в некоторой последовательности, определяющей их соподчиненность и взаимодействие в технической системе.

Рассмотрены существенные недостатки большинства действующих стандартов на оборудование, используемое в сложных технических системах для нефтегазового комплекса. Одним из них является отсутствие взаимосвязи нормированного уровня качества стандартизированного оборудования с требуемым уровнем качества технической системы, в состав которой входит это оборудование. Второй недостаток – отсутствие взаимосвязи нормированного уровня качества структурных составляющих неделимых элементов технической системы (сердцевины и ее поверхностного слоя, роль которого часто выполняет защитное покрытие) с требуемым уровнем качества этих элементов. Третий недостаток заключается в том, что в то время как приводятся марки сталей для производства конкретного структурного элемента технической системы, указываются требуемые характеристики этих сталей, необходимые геометрические характеристики структурного элемента, отсутствуют связи между этими характеристиками и требуемым уровнем качества этого элемента. Это, в частности, касается стандартов на трубы нефтяного сортамента.

Указанные недостатки действующих стандартов обусловливают несоответствие фактических характеристик потребительских свойств технических систем из стандартизированных элементов, требуемому уровню их качества. В статье рассмотрен иерархический принцип подхода к выбору критериев качества сложной технической системы и образующих ее структурных элементов.

Список литературы

1. Протасов В.Н. Импортозамещение нефтегазового оборудования на основе процессного подхода к формулированию потребительского качества на иерархическом принципе // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2015. – № 4. – С. 87–90.

2. Новый этап стандартизации нефтегазового комплекса / Г.И. Шмаль, В.Я. Кершенбаум, Т.А. Гусева, Л.Ю. Белозерцева // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 12–16.

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

4. Кершенбаум В.Я., Пантелеев А.С., Шмаль Г.И. Совершенствование системы управления качеством буровых растворов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – №1. – С. 24–26.

В системе организаций АК «Транснефть» применяется комплексный подход к обеспечению промышленной и экологической безопасности, соответствующий самым жестким современным требованиям. Одним из требований безопасности является обеспечение беспрепятственного доступа к любой точке трубопровода, для чего проводится очистка прилегающей к трубопроводу территории от нежелательной древесно-кустарниковой растительности.

В статье рассмотрены проблемы технологического выбора и особенности применения несельскохозяйственных общеистребляющих гербицидов для удаления древесно-кустарниковой растительности в полосе отвода магистральных трубопроводов с учетом требований охраны окружающей среды. Исследования проводились в течение 2 лет с использованием промышленно выпускаемых образцов гербицидов в южной, центральной и северной природных зонах Российской Федерации. Наилучшие результаты по угнетению древесно-кустарниковой растительности в южной полосе показали гербициды на основе такого действующего вещества, как имазапир, в чистом виде и в смеси с глифосатом. В средней полосе и на севере России гербициды оказывают схожее воздействие, наилучшие результаты получены при применении баковых смесей на основе имазапира и глифосата.

На основе результатов исследований в ООО «НИИ Транснефть» разработана оптимальная технология удаления древесно-кустарниковой растительности на территории линейных и площадочных объектов. Показано, что для применения целесообразно использовать баковые смеси гербицидов на основе имазапира и глифосата. На основе результатов натурных испытаний определено, что оптимальным способом для удаления растительности является применение комбинированного способа. При применении гербицидов подбор действующие вещества целесообразно подбирать в соответствии с климатической зоной и типом растительности.

Список литературы

1. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Родионова, П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – С. 20–31.

2. Половков С.А. Обеспечение промышленной безопасности, охраны труда и экологии в организациях системы «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 7. – С. 78–82.

3. Спиридонов Ю.Я., Шестаков В.Г. Применение Арсенала, ВК (250 г/л) БАСФ Агрокемикал продактс Б.В. на объектах несельскохозяйственного пользования. – М., 2007.

4. Антипов Б.В. Мульчерные технологии в полосе отвода железных дорог: научно-практические аспекты. – М., 2013.

5. Государственный каталог пестицидов и агрохимикатов, разрешенных к применению на территории Российской Федерации и дополнения к нему. – 2016.