Большинство оставшихся запасов нефти относится к трудноизвлекаемым. Они приурочены к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью коллекторов, наличием разломов и зон малых нефтенасыщенных толщин, характеризуются высокой вязкостью. В связи с этим необходимо применение технологий, позволяющих повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) из таких объектов. Одной из них является бурение многоствольных скважин. По сравнению с бурением обычных скважин бурение многоствольных скважин может не только увеличить площадь дренирования, но и снизить риски и затраты, связанные с бурением верхних секций скважин.

Представлены основные преимущества многоствольных скважин по сравнению с наклонно направленными. Обозначены предпочтительные области применения многоствольных скважин. Кроме того, показаны основные различия уровней сложностей заканчивания многоствольных скважин согласно международной классификации многоствольных скважин TAML.

В статье дано описание основных технологических решений, которые применялись при строительстве первой многоствольной скважины в АО «Зарубежнефть», включая технологию повторного доступа в боковой ствол многоствольной скважины после извлечения клина-отклонителя. Рассмотрены возникшие в процессе строительстве скважины проблемы и пути их решения. Приведено описание российской разработки в области заканчивания многоствольных скважин, отмечены ее достоинства и недостатки, дано сравнение с аналогичными системами заканчивания зарубежного производства. 

В заключение дана итоговая оценка результатов применения российской технологии заканчивания многоствольной скважины и возможности ее дальнейшего тиражирования.

Список литературы

1. Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин / Х. Фрайя, Э. Омер, Т. Пулик [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – Весна 2003. – Т. 8. – № 1. – С. 44–67.

2. TAML Multilaterals Guidebook. – July. – 1999. – С.76–80.

Рассмотрены вопросы поиска, разработки и внедрения новых технологий для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе применения по закачке пара и внутрипластового горения для карбонатных коллекторов. Лабораторные исследования с использованием экспериментальных установок проведены на образцах карбонатных гидрофобных пород для оценки потенциала методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В ходе экспериментов оценивалась инициируемость горения; максимальные температуры, создаваемые в результате протекания реакций горения, т.е. температуры, которые посредством закачки воздуха могут быть созданы в пласте для образования фронта горения. На основе полученных экспериментальных результатов определены параметры, необходимые для численного моделирования процессов закачки воздуха высокого давления и пара, такие как скорость движения фронта горения, максимальные температуры реакций, состав выделяющихся газов и флюидов.

Инициация горения в насыпной модели из кернового материала и нефти месторождения Центрального Хорейверского поднятия произошла при температуре 200 °C. Получен стабильный фронт горения в модели со скоростью 14,3 см/ч. Достигнут высокий коэффициент вытеснения – около 80 % первоначального объема нефти в модели.

В результате экспериментов оценен потенциал применения тепловых МУН для сложных объектов разработки. При проведении опытов определены и проверены технологические параметры применения рассмотренных МУН для последующего моделирования разработки. При проведении эксперимента по закачке пара в модель пласта установлено, что основное количество нефти (более 70 % общего полученного объема) вытесняется паром при температуре 283 °С. Подтверждена корректность выбора температуры закачки пара на месторождении. Установлено, что повышение температуры закачки до 305 °С позволит увеличить добычу нефти на 10-15 %.

Список литературы

1. Лабораторное моделирование процесса закачки воздуха высокого давления на месторождениях баженовской свиты / Т.М. Бондаренко, Е.Ю. Попов, А.Н. Черемисин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 34–39.

2. Alvarado V., Manrique E. Enhanced oil recovery: An update review. // Energies. – 2010. – V. 3. – № 9. – Р. 1529–1575.

3. Yang X., Gates I.D. Design of hybrid steam-in situ combustion bitumen recovery processes // Nat. Resour. Res. – 2009. – V. 18. – № 3. – Р. 213–233.

4. Collinson Sh. New Skoltech lab revolutionizes approach to difficult oil deposits. – http://www.skoltech.ru/en/2017/06/23601/.

5. Moore R.G., Mehta S.A., Ursenbach M.G. A Guide to High Pressure Air Injection (HPAI) Based Oil Recovery // SPE 75207. – 2002.

6. Grishin P.A. Features of carbonate core preparation and research // SPE – 2017. – http://www.spe-moscow.org/ru/meetings/osobennosti-podgotovki-i-issledovaniya-karbonatnogo-kerna2.htm...

Рассмотрено применение нефтерастворимых прекурсоров катализаторов на основе металлов переходных групп (железо, кобальт, никель и медь) для повышения эффективности добычи тяжелой нефти на месторождении, которое разрабатывается с применением циклической закачки пара. Исследования паротеплового воздействия на образцы тяжелой нефти с добавками прекурсора катализатора (0,2 % по металлу) проведены в реакторе-автоклаве при температуре 300 °С в течение 6 ч, давлении 9 МПа. Давление соответствовало давлению закачки пара на месторождении. Для оценки эффективности катализаторов охарактеризованы состав и структура нефти после паротеплового воздействия методами SARA-анализа, элементного анализа, газовой хроматомасс-спектрометрии и МАЛДИ-масс-спектрометрии. Установлено, что применение катализаторов, активная форма которых формируется in situ, обеспечивает снижение массовой доли тяжелых компонентов нефти, увеличение фракции насыщенных углеводородов, а также уменьшение средней молекулярной массы нефти. Кроме этого, совместное использование катализаторов с донорами водорода позволяет повысить соотношение водорода и углеглерода H/C. Среди изученных переходных металлов наиболее эффективным оказался катализатор на основе никеля. Его применение совместно с паром позволяет существенно снизить вязкость нефти в лабораторных условиях. Полученные результаты свидетельствуют, что применение циклической закачки пара с катализаторами акватермолиза позволит провести облагораживание нефти в пластовых условиях, улучшить ее реологические свойства и, как следствие, повысить текущие дебиты нефти скважин.

Список литературы

1. A review of novel techniques for heavy oil and bitumen extraction and upgrading / A. Shah, R. Fishwick, J. Wood [et al.] // Energy Environ. Sci. – 2010. – V. 3. – P. 700–714.

2. Акватермолиз нефтей и природных битумов: химизм процесса, катализаторы, перспективы промышленной реализации / Б.П. Туманян, Н.Н. Петрухина, Г.П. Каюкова [и др.] // Успехи химии. – 2015. – Т. 84 (11). – С. 1145– 1175.

3. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquin G. Catalytic Aquathermolysis Used for Viscosity Reduction of Heavy Crude Oils: A Review // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 2809–2816.

4. The changes of Asphaltenes Structural-Phase Characteristics in the Process of Conversion of Heavy Oil in the Hydrothermal Catalytic System / G.P. Kayukova, A.T. Gubaidullin, S.M. Petrov [et al.] // Еnergy Fuels. – 2016. – 30. – P. 773–783.

5. Galukhin A.V., Erokhin A.A., Nurgaliev D.K. Effect of Catalytic Aquathermolysis on High-Molecular-Weight Components of Heavy Oil in the Ashal’cha Field // Chem. Technol. Fuels Oils. – 2015. – V. 50. – P. 67–69.

6. A Study on Catalytic Aquathermolysis of Heavy Crude Oil During Steam Stimulation / S. Wen, Y. Zhao, Y. Liu, S. Hu // SPE-106180-MS. – 2007.

7. Laboratory Experiments and Field Test of a Difunctional Catalyst for Catalytic Aquathermolysis of Heavy Oil / K. Chao, Y. Chen, H. Liu [et al.] // Energy Fuels. – 2012. – V. 26 (2). – P.1152–1159.

8. The description of heavy crude oils and the products of their catalytic conversion according to SARA-analysis data / D.A. Feoktistov, S.A. Sitnov, A.V. Vahin [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2015. – V. 10. – Р. 45007–45014.

9. Application of Thermal Investigation Methods in Developing Heavy-Oil Production Technologies / A.V. Vakhin, V.P. Morozov, S.А. Sitnov [et al.] // Chem. Technol. Fuels Oils. – 2015. – V. 50 (6). – P. 569–578.

10. Повышение эффективности паротепловых методов добычи высоковязких нефтей с использованием катализатора на основе кобальта / С.А. Ситнов, М.С. Петровнина, Д.А. Феоктистов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С.106–108.

Выполнена оценка геологических рисков при поисках и разведке месторождений углеводородов. Повышение эффективности геолого-разведочных работ на разных стадиях связано с совершенствованием способов учета и минимизацией геологических рисков. Для этого необходим анализ углеводородных систем и их элементов (нефтематеринских толщ, пород-коллекторов, флюидоупоров, ловушек), а также динамических процессов (генерации, миграции и аккумуляции углеводородов). В статье методика оценки геологических рисков апробирована для геолого-разведочных работ на акватории северо-восточной части Присахалинского шельфа. С целью оценки «риск-моделей» для региональной модели строения и эволюции кайнозойского чехла созданы и проанализированы 80 региональных трехмерных моделей, для Киринского, Аяшского и Восточно-Одоптинского участков – по 50 «риск-моделей». Для оценки и анализа результатов риск-моделирования использованы «диаграммы торнадо». С целью оценки рисков методом Шеврон построены карты распределения геологических рисков на лицензионном участке Присахалинского шельфа и схемы распространения перспективных объектов, выявленных по результатам интерпретации данных сейсморазведки, определения качества резервуаров и распространения флюидоупорных толщ. По результатам моделирования выделены шесть крупных независимых очагов генерации нефти и газа: Чайвинский, Венинский, Киринский, Пограничный, Пильтун-Астаховский, Дерюгинский. Для построения итоговых карт геологических рисков на лицензионных участках Присахалинского шельфа и присвоения коэффициентов рисков перспективным объектам использованы модели и схемы генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Результаты анализа показали, что все проектные скважины имеют низкие риски.

Список литературы

1. Modeling of petroleum systems in regions with complex geological structure / V.Y. Kerimov, A.V. Osipov, R.N. Mustaev, A.S. Monakova // 16th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. GEOMODEL 2014.

2. Богоявленский В.И., Керимов В.Ю., Ольховская О.О. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях мирового океана: Охотское море // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 43–47.

3. Геология, поиски и разведка месторождений углеводородов на акваториях Мирового океана / В.Ю. Керимов, Б.В. Сенин, В.И. Богоявленский, Г.Я. Шилов. – М.: Недра, 2016. – 410 с.

4. Условия формирования и эволюция углеводородных систем на Присахалинском шельфе Охотского моря / В.Ю. Керимов, А.В. Бондарев, Е.А. Сизиков [и др.] // Нефтяное хозяйство. –2015. – № 8. – С. 22–27.

5. Модели углеводородных систем зоны сочленения Русской платформы и Урала / В.Ю. Керимов, А.А. Горбунов, Е.А. Лавренова, А.В. Осипов // Литология и полезные ископаемые. – 2015. – № 5. – С. 445–458.

6. Перспективы поисков скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых толщах хадумской свиты Предкавказья / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 50–53.

7. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геолого-разведочных работ / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, Б.В. Сенин, Е.А. Лавренова // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 26–29.

8. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, У.С. Серикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 56–60.

9. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины / В.Ю. Керимов, У.С. Серикова, Р.Н. Мустаев, И.С. Гулиев // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 50–54.

10. Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья / В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский // Нефтяное хозяйство. – 2016. –№ 2. –С. 8–11.

11. Kerimov V.Yu., Mustaev R.N., Bondarev A.V. Evaluation of the Organic Carbon Content in the Low-Permeability Shale Formations (As in the Case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia Region) // Oriental Journal of Chemistry. - 2016. – V. 32. – № 6. – P. 3235–3241.

12. Rachinsky M.Z., Kerimov V.Y. Fluid Dynamics of Oil and Gas Reservoirs // 2015. Scrivener Publishing Wiley, MA 01915-6106 USA.

13. Environment for the Formation of Shale Oil and Gas Accumulations in Low-Permeability Sequences of the Maikop Series, Fore-Caucasus / V.Yu. Kerimov, R.N. Mustaev, N.Sh.Yandarbiev, E.M. Movsumzade // Oriental Journal of Chemistry. – 2017. – V. 33. – № 2. – P. 879–892.

14. Оценка вторичных фильтрационных параметров низкопроницаемых сланцевых толщ майкопской серии центрального и восточного Предкавказья по результатам геомеханического моделирования / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский, В.А. Зайцев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 18–21.

15. Физико-химические свойства сланцевых толщ майкопской серии Предкавказья / В.Ю. Керимов, А.Л. Лапидус, Н.Ш. Яндарбиев [и др.] // Химия твердого топлива. – 2017. – № 2. –  С. 58–66.

16. Коблов Э.Г., Харахинов А.В., Ткачева Н.А. Нефтегазовый потенциал и перспективные нефтегазопоисковые объекты прибрежной зоны шельфа Северного Сахалина. В сб. Геологические проблемы развития углеводородной и сырьевой базы Дальнего Востока и Сибири. – СПб.: Недра, 2006. – С. 83–88.

17. Обжиров А.И. Газогидраты и потоки метана в Охотском море // Морские информационно-управляющие системы. –2013. –№ 1 (2). – С. 56–65.

18. Гулиев И.С., Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н. Фундаментальные проблемы нефтегазоносности Южно-Каспийского бассейна // ДАН. – 2016. – Т. 471. – № 1. – C. 62–65.

Для подсчета запасов и оптимизации освоения трудноизвлекаемых углеводородов из средне-верхнеюрских отложений необходимы достоверные сведения о принадлежности пластов-коллекторов к определенным стратонам. Вопрос о расчленении нефтегазоносных отложений тюменской и наунакской свит на юго-востоке Западной Сибири до сих пор является дискуссионным.

Материалом для исследований послужили образцы керна семи скважин: скв. 1, 2, 5 (Двойное месторождение) и 446, 170, 430, 301 (Снежное месторождения). Актуальность исследований обусловлена необходимостью использования результатов для корректировки геологической модели, подсчета заявленных запасов углеводородов и оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов на Двойном и Снежном месторождениях.

В качестве руководящих ископаемых для тюменской свиты (томского фитогоризонта) установлены папоротники Coniopteris vialovae и Raphaelia diamensis; чекановскиевые Czekanowskia irkutensis, Cz. rigida, Phoenicopsis mogutchevae; хвощовые Equisetites lateralis. Руководящими формами для наунакской свиты (наунакский фитогоризонт) в изученных скважинах являются чекановскиевые Czekanowskia tomskiensis. Продуктивные отложения тюменской свиты характеризуются высокой степенью неоднородности, литологической изменчивостью, преобладанием большего числа прослоев смешанных пород (алевро-песчаников, алевро-аргиллитов). По значениям гидролизатного модуля тюменская свита сложена континентальными отложениями с участием продуктов переотложения кор выветривания, а наунакская свита, с пониженным значением модуля сложена терригенными породами с участием вулканогенно-обломочного материала. По значениям титанового модуля тюменская свита формировалась в семиаридном климате. На фоне преобладающих семиаридных обстановок в конце среднеюрской эпохи на изучаемой территории имели место эпизоды гумидизации.

Комплексные литогеохимические, биостратиграфические и фациальные исследования позволили выполнить расчленение средне-верхнеюрских отложений изученных разрезов и уточнить границу между наунакской и тюменской свитами, а также разделить отложения различного генезиса: внутриконтинентальных водоемов (тюменская свита) и прибрежных равнин, эпизодически заливаемых морем.

Список литературы

1. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система/ Б.Н. Шурыгин, Б.Л. Никитенко, В.П. Девятов [и др.]. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. – 480 с.

2. Perevertailo T., Nedolivko N., Dolgaya T. Vasyugan horizon structure features within junction zone of Ust-Tym depression and Parabel megaswell (Tomsk Oblast) // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. – 2015. – V. 24: Scientific and Technical Challenges in the Well Drilling Progress. – http://dx.doi.org/10.1088/1755-1315/24/1/012023.

3. Решения 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Новосибирск, 2004. – 114 с.

4. Киричкова А.И., Костина Е.И., Быстрицкая Л.И. Фитостратиграфия и флора юрских отложений Западной Сибири. – СПб.: Недра, 2005. – 378 с.

5. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ. – Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2003. – 147 с.

6. Shaminova M., Rychkova I., Sterzhanova U. Paleogeographic and litho-facies formation conditions of MidUpper Jurassic sediments in S-E Western Siberia (Tomsk Oblast) // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2016. – V. 43: Problems of Geology and Subsurface Development. – http://earchive.tpu.ru/handle/11683/35119.

7. Интерпретация геохимических данных / Под ред. Е.В. Склярова. – М.: Интермет Инжиниринг, Т. 1, 2001. – 288 с.

8. Юдович Я.Э. Основы литохимии. – СПб.: Наука, 2000. – 479 с.

9. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Геохимические индикаторы литогенеза. – Сыктывкар: Геопринт, 2011. – 740 с.

10. Маслов А.В. Осадочные породы: методы изучения и интерпретации полученных данных. – Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2005. – 289 с.

11. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, мелу и палеогене /А.В. Гольберт, Л.Г. Маркова, И.Д. Полякова [и др.]. – М.: Наука, 1968. – 152 с.

12. Lithologo-facial, geochemical and sequence-stratigraphic sedimentation in Naunak suite (south-east Western Siberia)/ M. Shaminova, I. Rychkova, U. Sterzhanova, T. Dolgaya//IOP Conf. Series: Eart and Environmental Science. – http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012001.

Работа направлена на уточнение геологического строения сложнопостроенных объектов посредством решения прямой задачи сейсморазведки. Приведен пример коллектора, представляющего собой отложения глубоководных оползней. С целью подтверждения валидности геологической модели выполнены расчет синтетических сейсмических данных и их сравнение с оригинальным сейсмическим кубом. Рассмотрены различные реализации геологической модели. Первая реализация включает моделирование с отсутствием деформационных вертикальных смещений, вторая – использует данные, полученные при изучении современных систем подводных оползней, их структуры и типов деформаций.

Расчет синтетического волнового поля выполнен в упрощенном варианте сверточной модели. Акустические свойства выбраны согласно имеющимся аналогам. Модель акустического импеданса пересчитана в куб коэффициентов отражения, который подавался на вход оператора свертки. Представлены результаты анализа чувствительности метода к параметрам геологической модели и типам разломов. Дополнительно приведены результаты оптимизации размеров ячеек синтетической геологической модели; подходы к выбору методов создания структурного каркаса; способы задания деформаций в случае необходимости отработки гипотез по возможной величине смещения; подходы к моделированию акустических свойств среды.

Использованный метод рассматривается как подход к восстановлению волнового поля на основе различных концепций геологического строения и может быть использован как быстрый и удобный метод проверки самой концепции и анализа сейсмических возможностей по выявлению геологических объектов. Применение этого метода позволяет оценить корректность построения структурного каркаса, оценки характера напластования, размеров геологических объектов, а также распределения акустических свойств внутри литотипов и геологических тел, при условии возможности их выделения на реальном сейсмическом разрезе.

Список литературы

1. Шпильман В.И., Мухер А.Г. Особенности формирования пласта АСП в Салымском нефтеносном районе // Геология и геофизика. – 1988. – № 12. – C. 44–48.

2. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири // Геология и геофизика. – 1990. – № 8. – C. 16–20.

3. Чернавских А.В. Условия формирования верхнеюрско-нижнемеловых отложений центральной части Западной Сибири в зоне Сибирских увалов // Геология нефти и газа. – 1994. – № 10. – C. 13–16.

4. Heiko Huneke Thierry Mulder Deep-sea Sediments. – Amsterdam: Elsevier, 2011. – 849 р.

5. Hollister C.D. Heezen B.C. Geological effects of ocean bottom currents: Western North Atlantic. In: Studies in Physical Oceanography. – New York: Gordon and Breach, 1972. – 232 p.

6. Hollister C.D. Johnson D.A., Lonsdale P.E. Current controlled abyssal sedimentation: Samoan Passage // Journal of Geology. – 1974. – V. 82. – P. 275–299.

7. Hampton M.A. Lee H.J., Locat J. Submarine Landslides // Reviews of Geophysics. – 1996. – V. 34. – P. 33–59.

8. Bugge T. Submarine slides on the Norwegian continental margin with special emphasis on the Storegga Slide // IKU Report. – 1983. – V. 110. – P. 152.

9. Dalland A., Worsley D., Ofstad K. A lithostratigraphic scheme for the Mesozoic and Cenozoic succession offshore mid- and northern Norway // Norwegian Petroleum Directorate Bulletin. – 1988. – N 4. – P. 65.

10. Riis F. Quantification of Cenozoic vertical movements of Scandinavia by correlation of morphological surfaces with offshore data // Global and Planetary Change. – 1996. – N 12. – P. 331–357.

11. Explaining the Storegga Slide / P. Bryn [et al.] // Marine and Petroleum Geology, 2005. – V. 22. – Р. 11–19.

12. Ramsay J.G., Huber M.I. The techniques of modern structural geology. – New York: Academic Press Inc., 1987. – 700 p.

Фациальное моделирование является составной частью нового направления исследований, известного как прогнозирования геологического разреза (ПГР) по комплексу сейсмических и скважинных данных. В предыдущих работах авторами предложена концептуальная модель осадочного бассейна, предназначенная для решения задач ПГР, и изложены результаты ее апробации для вендского терригенного комплекса Сибирской платформы. В настоящее время представляется крайне актуальной апробация предложенной модели в осадочных бассейнах различных генетических типов. Представлено систематическое изложение авторских представлений о фациальном моделировании как о самостоятельном направлении научных исследований.

Объектом фациального моделирования являются осадочные бассейны, предметом – их модели как системы литологических тел, находящихся в закономерных пространственных отношениях. Цель фациального моделирования – построение концептуальной литологической модели осадочного бассейна, как априорной основы интерпретации сейсмических данных. Задачи фациального моделирования – идентификация и прогноз литологических тел. Общий метод фациального моделирования – интерполяция и экстраполяция литологических функций на основе заранее заданных латеральных рядов фаций и вертикальных последовательностей литотипов в точках скважин. Основное средство фациального моделирования – концептуальная модель осадочного бассейна, описывающая его как вертикальную последовательность фациальных серий, ограниченных фациальными несогласиями.

На простом модельном примере продемонстрирован алгоритм фациального моделирования. Введено понятие «фациально-согласное залегание слоев», являющееся экспликацией идеи о генетически взаимосвязанных последовательностях осадков. Введено понятие «фациальное несогласие», которое является экспликацией идеи Н.Б. Вассоевича о мутационных границах. Предложена классификация фациальных несогласий. Под фациальными несогласиями I рода понимаются изохронные границы, возникающие при смене типа бассейна седиментации, под фациальными несогласиями II рода – изохронные границы, возникающие, в основном в ходе трансгрессий и регрессий. Введено понятие «фациальная серия», под которой понимается геологическое тело, ограниченное фациальными несогласиями. Фациальная серия представляет собой закономерно построенный латеральный ряд фаций и является основным объектом фациального моделирования.

Список литературы

1. Сейсмическая стратиграфия. Использование при поисках и разведке нефти и газа: в 2 т. / Под ред. Ч. Пейтона. – М.: Мир, 1982. – Т. 1. – 839 с.; Т. 2. – 846 с.

2. Ильин А.С. Структурная седиментология – новое направление в изучении осадконакопления // Геология и разведка. – 1991. – № 7. – С. 33–46.

3. Catuneanu O. Principles of sequence stratigraphy. – Amsterdam: Elsevier, 2006. – 375 p.

4. Towards the standartization of sequence stratigtaphy / O. Catuneanu, V. Abreu, J.P. Bhattacharya [et al.] // Earth-Science Reviews. – 2009. – V. 92. – P. 1–33.

5. Sequence stratigraphy: methodology and nomenclature / O. Catuneanu, W.E. Galloway, C.G.St.C. Kendall [et al.] // Newsletters on Stratigraphy. – 2011. – V. 44. – P. 173–245.

6. Карогодин, Ю.Н. Введение в нефтяную литмологию. – Новосибирск: Наука, 1990. – 240 с.

7. Лебедев М.В., Чернова Л.С. Фациальные модели терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа) // Геология и геофизика. – 1996. – № 10. – С. 51–64.

8. Лебедев М.В. Фациальные несогласия в осадочных бассейнах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 10. – С. 62–68.

9. Лебедев М.В. Фациальные серии в осадочных бассейнах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 3. – С. 8–16.

10. Лебедев М.В. Фациальная модель верхней части терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (Сибирская платформа) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 11. – С. 38–51.

11. Салин Ю.С. Стратиграфическая корреляция. – М.: Недра, 1983. – 157 с.

12. Салин Ю.С. Конструктивная стратиграфия. – М.: Наука, 1979. – 173 с.

13. Стратиграфия и математика. Методологические, теоретические и органи-зационные вопросы, связанные с применением математических методов и ЭВМ в стратиграфии / Под ред. Ю.А. Косыгина, Ю.С. Салина, В.А. Соловьева. – Хабаровск: Изд-во Ин-та тектоники и геофизики ДВО РАН, 1974. – 203 с.

14. О проведении стратиграфических построений на ЭВМ / Ю.А. Воронин, А.М. Боровиков, Ю.С. Салин [и др.] // Математические проблемы геофизики. – 1971. – Вып. 2. – С. 295–304.

15. Воронин Ю.А., Еганов Э.А. Методологические вопросы применения математических методов в геологии. – Новосибирск: Наука, 1974. – 85 с.

16. Бейзель А.Л. Модель формирования нефтегазового резервуара на основе концепции географического цикла // Изв. Томского политехнического университета. – 2010. – Т.316. – № 1. – 52-57.

Геофизические исследования являются одним из основных источников информации при геолого-разведочных работах (ГРР) на нефть и газ. При этом сейсморазведка представляет собой основу для построения геологических, в частности геометрических, моделей месторождений, их структурного каркаса. От точности и достоверности сейсмических построений зависит эффективность поисково-разведочных исследований в нефтегазовой отрасли в целом. Усложнение задач ГРР на нефть и газ, условий эксплуатации месторождений, повышение конкуренции на нефтяном рынке обусловливают повышенные требования к эффективности геофизических исследований.

Так как Западная Сибирь находится в стадии глубокого освоения, прирост запасов и ресурсной базы возможен главным образом за счет малоамплитудных (10 – 15 м) и малоразмерных (2 – 5 км) перспективных объектов. Для надежного обнаружения и изучения таких объектов среднеквадратическая погрешность структурных построений не должна превышать 5 м. Данную величину следует считать необходимым в современных условиях уровнем точности сейсморазведки. Традиционные сейсмические исследования не могут обеспечить такую высокую точность глубинно-скоростных моделей (ГСМ). Наиболее современным подходом к построению ГСМ является выполнение кинематической инверсии сейсмических данных, что предполагает переход от параметров сейсмического волнового поля к геометрическим и скоростным параметрам объектов геологического разреза. В настоящее время существуют проработанные в разной степени отдельные решения и элементы технологии кинематической инверсии, но не решена задача интеграции, комплексирования и согласования различных этапов, методов и уровней геофизических исследований.

Отмечена необходимость разработки и применения специализированной, комплексной технологии сбора, обработки и интерпретации геофизических данных, включающей как технико-методические аспекты получения исходной информации, так и методические приемы обработки и интерпретации, а также способы оценки точности параметров и результатов использования ГСМ. Дальнейшее повышение эффективности сейсмических исследований требует интеграции имеющихся отдельных решений в рамках комплексной адаптивной технологии кинематической инверсии сейсмических данных.

Список литературы

1. Многоуровневая сейсморазведка и кинематическая инверсия данных МОВ – ОГТ в условиях неоднородной ВЧР. – М.: ЕАГЕ Геомодель, 2014. – 212 с.

2. Plessix R.-E., Perkins C. Full waveform inversion of a deep water ocean bottom seismometer dataset // First Break. – 2010. – № 28. – С. 71–78.

3. Глоговский В.М., Лангман С.Л. Свойства решения обратной кинематической задачи сейсморазведки // Технологии сейсморазведки. – 2009. – № 1. – С.10–17.

4. Глоговский В.М. Структурная устойчивость алгоритмов определения скоростных и глубинных параметров среды // Технологии сейсморазведки. – 2011. – № 4. – С. 6–11.

5. Брехунцов А.М., Бевзенко Ю.П. Об экономике и технологии поисков нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 2000. – № 3. – С. 58–62.

6. Бевзенко Ю.П., Брехунцов А.М., Долгих Ю.Н. Результаты производственного применения технологии многоуровневой высокоточной сейсморазведки // Нефть и газ. – 2002. – № 1. – С. 14–18.

7. Бевзенко Ю.П., Долгих Ю.Н. Техника и технология многоуровневых сейсмических исследований на севере Западной Сибири // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2004. – № 2. – 31–35.

8. Бевзенко Ю.П. Многоуровневая высокоточная сейсморазведка в районах развития многолетней мерзлоты: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – Тюмень, 2004. – 36 с.

9. Долгих Ю.Н. Повышение точности сейсмических наблюдений на основе изучения ЗМС и учета волн – спутников в рамках технологии многоуровневой сейсморазведки: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – Тюмень, 2004. – 24 с.

10. Долгих Ю.Н. О недостатках упрощенных подходов к учету ВЧР в условиях Западной Сибири // Технологии сейсморазведки. – 2006. – № 3. – С. 60–68.

11. Долгих Ю.Н. Проблемы кинематической инверсии данных МОВ – ОГТ в северных районах Западной Сибири // Технологии сейсморазведки. – 2012. – № 4. – С. 40–50.

12. Долгих Ю.Н. Постфактум – контроль условий возбуждения волн и фактической глубины погружения заряда // Технологии сейсморазведки. – 2013. – № 1. – С. 65–73.

13. Методические результаты применения UNIQ – технологии МОВ – ОГТ 3D на севере Западной Сибири / В.И. Кузнецов, Ю.Н. Долгих, С.С. Санин (и др.) // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2015. – № 4. – С. 41–46.

Кратко рассмотрены особенности геологического строения и нефтегазоносности Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области (НГО). На основании имеющихся геолого-геофизических материалов проведен анализ условий, оптимальных для формирования тех или иных типов ловушек и, как следствие, связанных с ними залежей углеводородов. Составлена классификация выявленных типов залежей, согласно которой в пределах данной территории идентифицированы три класса (пластовые, массивные и комбинированные), подразделяющиеся на восемь типов. Определены закономерности размещения в пределах изучаемой территории и особенности строения наиболее распространенных типов залежей (пластово-сводовых, массивных в биогенном выступе и пластово-сводовых тектонически экранированных), а также приведены примеры характерных месторождений.

Учитывая высокую на текущий момент степень изученности Бухаро-Хивинской НГО, фонд структурных ловушек в этом регионе можно считать практически исчерпанным, а дальнейшие перспективы целесообразно связывать с их неструктурными разновидностями. В связи с этим также выполнен анализ наиболее вероятных типов последних, которые потенциально могут быть идентифицированы в пределах данной территории в дальнейшем и с которыми связаны уже установленные к настоящему времени залежи отдельных месторождений.

Очевидно, что идентификация в осадочном разрезе различных типов залежей требует применения различных поисковых методик. На основании полученных результатов даны рекомендации по постановке наиболее оптимального комплекса дальнейших геолого-разведочных работ, исходя из наиболее вероятных типов потенциальных залежей.

Список литературы

1. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах. – М.: Недра, 1964. – 57 с.

2. Газовые и газоконденсатные месторождения / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, И.П. Жабрев [и др.] // под ред. И.П. Жабрева. – М.: Недра, 1983. – 375 с.

3. Нефтяные и газовые месторождения Узбекистана: в 2 кн. Кн. 2 / А.Р. Ходжаев [и др.]. – Ташкент: Изд-во Фан, 1974. – 279 с.

Выполнен анализ особенностей протекания процесса кольматации порового пространства горных пород в полной постановке, т.е. с учетом изменения напряженно-деформированного состояния горных пород. Такой анализ целесообразен для выяснения причин снижения фильтрационных свойств пластов-коллекторов при добыче нефти с применением заводнения. Известно, что в ряде случаев закачка воды в пласт приводит к ухудшению фильтрационных свойств областей пласта, примыкающих к нагнетательным скважинам. При этом такое снижение не может быть объяснено нарушением технологии закачки. Рассмотрен один из возможных механизмов изменения фильтрационных свойств пластов-коллекторов нефти вследствие кольматации порового пространства глинистыми частицами. Частицы могут поступать в процессе бурения, вместе с закачиваемой водой либо из коллектора за счет суффозионных процессов в зонах с повышенной скоростью фильтрации. Построено математическое описание процесса кольматации порового пространства пласта-коллектора с учетом изменения его напряженно-деформированного состояния. Учет изменения напряженно-деформированного состояния пласта позволили изучить особенности протекания суффозионно-кольматационных процессов при добыче нефти. Расчеты на модели дополнены экспериментальными исследованиями. Экспериментальные исследования проводились на насыпных образцах пористой среды с отслеживанием изменения коэффициента проницаемости при закачке раствора, содержащего взвешенные глинистые частицы. Кроме того, использованы экспериментальные данные других авторов. Построенная математическая модель процесса проверена путем сравнения результатов расчетов по модели с полученными экспериментальными данными, в результате получено хорошее соответствие расчетных и экспериментальных данных.

Список литературы

1. Максименко А.А. Микромеханический анализ течения неньютоновских жидкостей и взвесей в пористой среде: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – М., 2001. – 108 с.

2. Рыжиков Н.И. Экспериментальное исследование динамики захвата частиц и изменения проницаемости при фильтрации суспензии через пористую среду: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – М., 2014. – 150 с.

3. Jaeger J.C., Zimmerman R.W. Fundamentals of Rock Mechanics //

4th ed. Oxford: Wiley, 2007. – 488 с.

4. Khramchenkov M., Khramchenkov E. A new approach to obtain rheological relations for saturated porous media // International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences. 72–2014. – P. 49–53.

5. Экспериментальное изучение фильтрации микросуспензии в высокопроницаемой пористой среде / C.В. Димов, В.В. Кузнецов, В.Я. Рудяк, Н.М Тропин // Механика жидкости и газа. – 2012. – № 2. – С. 47–56.

6. Nikolaevskiy N.V. Geomechanics and fluid dynamics. – Dordrecht: Kluwer Academic Publishers, 1996. – 447 с.

7. Coussy O. Poromechanics. – London: Wiley, 2004. – 298 с.

Исследованы особенности правового режима атомных ледокольных судов как объектов проектирования строительства, эксплуатации, права собственности, объектов, с помощью которых осуществляется ледовая проводка в акватории Северного морского пути, в том числе с учетом проводимой на современном этапе унификации. Общие требования, которые устанавливают определенные режимы, порядки, относимые и к ядерным судам, установлены в том числе такими международными договорами, как Международная конвенция по охране человеческой жизни на море 1974 г. (СОЛАС-74); Венская конвенция о гражданской ответственности за ядерный ущерб 1963 г.; Конвенция об оперативном оповещении о ядерных авариях 1986 г.; Конвенция о помощи в случае ядерной или радиационной аварийной ситуации 1986 г. Общие правила о ядерных судах установлены в СОЛАС-74 в главе VIII. В национальном законодательстве особенности правового режима атомных ледоколов закреплены в том числе в Кодексе торгового мореплавания Российской Федерации, Федеральном законе «Об использовании атомной энергии», подзаконных нормативных правовых актах.

Работа по развитию правового регулирования атомного ледокольного флота продолжается как на национальном, так и на международном уровне. Принятие Полярного кодекса, внесение дополнений к СОЛАС-74 свидетельствуют о том, что даже при современной борьбе за ресурсы и транспортные линии такие проблемы, как энергетическая безопасность, безопасность мореплавания, защита окружающей среды, являются общими для многих государств. Разрешение данных проблем на международно-правовом уровне обеспечивает как национальные интересы, так и интересы мирового сообщества в целом.

Список литературы

1. Выступление Президента Российской Федерации В.В.Путина на совещании по вопросу комплексного развития Арктики 29 марта 2017 г.// http://kremlin.ru/events/president/news/54147

2. http://tek360.rbc.ru/articles/40/

3. http://shelf-neft.gazprom.ru/press/news/2017/04/107/

4. Выступление Президента Российской Федерации В.В.Путина на IV Международном арктическом форуме «Арктика – территория диалога»// http://kremlin.ru/events/president/news/54149

5. Романова В.В. Энергетический правопорядок: современное состояние и задачи. – М.: Юрист, 2016. – 254 с.

6. http://www.rosatom.ru/production/fleet/

7. http://rosatomflot.ru/index.php?menuid=18 

8. http://asozd2.duma.gov.ru/main.nsf/%28SpravkaNew%29?OpenAgent&RN=1096914-6&02

9. Иойрыш А.И. Правовые проблемы мирного использования атомной энергии. – М.: Наука,1979. – 222 с. 

10. Малинин С.А., Мусин В.А. Правовые проблемы морской атомной деятельности. – Ленинград: Изд-во Ленинградского университета, 1974. – 134 с.

11. Супатаева О.А. Вопросы правового обеспечения реализации жизненного цикла плавучей атомной электростанции (ПАЭС) // Правовой энергетический форум. – 2016. – № 3. – С.14–25.

12. Советское атомное право / Отв. ред. П.Н. Бургасов, А.И. Иойрыш, А.М. Петросьянц. – М.: Наука, 1986. – 208 с.

13. Конвенция об оперативном оповещении о ядерных авариях 1986 года. – http://www.un.org/ru/documents/decl_conv/conventions/nuchelp.shtml

14. Международная конвенция о борьбе с актами ядерного терроризма от 14.09.2005 // Бюллетень международных договоров. – 2008. – № 12. – С. 5–18.

Бурение нефтяных и газовых скважин на месторождениях Восточной Сибири осуществляется в сложных горно-геологических условиях, которые обусловлены наличием значительных интервалов карбонатно-галогенных отложений, низкими пластовыми давлениями, высокой минерализацией пластовых вод и наличием тектонических разломов. В результате применения моносолевых буровых растворов на водной основе отмечаются повышенная кавернозность ствола скважин, снижение проницаемости прискважинной зоны и продуктивности скважин. Объективная необходимость повышения качества и технико-экономических показателей строительства скважин требует совершенствования технологий бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов.

Разработана рецептура усовершенствованного бурового раствора, которая отвечает ряду условий, связанных с особенностями геологического разреза. Выполнение данных условий обеспечивается подобранным компонентным составом бурового раствора. Основой бурового раствора является раствор трех солей. В результате общая минерализация фильтрата бурового раствора близка к минерализации пластовой воды. Это позволяет ограничить негативные последствия физико-химического взаимодействия в системе фильтрат бурового раствора – горная порода – пластовые флюиды. Комбинация полимеров, вводимых в буровой раствор, и кольматанта на основе карбоната кальция ограничивает глубину проникновения фильтрата в пласт и обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта. Буровой раствор содержит эффективную смазочную добавку с ПАВ, которая способствует уменьшению поверхностного натяжения, разупрочняет структуру пленочной воды на поверхности пор, частично предотвращает растворение солей, улучшает структурно-механические, фильтрационные и смазочные показатели.

Проведены эксперименты по определению коэффициента восстановления проницаемости при использовании модельного полисолевого бурового раствора. Выполнены опытно-промысловые испытания разработанной рецептуры бурового раствора на поисковой и эксплуатационных скважинах Восточной Сибири. В результате применения полисолевого биополимерного бурового раствора достигнуто увеличение дебитов нефти новых скважинам, что свидетельствует о его высокой технологической эффективности.

Список литературы

1. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988. – 135 с.

2. Подгорнов В.М., Ахмадеев Р.Г., Ангелопуло О.К. Влияние процессов фильтрации буровых растворов на изменение проницаемости коллектора. В сб. Итоги науки и техники «Разработка нефтяных и газовых месторождений». – 1975. – Т. 6 – С. 60–97.

3. Скважины малого диаметра / С.А. Рябоконь, В.И. Баловская, С.К. Шафраник, А.Ф. Косилов // Интервал. – 2002. – № 8. – С. 51–59.

4. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М.: Недра, 1979. – 215 с.

5. Уляшева Н.М. Технология буровых жидкостей. – Ухта: УГТУ, 2008. – 164 с.

6. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1976. – 90 с.

7. Теории подбора фракционного состава кольматанта / Г.Г. Ишбаев,  М.Р. Дильмиев, А.В. Христенко, А.А. Милейко // Бурение и нефть «Технологии». – 2011. – № 6 – С. 16–18.

На основе результатов ранее проведенных исследований выбраны составы расширяющих добавок с регулируемой динамикой расширения. Выполнены исследования влияния расширяющих добавок на величину линейного расширения цементного камня при двух температурных режимах (22 и 75 °С) с твердением в водной и воздушной средах. Концентрация расширяющей добавки изменялась от 3 до8 % массы портландцемента. Анализ полученных экспериментальных данных показал, что зависимость расширения от количества добавки - прямая; зависимость расширения от температуры - обратная; величина линейного расширения в воздушной среде ниже, чем в водной. В воздушной среде при температуре 22 °С наилучшие результаты получены при использовании расширяющей добавки состава CaO/Atren Light. При содержании добавки 8 % расширение достигало 4,3 %. В водной среде при температуре 22 °С все составы показали стабильно хорошее расширение, которое достигалось при вводе 3-4 % расширяющей добавки. При минимальной концентрации добавки (3 %) наибольшее расширение получено при использовании состава CaO/Atren Light. В водной среде при температуре 75 °С лучшим также оказался состав CaO/Atren Light, который при концентрации 8 % обеспечивает линейное расширение 5,5 %.

Для обеспечения качественного цементирования нефтяных и газовых скважин к применению в качестве расширяющих добавок рекомендованы составы CaO/Atren Light и CaO/КССБ-2М в диапазоне концентраций 3-8 % в зависимости от скважинных условий. По результатам проведенных исследований разработаны тампонажные составы с регулируемой кинетикой расширения для крепления обсадных колонн нефтедобывающих скважин в условиях нормальных и умеренных температур.

Список литературы

1. Куницких А.А., Чернышов С.Е., Русинов Д.Ю. Влияние минеральных добавок на прочностные характеристики тампонажного камня // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 20–23.

2. Пат. 2536725 РФ. Расширяющийся тампонажный раствор с регулируемыми технологическими свойствами / С.Е. Чернышов, Н.И. Крысин, А.А. Куницких, Е.П. Рябоконь; заявитель и патентообладатель ПНИПУ. – № 2013124250/03; заявл. 27.05.13; опубл. 27.12.14.

3. Николаев Н.И., Лю Х., Кожевников Е.В. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 18. – С. 16–22.

4. Булатов А.И. О качестве пробуренной скважины и ее крепи // Бурение и нефть. – 2015. – № 10. – С. 10–12.

5. Опорно-центрирующая оснастка обсадных колонн для крепления боковых стволов / Е.В. Кожевников, Н.И. Николаев, А.В. Розенцвет, А.А. Лырчиков // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 16. – С. 54–60.

6. Чернышов С.Е., Крапивина Т.Н. Влияние расширяющих добавок на свойства цементного раствора-камня // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – № 5. – С. 31–33.

7. Куницких А.А. Исследование и разработка расширяющих добавок для тампонажных составов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – №16. – С. 46–53.

8. Агзамов Ф.А., Бабков В.В., Каримов И.Н. О необходимой величине расширения тампонажных материалов // Территория нефтегаз. – 2011. – № 8. – С. 14–15.

9. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 24–31.

10. Чернышов С.Е., Куницких А.А., Вотинов М.В. Исследование динамики гидратации и разработка составов расширяющих добавок к тампонажным растворам // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 42–44. 

Эксплуатация объектов связана с затратами на их содержание. Если объекты эксплуатируются по техническому состоянию и относятся к категории опасных промышленных, то затратной будет являться экспертиза промышленной безопасности, в рамках которой продлеваются сроки их службы. При этом особое значение имеют два временных параметра: назначенный срок эксплуатации и остаточный ресурс объектов, значения которых влияют на число экспертиз, выполняемых за период работоспособного состояния объектов. При отсутствии результатов соответствующих испытаний или статистических данных о фактической надежности срок эксплуатации объектам обычно назначается (например, из экономических соображений или по аналогии с однотипными объектами). Как показывает практика, назначенный срок эксплуатации значительно меньше фактического показателя надежности объектов. Поэтому назначенный срок эксплуатации необходимо корректировать с учетом фактических показателей надежности объектов.

Остаточный ресурс определяется техническим состоянием несущей конструкции объектов. Для скважин – это крепь, состоящая из обсадных колонн и цементных оболочек. Если крепь рассматривается как многокомпонентная конструкция, то ее ресурс определяется минимальным из значений, рассчитанных для каждого входящего в нее элемента. Расчет остаточного ресурса обсадных колонн корректен, при этом определяются фактические прочностные параметры труб колонны, устанавливается наличие резерва прочности к эксплуатационным нагрузкам и учитывается доминирующий механизм повреждения на прогнозируемый период эксплуатации. При расчете остаточного ресурса цементных оболочек такая определенность отсутствует. Расчет выполняется с использованием косвенных данных и методов квалиметрии. В итоге получается результат, не отражающий ни технического состояния цементной оболочки, ни ее остаточного ресурса. Тем не менее, этот результат может определять остаточный ресурс скважины.

Статистические данные о техническом состоянии крепи скважин подземных хранилищ газа свидетельствуют об отсутствии разрушения цементных оболочек как конструктивного элемента. В статье рассмотрена роль цементных оболочек в долговечности скважин с учетом такой статистики. Обосновано положение о том, что долговечность скважин должна связываться с долговечностью эксплуатационной колонны.

Список литературы

1. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. – М.: Машиностроение, 1984. – 321 с.

2. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. – М.: Недра, 1990. – 409 с.

3. Булатов А.И., Новохатский А.Ф.. Рахимов А.К. Коррозия тампонажных шлаковых цементов. – Ташкент: ФАН, 1986. – 75 с.

4. Шамшин В.И., Н.Г. Федорова, Дубенко В.Е. К определению сроков безопасной эксплуатации нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2014.– № 3. – С. 30–32.

5. http://www.mylektsii.ru/2-106329.html

Коэффициент вытеснения нефти является одним из ключевых параметров при подсчете извлекаемых запасов и контроле разработки нефтяных месторождений. Традиционно определение этого коэффициента осуществляется в лаборатории при вытеснении нефти рабочим агентом на составных керновых моделях пласта в условиях, моделирующих естественное залегание. При недостаточном количестве или полном отсутствии керна коэффициент вытеснения оценивается либо по аналогии с соседними месторождениями, либо по аналитическим зависимостям. В связи с этим получение аналитических зависимостей является актуальной задачей.

Посредством обобщения и анализа значительного объема экспериментальных данных авторами разработан способ оценки коэффициента вытеснения нефти. По известным значениям параметров моделей пластов сформирована выборка. Выполнено ранжирование коэффициентов вытеснения от минимума к максимуму. С помощью пошагового регрессионного анализа исходной выборки удалось в динамике проследить влияние параметров выборки на коэффициент вытеснения. При этом установлено наличие обособленных групп значений, которые были выделены в результате линейного дискриминантного анализа. Для выделенных классов значений получены многомерные уравнения регрессии, позволяющие оценить коэффициент вытеснения нефти без его лабораторного определения.

Для оценки коэффициента вытеснения использованы такие параметры пласта, как пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, объемная плотность породы, определяемые массово при стандартных исследованиях керна, а также вязкость нефти.

Разработанный способ реализован для башкирских карбонатных отложений месторождений Башкирского свода и Соликамской депрессии Пермского края. Полученные многомерные уравнения демонстрируют высокую степень сходимости модельных и экспериментальных значений коэффициента вытеснения.

Список литературы

1. Хижняк Г.П., Лядова Н.А. Определение коэффициента нефтевытеснения различными агентами для пород-коллекторов Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 9. – С. 49–54.

2. Хижняк Г.П., Татаринов И.А., Спасибко А.В. Применение биополимера БП-92 при лабораторном определении коэффициента нефтевытеснения турнейских отложений Аптугайского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 1. – С. 50–54.

3. Распопов А.В., Хижняк Г.П. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой с привлечением результатов исследований объектов-аналогов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 6. – С. 39–43.

4. Хижняк Г.П. Петрофизические исследования динамических особенностей структуры порового пространства пород-коллекторов в связи с проблемами нефтеизвлечения (на примере залежей Пермского Прикамья): автореф. дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 2000. – 26 с.

5. Опыт применения методики оценки коэффициента нефтевытеснения при проектировании разработки нефтяных месторождений Пермского края / Г.П. Хижняк, Т.Б. Поплаухина, С.В. Галкин, А.А. Ефимов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 8. – С. 42–45.

6. Хижняк Г.П., Распопов А.В., Ефимов А.А. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 32–35.

7. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей / С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, А.В. Распопов, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 38–39.

8. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М: ОАО ВНИИОЭНГ, 2010. – 335 с.

9. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to linear regression analysis. – New York: John Wiley & Sons, 1982. – 504 p.

10. Оценка эффективности воздействия кислотных составов на керны с использованием регрессионного анализа / В.И. Галкин, Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 13. – С. 38-48. – DOI: 10.15593/2224-9923/2014.13.4.

11. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – № 19. – С. 145–154. – DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.5.

12. Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. – М.: Мир, 1977. – 353 с.

13. Чумаков Г.Н. Вероятностная оценка эффективности применения метода циклической закачки жидкости в пласт // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13. – № 13. – С. 49–58. – DOI: 10.15593/2224-9923/2014.13.5.

14. Черных И.А. Определение забойного давления с помощью многомерных статистических моделей (на примере пласта ТЛ-ББ Юрчукского месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – № 21. – С. 320-328. – DOI: 10.15593/2224-9923/2016.21.3.

15. Андрейко С.С. Разработка математической модели метода прогнозирования газодинамических явлений по геологическим данным для условий Верхнекамского месторождения калийных солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – № 21. – С. 345-353. – DOI: 10.15593/2224-9923/2016.21.6.

Представлены результаты опытно-промышленных работ по созданию направленной трещины при проведении повторного гидроразрыва пласта (ГРП) в двух скважинах месторождений юга Пермского края. Технология повторного направленного ГРП предполагает создание системы перфорационных отверстий или каналов радиального бурения в продуктивном объекте строго в одной вертикальной плоскости, ориентированных перпендикулярно трещине первого разрыва. При этом расстояние между каналами (отверстиями) определяется на основе геомеханических расчетов. Оптимальные расстояния между малыми боковыми каналами определяются в зависимости от существующих горно-технических и геомеханических условий и исходного поля напряжений в горном массиве, которое обеспечивает последующее возникновение разрыва между отверстиями. Рассчитываются также расстояния между двумя системами трещин, созданных при помощи боковых каналов, которое обеспечивает развитие магистральной неустойчивой трещины по всему разрезу.

Проведению операций повторного направленного ГРП предшествовали тщательное изучение статических геомеханических характеристик продуктивного объекта в районе скважин, поля напряжений и результатов первого ГРП. Установлено, сто поле напряжений в районе скважины должно располагаться в горизонтальной плоскости с весьма небольшой анизотропией и удовлетворять условию формирования вертикальной трещины. Обязательным условием является четко определенный азимут линии направления первого разрыва (преимущественное направление трещины предыдущего ГРП в скважине). Дополнительным (весьма желательным) условием является минимальная ширина раскрытия трещины первичного ГРП вблизи скважины, составляющая не менее 10 мм.

Результаты проведенного акустического широкополосного каротажа ВАК-Д подтверждают факт развития трещины ГРП на определенных этапах проведении операции в заданном направлении.

Список литературы

1. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.Н. Хайдар [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2011. – № 6. – С. 34–38.

2. Латыпов И.Д., Федоров А.И., Никитин А.А. Исследование явления переориентации азимута трещины повторного ГРП // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 74–78.

3. Reorientation of propped refracure treatments / С.A. Wright, R.A. Conant, D.W. Stewart, P.M. Byerly // Rock Mechanics in Petroleum Engineering. – 1994. – August. – Р. 29-31.

4. Evaluation of Refracure Reorientation in Both Laboratory and Field Scales / H. Liu, Z. Lan, G. Zhang [et.all] // SPE 112445. – 2008.

5. Wegner J., Hagemann B., Ganzer L. Numerical Analysis of Parameters Affecting Hydraulic Fracture Re-orientation in Tight Gas Reservoirs // Proceedings of the 3rd Sino-German Conference «Underground Storage of CO2 and Energy», Goslar, Germany, 21–23 May 2013. – P. 117–130.

6. Михин А.С. Совершенствование технологии гидравлического разрыва пласта с целью вовлечения в разработку слабопроницаемых недренируемых интервалов слоисто-неоднородных пород // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 50–52.

7. Геомеханический анализ условий развития трещины повторного ГРП / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, О.Ю. Сметанников, Д.В. Шустов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 44–47.

8. Опыт создания ориентированной трещины ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, С.С. Черепанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 40 –43.

9. 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 испытания двух оценочных скважин, пробуренных на шешминские отложения Ольховско-Южно-Чумачкинского поднятия. Испытания проведены с целью определения давления трещинообразования. Закачка выполнялась малопроизводительным насосным агрегатом «Фидмаш Н-507» по обсадной колонне (без пакера). В качестве жидкости разрыва использована вода с добавлением 2 % хлорида калия KCl. Пробные пачки проппанта не использовались.

Установлено, что традиционный мини-гидроразрыв пласта (мини-ГРП) в скважинах малой глубины не всегда позволяет получить надежные результаты. Необходимо комплексировать мини-ГРП с исследованиями на закачку – излив, ступенчатое повышение расхода, импульсным методом, исследованием гидравлического импеданса и др. В условиях малых глубин (до 100 м) необходимо вычислять полный тензор напряжений, для чего требуется привлекать результаты исследований скважинными имиджерами и сканерами.

Выполнена оценка величины максимального горизонтального напряжения по результатам мини-ГРП. Значение, полученное по формуле Хаймсона и Фархурста, согласуется с полигоном напряжений. Установлено, что предел прочности пород уфимского яруса на сжатие не может превосходить 4,77 МПа, что почти в 2 раза меньше расчетной величины по формуле Мак Налли для песчаников. Отмечено, результаты, выходящие за пределы полигона напряжений, представляют собой грубые ошибки. Кроме того, использование полигона позволяет сделать выводы о соответствии расчетных напряжений и прочностных свойств пород. По результатам расчетов можно дать заключение об ориентации трещин гидравлического разрыва и идентифицировать тектонический режим территории.

Список литературы

1. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. – New York: Cambridge University Press, 2012. – 449 p.

2. Haimson B., Fairhurst C. In situ stress determination at great depth by means of hydraulic fracturing // In 11th Symposium on Rock Mechanics. – W. Somerton: Society of Mining Engineers of AIME. – 1970. – P. 559–584.

3. Hydraulic Fracturing to determine the regional in situ stress field Piceance Basin Colorado / J.D. Bredehoeft [et al.] // Geol. Soc. Am. Bull. – 1976. – 87. – P. 250–258.

4. In situ stress orientation and magnitude at the Fenton Geothermal Site, New Mexico, determined from wellbore breakouts / C.A. Barton [et al.] // Geophysical Research Letters. – 1988. – 15 (5). – P. 467–470.

5. Mavko G, Mukerji T, Dvorkin J. The Rock Physics Handbook. Toоls for Seismic Analysis of Porous Media. – New York: Cambridge University Press, 2009. – 511 p.

Интерпретация процессов, происходящих при удалении теплоносителем асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтяной скважине, может быть основана только на распределении температурных полей, учитывающих изменения температур в потоке и на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ). С учетом опыта проведения промывок теплоносителем в нефтяных скважинах месторождений Пермского края получены распределения температур в НКТ и плавления АСПО в зависимости от глубины образования АСПО. Построена модель распределения температурных полей, отражающая этапы процесса депарафинизации скважины теплоносителем.

Процесс удаления АСПО при промывке скважины теплоносителем является полностью физическим. Эффективное удаление АСПО при использовании теплоносителей на водной основе может быть достигнуто путем ввода химических реагентов (добавок), обладающими заданными свойствами при температуре от 20 до 90 °С, но для определения температурного режима и концентрации химических реагентов (определение эффективности) необходимо исследовать их моющую способность.

В статье приведены результаты исследования моющей способности четырех химических реагентов известных российских производителей, а также пресной воды для 14 нефтяных скважин месторождений Пермского края. При определении моющей способности реагентов учитывался состав АСПО. Моющая способность реагентов определялась для каждого типа АСПО при температурах теплоносителя 50, 60 и 70 °С.

На основе результатов проведенных исследований сделаны следующие выводы: для нефтяной скважины необходимо индивидуально подбирать химический реагент с учетом состава АСПО; эффективность промывок в скважинах нефтяных месторождений Пермского края с целью удаления АСПО максимальна при температуре теплоносителя на всем участке образования отложений не менее 70 °С, для месторождений легкой нефти - не менее 60°С.

Список литературы

1. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений. – М.: Недра, 1970. – 192 с.

2. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шай̆даков [и др.]; под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. – Уфа: Монография, 2003. – 302 с.

3. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Ерофеев А.А. Методика оценки глубины начала интенсивной̆ парафинизации скважинного оборудования // Нефтяное хозяй̆ство. – 2010. – № 7. – С. 112–115.

4. Турбаков М.С. Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах (на примере нефтяных месторождений пермского Прикамья): автореф. дис. ... канд. техн. наук. – СПб., 2011.

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

DOI: 10.15593/2224-9923/2015.17.67

6. Эффективность мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, А.В. Лекомцев, Л.В. Сергеева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 8. – С. 78–79.

7. Турбаков М.С., Чернышов С.Е., Устькачкинцев Е.Н. Анализ эффективности технологий предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений на месторождениях Пермского Прикамья // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 122–123.

8. 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. – DOI: 10.15593/2224-9923/2016.18.7

9. Турбаков М.С., Ерофеев А.А. Результаты определения термодинамических условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах Сибирского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 11. – С. 106–107.

10. Лекомцев А.В., Турбаков М.С., Мордвинов В.А. Определение глубины интенсивной парафинизации скважин Ножовской группы месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 32–34.

11. Сафин С.Г. Разработка композиций для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 7. – С 106–109.

12. Шарифуллин А.В., Нагимов Н.М., Козин В.Г. Углеводородные композиты для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2002. – № 1. – С. 51–57.

13. 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. – DOI: 10.15593/2224-9923/2015.15.7.

14. Злобин А.А. Изучение механизма магнитной активации нефти для защиты добывающих скважин от асфальтеносмолопарафиновых отложений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т.16. – № 1. – С. 49–63. – DOI: 10.15593/2224-9923/2017.1.6.

В предлагаемой статье описывается разработанная технология одновременно-раздельной эксплуатации скважин с применением нового поколения приборов управления процессом и контроля параметров пластов с учетом раздельного учета добываемой продукции каждого пласта.

 Для одновременно-раздельной  добычи были разработаны компоновки 1ПРОК-ОРЭ с электрическим управляемым клапаном КПУЭ-102, представленные в настоящей статье.

Электроклапан КПУЭ-102 позволяет полностью закрывать, открывать и штуцировать проходной канал для продукции нижнего пласта, производя данные действия со станции управления УЭЦН.

Данные компоновки позволяют:

- осуществлять эксплуатацию двух объектов  одной УЭЦН,

- производить отключение верхнего или нижнего пласта для раздельного учета добываемой жидкости,

- замерять КВД отключаемого пласта.

Кроме того, представленные разработки позволяют оптимизировать отборы продукции пластов с целью обеспечения наибольших дебитов скважин.

Список литературы

1. Валеев М.Д., Белоусов Ю.В., Калугин А.В. Метод определения притока нефти при одновременно- раздельной эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 10. – С. 62–63.

2. Ведерников В.Я., Рыжов Е.В. Принципиальные основы выбора эжектора для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с УЭЦН // Бурение и нефть. – 2009. – № 9. – С. 45–47.

3. Леонов В.А., Шарифов М.З., Гарипов О.М. Опыт внедрения технологии ОРРНЭО (одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов) на месторождениях Западной Сибири // Интервал. – 2006. – № 11. – С. 17–30.

4. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации на Верхнеколик-Еганском месторождении / И.Ю. Казанцев, А.О. Гордеев, И.А. Вахрушева, АА. Луценко // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 2. – С. 44–47.

5. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации на месторождениях компании ОАО «ТНК-ВР» / И.Ю. Казанцев, А.О. Гордеев, И.А. Вахрушева, А.А. Луценко // В сб. Вопросы проектирования разработки месторождений нефти и газа в Западной Сибири. – Тюмень: Слово, 2010. – С. 55–65.

6. Результаты и перспективы внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов в одной скважине / А.И. Крякушкин, Ю.В. Шляпников, А.А. Агафонов, В.И. Никишов // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2009. – № 12. – С. 50–53.

7. Технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин при совместной эксплуатации пластов Приобского месторождения / А.Р. Латыпов, В.И. Никишов, П.И. Сливка, А.А. Слабецкий // Нефтегазовое дело. – 2008. – Т. 6. – № 2. – С. 59–62.

В процессе добычи нефти попутно добываемые пластовые воды закачивают обратно в пласт для поддержания пластового давления. Присутствие в закачиваемой воде эмульгированных нефтяных частиц и механических примесей приводит к снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в пласты требуется их глубокая очистка.

Для доочистки воды от эмульгированных нефтяных частиц предложено использовать магнитные частицы магнетита совместно с магнитным сепаратором. Высокодисперсные частицы сорбируются на поверхности эмульгированной нефти. Далее намагниченная эмульсионная капля извлекается в магнитном сепараторе. Такая нефтяная частица в магнитном поле имеет слабый магнитный момент. Разработан магнитный сепаратор. Его картридж состоит из множества тонких стальных стержней, вдоль которых течет очищаемая вода. Эффективность работы магнитного сепаратора зависит от напряженности и градиента магнитного поля в его рабочей области.

Выполнено моделирование магнитных полей в картридже магнитного сепаратора. На созданных моделях рассмотрены его конструктивные особенности. Обосновано преимущество ромбового расположения стержней в магнитном поле. Определены оптимальная толщина стержней и расстояние между ними. Рекомендовано устанавливать стальные стержни толщиной 1-10 мм на расстоянии 1-2 мм друг от друга. Обоснована возможность применения магнитов NdFeB. При изготовлении магнитной ловушки в качестве сердечника предложено использовать постоянные магниты NdFeB с квадратным основанием. Радиус действия сердечника от поверхности, при которых напряженность магнитного поля более 100 кА/м, можно считать равным размеру самого магнита.

Представлена модель расчета коэффициента производительности картриджа магнитного сепаратора, который определяется с учетом градиента магнитного поля и коэффициента рабочей зоны в поперечном сечении магнитного сепаратора.

Список литературы

1. Лютоев А.А., Смирнов Ю.Г., Ивенина И.В. Извлечение эмульгированных примесей нефти из воды при помощи высокодисперсных частиц магнетита // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2014. – № 4. – С. 40–45.

2. Лютоев А.А., Смирнов Ю.Г. Численное моделирование процесса омагничивания нефтяных эмульсий с использованием наночастиц магнетита для управления системой очистки воды от нефтепродуктов // Естественные и технические науки. – 2013. – № 2. – С. 334–342.

Прочность и несущая способность мерзлых пород значительно выше, чем этих же пород в талом состоянии. Прочность мерзлых пород определяется взаимодействием между минеральными частицами и кристаллами льда, т.е. льдоцементными связями. Этот вид связи значительно превосходит сцепление частиц в талой породе и усиливается с понижением температуры. На весь период строительства и эксплуатации технических объектов должны быть предусмотрены комплексы мероприятий, обеспечивающие и сохраняющие заданную температуру мерзлых грунтов, а также требуемую несущую способность. Для обеспечения заданной температуры грунтов широко применяется установка сезоннодействующих охлаждающих устройств – термостабилизаторов грунтов (ТСГ) в основание объектов промышленного и гражданского назначения. Теплофизические свойства мерзлых пород могут изменяться во времени, так как зависят от количества незамерзшей воды, плотности скелета породы, влажности, в том числе в результате техногенного воздействия. Поэтому при эксплуатации технических объектов осуществляется контроль фактической температуры грунтов и холодопроизводительности работы ТСГ.

При проверке режимов работы ТСГ и анализе результатов измерений температуры грунтов выявлены случаи, когда ТСГ работают с повышенной холодопроизводительностью. Это свидетельствует о недостаточной эффективности мероприятий по обеспечению заданной температуры грунтов для фактических условий эксплуатации. Одной из причин является отличие фактических климатических условий от принятых при проектировании.

В статье представлен анализ результатов метеорологических наблюдений, свидетельствующий об изменении климатических условий на объектах, расположенных в условиях Крайнего Севера, а также приведены результаты численной оценки влияния климатических условий на эффективность мероприятий по температурной стабилизации грунтов. Для оценки эффективности работы ТСГ разработаны математические модели, с использованием которых выполнены расчеты холодопроизводительности при различных климатических условиях. На основе разработанных моделей проведены расчеты компенсирующих мероприятий, необходимых для обеспечения требуемого температурного режима грунтов.

Список литературы

1. Иваницкая Е.В. Опыт мониторинга уникального трансаляскинского нефтепровода / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – № 1 (1). – С. 96–101.

2. Создание и реализация инновационных технологий строительства в проектах развития нефтепроводной структуры Западной Сибири (проекты «Пурпе – Самотлор», «Заполярье – Пурпе») / Ю.В. Лисин, А.Н. Сапсай, В.И. Суриков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 4 (12). – С. 6–11.

3. Конструктивные решения термостабилизаторов грунтов и оценка их эффективности для обеспечения твердомерзлого состояния грунтов оснований фундаментов при надземной прокладке трубопровода / А.Н. Сапсай, А.Е. Сощенко, Ю.Б. Михеев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 1 (13). – С. 36–41.

Рассмотрено состояние современной добычи нефти, ее проблемы и сложности. Определена степень влияния тяжелой нефти, имеющей принципиально иные физические и химические свойства, на окружающую среду. Рассмотрен процесс перегонки нефти, ее фракционный состав и области применения продуктов перегонки. Приведена типовая схема установки фракционной перегонки нефти. Дано описание способов транспортировки сырой нефти. Перечислены параметры жидких грузов, которые необходимо контролировать при выполнении погрузочно-разгрузочных работ и складских операций. Приведены требования Международного руководства по безопасности для нефтяных танкеров и терминалов (International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals – ISGOTT) к сырой нефти, обеспечивающие безопасные условия выполнения операций по перевалке (истинное давление пара (TVP) и упругость паров нефти по Рейду (RVP)). Даны требования качеству товарной нефти. Представлены правила оценки стоимости сырой нефти. Приведен порядок определения цены «корзины» ОПЕК. Рассмотрено влияние способа транспортировки нефти и содержания загрязняющих веществ в сырой нефти на ее начальную рыночную цену. Даны предельные значения содержания загрязняющих веществ, снижающие цену барреля нефти. Описаны способы очистки и утилизации подтоварной воды. Приведены типовые технологические схемы удаления песка из подтоварной воды.

Список литературы

1. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 76–79.

2. Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2 / А.Х. Шахвердиев, Г.М. Панахов, Э.М. Аббасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – C. 90–95.

3. Gordon D., Саутин Е. Российская нефть. Проблемы и перспективы. – М.: Московский Центр Карнеги. – 2013. –

http://carnegie.ru/2013/05/28/ru-pub-52538.

Рассмотрено несколько видов стратегий организации работ по поддержанию технического состояния магистральных трубопроводов и обеспечению надежности их эксплуатации: восстановительная, технического обслуживания «по состоянию» и управления техническим состоянием с учетом возможного ущерба.

В современных условиях ограниченности технических и финансово-экономических ресурсов, необходимых для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов, наиболее оправданной является стратегия управления техническим состоянием с учетом возможного ущерба, которая требует разработки механизмов оптимального планирования управляющих воздействий. Оценка технического состояния трубопровода проводится в рамках специализированного комплекса инженерно-технических работ, который включает получение, обработку и анализ совокупности разнородных данных. Модель управления техническим состоянием линейной части магистральных трубопроводов строится на основе его прогнозирования с учетом дифференциальной оценки рисков отказов различных участков.

Оценка состояния магистральных трубопроводов по критериям рисков показала исключительную важность категорирования возможных состояний участков магистральных трубопроводов. Представлены методологические подходы к планированию и осуществлению технического обслуживания и ремонта магистральных трубопроводов с применением логико-вероятностного подхода к ранжированию участков трубопроводов. Выполнен анализ наиболее часто встречающихся причин возникновения отказов на линейной части магистральных трубопроводов:  коррозии, механических повреждений, наносимых магистральным трубопроводам при постороннем вмешательстве, а также строительных дефектов. На основе результатов анализа причин отказов показано, что первое место по уровню критичности занимают характерные для стареющих трубопроводных систем отказы по причине коррозии. Приведен пример описания дерева логического вывода при анализе возможности возникновения коррозии металла труб.

Список литературы

1. Лисин Ю.В., Неганов Д.А., Варшицкий В.М. Обоснование назначения интервала повторных испытаний – гарантия безаварийной эксплуатации нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 3. – С. 32–40.

2. О роли строительных и металлургических дефектов в разрушении магистральных трубопроводов / А.Р. Хафизов, М.Н. Назарова, А.Н. Це­нев, Н.К. Ценев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 3. – С. 24–31.

3. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. – М.: Елима, 2004. – 1097 с.

4. Махутов Н.А. Прочность и безопасность: фундаментальные и прикладные исследования. – Новосибирск: Наука, 2008. – 528 с.

5. Обеспечение защищенности магистральных нефтепродуктопроводов по критериям рисков / Н.А. Махутов, Ю.В. Лисин, М.М. Гаденин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 3. – С. 10–16.

6. Козлитин А.М. Теория и методы анализа риска сложных технических систем. – Саратов: Саратовский государственный технический университет, 2009. – 200 с.

7. Козлитин П.А., Козлитин А.М. Теоретические основы и методы системного анализа промышленной безопасности объектов теплоэнергетики с учетом риска. – Саратов: Саратовский государственный технический университет, 2009. – 156 с.

8. Самарский А.А., Михайлов А.П. Математическое моделирование: идеи, методы, примеры. – М.: Физматлит, 2002. – 320 с.

9. Зарубин B.C., Крищенко А.П. Математическое моделирование в технике. – М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2003. – 496 с.

10. Надежность и эффективность в технике. Техническая диагностика. Справочник / В.В. Клюев, П.П. Пархоменко, И.М. Синдеев [и др.]. – М.: Машиностроение, 1989. – 352 с.

11. Expert systems for the constructions in the information environment / Yu.V. Kolotilov, A.M. Korolenok, D.N. Komarov [et al.]. – New York, 2012. – 544 p.

12. Simulation of construction operations in the аnаlytical systems / Yu.V. Kolotilov, A.M. Korolenok, D.N. Komarov [et al.]. – New York: CREATESPACE, 2013. – 548 p.

Для обеспечения безопасной эксплуатации трубопровода требуется проводить расчеты и устанавливать допустимое рабочее давление. Расчет допустимого рабочего давления выполняетсяпо критерию обеспечения нормативного запаса прочности по СНиП 2.05.06-85* с использованием данных о фактической толщине стенки труб, измеренной при внутритрубной диагностике, категории участков, прочностных характеристиках и результатах гидравлических испытаний.

Характеристикой, определяющей допустимое рабочее давление трубопровода, является его несущая способность, при этом в расчетах используются нормативные коэффициенты запаса прочности; отдельное их нормирование для эксплуатируемых труб отсутствует. Применение нормативных коэффициентов в расчетах несущей способности обеспечивает фактически двукратный запас прочности трубопроводов при эксплуатации. Вместе с тем, при таком подходе возможна избыточная отбраковка трубных секций, не обеспечивающих требуемую расчетную несущую способность при рабочем давлении эксплуатации. Система коэффициентов запаса, принятая в настоящее время в Российской Федерации, принципиально не менялась с 1975 г. Однако, последние 30 лет характеризуются значительным развитием технологий трубопроводного транспорта: достигнут прогресс в строительстве, техническом диагностировании, автоматизации, развитии расчетного и проектного программного обеспечения.

В статье представлен алгоритм детального анализа результатов внутритрубной диагностики, учета полученных результатов при определении уточненного коэффициента надежности по материалу, используемого в расчетах несущей способности эксплуатируемых трубопроводов. Расчет уточненного коэффициента надежности по материалу предложено выполнять с учетом запаса на минусовой допуск при изготовлении труб, анализа распределения толщины стенки в пределах секций труб, а также погрешности измерений при внутритрубной диагностике.

Список литературы

1. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. – М.: Недра, 1991. – 287 с.

2. Варшицкий В.М. Об уточнении расчетов по определению несущей способности фактически уложенных труб // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – № 2. – С. 48–49.

3. Лисин Ю.В., Неганов Д.А., Сергаев А.А. Определение допустимых рабочих давлений для длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 6. – С. 30–37.