Выполнен анализ политики импортозамещения в России в области нефтегазового машиностроения, позитивных и потенциально негативных элементов, возникающих при ее реализации. Выделены приоритетные направления импортозамещения в нефтегазовой отрасли. На основании опыта импортозамещения в странах Латинской Америки, Юго-Восточной Азии, Китая и Индии сделан вывод об определяющем значении долгосрочного планирования для успешной реализации программы и преимуществ экспортоориентированного импортозамещения. Подчеркнута необходимость создания собственных инженерных центров и налаживания системы подготовки российских специалистов, внедрения стандартизации. Отмечено, что одним из критических факторов, определяющих успех импортозамещения и в целом развития отечественного машиностроения, является объем рынка сбыта. Здесь есть потенциал для развития за счет построения партнерских отношений со странами – экспортерами углеводородов, консолидации их потребностей для совместного решения сложных научно-технических задач. Показано, что локализация производства, один из способов импортозамещения, является эффективным способом внедрения передовых технологий, создания высокотехнологичных рабочих мест, обучения персонала передовым практикам, развития смежных производств и внедрения передовых практик управления. Рассмотрены возможные стратегии локализации. На примере российских заводов «Шлюмберже» по производству перфорационного оборудования показан успешный опыт адаптации передовых технологий к требованиям национального рынка, работы в соответствии с международными стандартами и внедрения системы бережливого производства для повышения эффективности.

Список литературы

1. Ампилов Ю.П. Новые вызовы для российской нефтегазовой отрасли в условиях санкций и низких цен на нефть // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2017. – № 2. – С. 38–50.

2. Стефанков И.О. Разработка инструментария стратегического развития промышленных предприятий в условиях политики импортозамещения: дис. ... канд. эконом. наук. – Ростов-на-Дону, 2015.

3. Валиуллин И.М., Андреева Н.Н., Белохвостова М.С. Управление замещением импортной продукции отечественными техникой и технологиями // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 18–21.

4. Анисимова Е.А. Направления обеспечения развития промышленности и импортозамещения в России // NovaInfo. – 2005. – №33-2. – http://novainfo.ru/article/3528.

5. https://data.oecd.org/lprdty/gdp-per-hour-worked.htm.

6. https://www.vedomosti.ru/economics/articles/2017/06/29/700940-minekonomiki-proizvoditelnost-truda.

7. http://www.cdu.ru/catalog/mintop/infograf/022016/.

8. https://www.nytimes.com/2017/03/07/business/china-trade-manufacturing-europe.html.

9. Постановление Правительства РФ от 17.07.2015 № 719 (ред. от 27.06.2017) «О критериях отнесения промышленной продукции к промышленной продукции, не имеющей аналогов, произведенных в Российской Федерации». –

http://static.government.ru/media/files/tGtA4PWJh51bG2UGdQGQpbBkd9dSFy0f.pdf

10. Постановление Правительства РФ от 10.05.2017 N 550 «О подтверждении производства промышленной продукции на территории Российской Федерации и внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 17 июля 2015 г. № 719» (вместе с «Правилами выдачи заключения о подтверждении производства промышленной продукции на территории Российской Федерации»). – http://publication.pravo.gov.ru/Document/View/0001201705170003

11. Протокол заседания Правительственной комиссии по импортозамещению от 16 мая 2017, Санкт-Петербург. –

http://government.ru/news/27681/.

12. http://www.nti.one/nti/

13. https://rg.ru/2014/08/05/zameshenie.html

14. Кириллов В.Н. Внешнеэкономический фактор в инновационном развитии экономики: дис. ... д-ра эконом. наук. – М., 2013.

Правовое регулирование общественных отношений в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам осуществляется комплексным по своей правовой природе законодательством. Деятельность по транспортировке нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам отнесена к сферам деятельности субъектов естественных монополий, что обусловливает специфику правового регулирования, которое должно обеспечить возможность недискриминационного доступа к услугам субъекта естественной монополии и четкое ценообразование.

Многие аспекты правового регулирования исследуемых правоотношений являются дискуссионными вследствие отсутствия в том числе единообразного понятийного аппарата, четко сформулированных положений о правах и обязанностях собственника, оператора системы магистральных трубопроводов, взаимодействии участников рассматриваемых правоотношений при осуществлении инвестиционной деятельности по развитию системы магистральных трубопроводов. Не случайно проблемы правового регулирования транспортировки нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам, правового режима объектов нефтяной отрасли, вопросы ценообразования, особенности правовой природы договора на оказание услуг по транспортировке нефти по трубопроводам становятся предметом правовых исследований. Дальнейшее совершенствование правового регулирование должно соответствовать задачам правового обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации, баланса интересов субъектов естественных монополий и потребителей их услуг, формирования общего рынка нефти и нефтепродуктов Евразийского экономического союза. В связи с этим представляется целесообразным осуществление проработки проекта законопроекта «О магистральном трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов» с учетом предложений всех участников рассматриваемых общественных отношений.

Список литературы

1. https://rg.ru/2016/12/19/minenergo-mer-i-miniust-nachali-gotovit-zakon-o-truboprovodah.html.

2. Энергетическое право. Общая часть. Особенная часть. Под ред. В.В. Романовой. – М.: Юрист, 2014. – 656 с.

3. Джавахян А.О. О концепции проекта федерального закона «О добыче, переработке и транспортировке по магистральным трубопроводам нефтяного сырья и продуктов его переработки//Законодательство. – 2010. – № 3. – С. 57–60.

4. Романова В.В. О проблемных аспектах правового регулирования нефтяной отрасли//Правовой энергетический форум. – 2016. – № 1. – С. 32–37.

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

6. Гаврилина Е.А. Система договорных связей на рынке нефти и нефтепродуктов. – М.: МГИМО-Университет, 2016. – 244 с.

7. Корепанов К.В.  Правовое регулирование транспортировки нефти и газа по магистральным трубопроводам: дис.… канд.юр.наук. – М., 2016.

8. Салиева Р.Н. Законодательное обеспечение порядка доступа к магистральным нефтепроводам//Правовой энергетический форум. – 2016. – № 1. – С. 32–37.

9. Шевченко Л.И. Договорные отношения в сфере энергетики. – М.: МГИМО-Университет, 2015. – 218 с.

10. Кутафин Д.О. Некоторые особенности правового регулирования транспортировки нефти в США// Международное публичное и частное право. – 2016. – № 3. – С. 39–43.

11. http://regulation.gov.ru/p/48391

12. https://rg.ru/2016/12/19/minenergo-mer-i-miniust-nachali-gotovit-zakon-o-truboprovodah.html

13. http://www.rbc.ru/newspaper/2017/06/19/594154299a79477f57912005 

Выполнен анализ практического опыта использования технологии «Цифровой керн», направленной на получение данных о структуре пустотного пространства и распределении минералов, а также предназначенной для расчета фильтрационных характеристик горных пород.

Возможность реконструкции пустотного пространства рассмотрена исходя из опыта исследований нескольких образцов керна методом компьютерной микротомографии, а также с использованием технологии FIB-SEM. Качество реконструкции проанализировано путем сопоставления значений пористости, полученных в лаборатории и вычисленных по данным микротомографии. Показано, что базовые настройки программного обеспечения для интерпретации результатов микротомографирования в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают приемлемого соответствия результатам лабораторных экспериментов. При этом расхождение с лабораторными данными растет с увеличением пористости образцов, причем независимо от их размеров.

В статье обоснован вывод, что для расчета функций относительных фазовых проницаемостей может быть эффективным расчетно-экспериментальный метод, использующий совместно результаты численного микромоделирования и данные лабораторных потоковых исследований керна. Расчет стационарного двухфазного течения нефти и воды рассмотрен в системе поровых капиллярных каналов с использованием обобщенного уравнения Бернулли, для которого функция межфазного взаимодействия может быть описана уравнениями регрессии, полученными по данным лабораторных исследований. Расчетные с помощью разработанного метода относительные фазовые проницаемости хорошо согласуются с лабораторными данными.

По результатам проведенных исследований показано, что в настоящее время технология «Цифровой керн» далека от совершенства, однако имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с традиционными лабораторными экспериментами, поэтому может рассматриваться как перспективная и практически значимая.

Список литературы

1. Шандрыгин А.Н. Цифровой анализ керна для фильтрационных процессов – это миф или реальность? // SPE 171216-RU. – 2014.

2. FIB-SEM and X-ray CT characterization of interconnected pores in high-rank coal formed from regional metamorphism/ Shiqi Liu, Shuxun Sang, Geoff Wang [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – V. 148. – P. 21–31.

3. Andrew M., Bijeljic B., Blunt M. Pore-scale contact angle measurements at reservoir condition using X-ray microtomography // Advances in Water Resources. – 2018. – V. 68. – P. 24–31.

4. Blunt M.J. Flow in porous media – pore-network models and multiphase flow // Current Opinion in Colloid & Interface Science. – 2001. – № 6. – P.198–207.

5. White J., Borja R., Fredrich J. Calculating the effective permeability of sandstone with multiscale lattice Boltzmann/finite element simulations // Acta Geotechnica. – 2006. – No. 1. – P. 195–209.

6. Efficient flow and transport simulations in reconstructed 3D pore geometries / Y. Zaretsky, S. Geiger, K. Sorbie, M. Forster// Advances in Water Resources. – 2010. – V. 33. – P. 1508–1516.

7. Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. Основы метода функционала плотности в гидродинамике. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2009. – 312 с.

8. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А.Е. Алтунин, С.В. Соколов, С.В. Степанов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 8. – С. 40–46.

9. Шабаров А.Б. Гидрогазодинамика. – Тюмень: Изд-во Тюменского гос. университета, 2013. – 460 с.

10. Бембель Г.С., Степанов С.В. Математическое моделирование четочного двухфазного течения в системе капиллярных каналов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 6. – С. 30–38.

11. Шабаров А.Б., Шаталов А.В. Потери давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2016. – Т. 2. – № 2. – С. 50–72.

Разработка битумных залежей с применением термальных методов в качестве месторождений сверхвязкой и высоковязкой нефти требует детального литологического изучения вмещающих пород. В статье приведены результаты исследования битуминозных песков и песчаников шешминского горизонта уфимского яруса пермской системы. Битуминозные песчаники косослоистые, мелко-среднезернистые, полимиктовые, относятся к граувакковой группе. Они залегают на небольших глубинах – от поверхности до 400 м. Битумные залежи имеют пластообразную и линзовидную форму и связаны с положительными локальными структурами в уфимских отложениях. В статье рассмотрены вопросы, связанные с распределением зон цементации в песках и песчаниках битумных залежей, механизмы развития карбонатного цемента и причины его неоднородности по разрезу. С учетом характера цемента, степени сцементированности и битумонасыщенности пород выделены три группы пород: битуминозные пески, битуминозные песчаники и безбитумные песчаники. В залегании литотипов отмечается вертикальная зональность. Горизонты рыхлых битуминозных песков тяготеют к верхним участкам залежи, а крепкие сцементированные песчаники преобладают в ее нижних участках. Литологическая зональность могла возникнуть в результате цементации пород ниже зоны водонефтяного контакта. Ее причины могут быть связаны с тектонической перестройкой в период формирования битумной залежи. Для выяснения причин незакономерной литологической неоднородности шешминского горизонта проведена реконструкция условий осадконакопления шешминских битумсодержаших песчаников. Выполнен палеотектонический анализ современного разреза на границе уфимских и казанских отложений с использованием метода палеотектонических профилей. Полученные результаты свидетельствуют, что формирование битумсодержащих структур происходило в течение длительного времени под влиянием вертикальных тектонических движений. Смещение зон цементации обусловило литологическую неоднородность продуктивных горизонтов.

Список литературы

1. Продуктивные битуминозные толщи пермских отложений Мелекесской впадины и Татарского свода / Под ред. В.И. Троепольского, Н.П. Лебедева. – Казань: Изд-во Казанского университета, 1982. – 103 с.

2. Методическое руководство по поискам, оценке и разведке месторождений твердых нерудных полезных ископаемых Республики Татарстан (в 3-х частях). Часть 1 / Под ред. Ф.М.Хайретдинова, Р.М. Файзуллина. – Казань: Изд-во Казанского университета, 1999. – 256 с.

3. Успенский Б.В., Валеева И.Ф. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан. – Казань: Изд-во ООО «ПФ «Гарт», 2008. – 349 с.

4. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова [и др.]. – Казань: ФЭН, 2012 – 396 с.

5. Хисамов Р.С. Анализ эффективности выработки запасов сверхвязкой битуминозной нефти при парагравитационном воздействии // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 24–27.

6. Хасанов Р.Р., Муллакаев А.И., Дусманов Е.Н. Состав песчаников в продуктивных горизонтах пермских битумных залежей Татарстана // Ученые записки Казанского университета. Сер. Естественные науки. – 2017. – Т. 159. – Кн. 1. – С. 164–173.

7. Фациальная характеристика шешминских битуминозных отложений / Н.Г. Нургалиева, Н.А. Ихсанов, Д.К. Нургалиев, А.Н. Даутов // Нефтяное хозяйство – 2016. – № 4. – С.72–75.

8. Mullakaev A.I, Khasanov R.R., Galiullin B.M. Mineralogy of sandstones and localization of oil matter in productive horizons of high-viscosity oil in permian deposits of the Volga-Ural region (Russia) // 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2017, SGEM2017 Conference Proceedings, 29 June – 5 July 2017. – V. 17. – Issue 11. – Р. 353–358. – DOI:10.5593/sgem2017/11/SO1.045.

9. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. – Л.: Недра, 1989. – 260 с.

10. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. – М.: Недра, 1984. – 80 с.

Территория Хоронохского лицензионного участка, расположенного в пределах краевой зоны юга Сибирской платформы, имеет весьма сложное строение осадочного чехла. Его особенностью является деление на авто- и аллохтонную части. Кроме разрывных нарушений (микрограбены, рифтовые ступени, разломы и др.) в толще карбонатного подсолевого комплекса установлены следы горизонтальных сдвигово-надвиговых деформаций, которые обусловливают двукратное повторение в разрезе некоторых горизонтов.

В историческом плане регион юго-западной Якутии развивался по типу пассивной коллизионной континентальной окраины. Развитие шло в четыре стадии, в результате сформировались два тектонических комплекса. Нижний комплекс (автохтон) имеет блоковый характер и сложен рифейскими и венд-нижнекембрийскими породами. Верхний комплекс (аллохтон) представляет собой серию тектонических пластин, надвинутых на платформенный склон и имеющих возраст верхнего венда - нижнего кембрия. Территория с подобным автохтонным и аллохтонным залеганием горизонтов, установлена на Хоронохском лицензионном участке. Здесь в северо-восточном направлении прослеживается протяженная надвиговая зона (шарьяж), подтвержденная данными бурения и сейсморазведочных работ. Уступ в рельефе бюкской свиты препятствовал продвижению аллохтона на северо-запад, что привело к возникновению рампа детачмента аллохтона - скачкообразного перехода вендских солей (торсальская пачка) на уровень кембрийских (юрегинская свита). Это обусловило уменьшению толщин торсальских солей на поднятиях до полного выклинивания и раздуву - в депрессиях.

Разрывные нарушения автохтона обусловливают предпосылки к сохранению в нем останцевых залежей углеводородов. В отложениях аллохтона также могут быть обнаружены залежи углеводородов, о чем свидетельствуют признаки нефтенасыщения по керну и притоки углеводородов по результатам испытания некоторых скважин. При прогнозе перспективных зон особое внимание следует обратить на отложения аллохтона, перспективность которого связана не только с процессами надвигообразования, способствующими возникновению новых структур, трещиноватых зон, миграции флюидов, но и с доступностью глубин для бурения.

Список литературы

1. Мигурский А.В. Масштабные латеральные перемещения пород и флюидов на Сибирской платформе //Геология и мнерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2010. – № 1. – С. 53–57.

2. Геология и нефтегазоносный потенциал юго-запада Республики Саха (Якутия):реалии, перспективы, прогнозы / В.С. Ситников, И.А. Кушмар,  Т.К. Баженова [и др.]. – СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. – 436 с.

3. Непско-Ботуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / А.С. Анциферов [и др.]. – Новосибирск: Наука, 1986. – 244 с.

4. Ларионова Т.И. Перспективы аллохтона Нюйско-Джербинской впадины на нефть и газ (Сибирская платформа) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2014. – Т.9. – № 1. – С. 1–9.

Представлены результаты экспериментальных исследований геомеханических свойств основных литогенетических типов карбонатных пород, составляющих характерный разрез отложений башкирского яруса среднего карбона Аканского месторождения. Особенностью экспериментальных работ являлось проведение лабораторных испытаний на образцах большого размера, приближенных к полноразмерному керну (диаметр - 63 мм, отношение высоты к диаметру от 1:1 до 2:1). Для учета анизотропии упругих и прочностных свойств отбор образцов осуществлен в двух ортогональных направлениях: по напластованию пород и вкрест. В отсутствие нормативной документации на проведение исследований для образцов указанного размера предложена методическая последовательность лабораторных экспериментов для получения максимальной информации о физико-механических и фильтрационно-емкостных свойствах. Установлено, что карбонатные породы разного литогенетического типа существенно различаются не только по физико-механическим свойствам, но и по характеру развития деформации в зонах потери прочности – трещинах сдвига. Методы исследования и результаты включают ряд новых технологических решений в контексте направления «цифровой керн». В статье показана эффективность применения компьютерной томографии для определения пористости. Использование специальных алгоритмов обработки исходных данных рентгеновской томографической съемки позволяет классифицировать пустотно-пористое пространство по геометрическим размерам. Трехмерные геометрические модели с текстурой, созданные при помощи фогограмметрической съемки, могут использоваться для выделения естественной трещиноватости горных пород. Установлена сходимость скоростей распространения продольной волны при лабораторных измерениях на образцах и по данным акустического каротажа. В качестве экспресс-оценки механических свойств карбонатных пород рекомендованы испытания склерометром вследствие их более низкой стоимости и большей доступности по сравнению с непрерывным профилированием скретчером.

Список литературы

1. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. – М.: Нефть и газ, 1997. – 256 с.

2. Мухаметшин Р.З., Калмыков А.В. Причины и следствие неоднородности продуктивных карбонатных толщ при проектировании и разработке залежей высоковязкой нефти (на примере месторождений Татарстана) // Булатовские чтения: материалы I Международной научно-практической конференции (31 марта 2017 г.): в 5 т.: сборник статей / ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет; [под общ. ред. д-ра техн. наук О.В. Савенок]. – Краснодар : Издательский Дом Юг, 2017. Т. 2: Разработка нефтяных и газовых месторождений. – С. 168–174.

3. Зависимость состава и подвижности нефти в карбонатных породах от их пористости и проницаемости / Э.А. Королев, А.А. Ескин, В.П. Морозов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2013. – № 6. – С. 32–33.

4. Определение трещиноватости в карбонатных отложениях с целью выбора оптимального заложения горизонтальных скважин / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова [и др.] // Георесурсы. – 2013. – № 4 (54). – С. 58–64.

5. Типовые разрезы карбонатных пород башкирского яруса юго-востока Республики Татарстан и строение залежей нефти / А.Н. Кольчугин, В.П. Морозов, Э.А. Королев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 84–86.

6. Лусна Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход / М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Ижевский институт компьютерных исследований, 2010. – 384 с.

7. Идиятуллина З.С., Арзамасцев А.И., Миронова Л.М. Повышение эффективности выработки запасов нефти из слабопроницаемых слоистых коллекторов на месторождениях Республики Татарстан // Территория Нефтегаз. – 2012. – № 4. – С. 44–49.

8. Малыхин В.И., Тахаутдинов Р.Ш., Якубов М.Р. Совершенствование методов и технологий обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи пластов для малоэффективных месторождений с высоковязкой нефтью // Экспозиция Нефть Газ. – 2010. – № 1. – С. 36–37.

9. Ибрагимов Н.Г, Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Геомеханические условия эффективного применения кислотного гидроразрыва пластов / Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Салимов, Р.Р. Ибатуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 32–36.

10. Салимов О.В. Проблемы построения геомеханических моделей для малых глубин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 99–102.

11. Салимов О.В. Определение геомеханических параметров по промыслово-геофизическим данным // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 30–33.

12. The effect of specimen diameter size on uniaxial compressive strength, P-wave velocity and the correlation between them / A. Jamshidi [et al.] // Geomechanics and Geoengineering. – 2016. – V. 11. – Is. 1. – P. 1–7.

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

14. Aydin A., Basu A. The Schmidt hammer in rock material characterization // Engineering Geology. – 2005. – V.81. – P. 1–14.

15. Гришин П.А., Ковалев К.М. Экспериментальное определение механических свойств карбонатных коллекторов Висового месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – C. 78–81.

В статье приведены результаты исследований аномально люминесцирующих тонких глинистых прослоев в отложениях баженовской свиты Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, которые обнаружены на территории ее распространения в Томской области и Ханты-Мансийском автономном округе. Изучение минерального состава тонких люминесцирующих прослоев показало, что они сложены в основном глинистыми минералами с примесью терригенного материала. Исследования в петрографических шлифах позволило установить наличие в них минеральных компонентов и текстурно-структурных особенностей, характерных для туфовых горных пород. Более детальное изучение глинистой фракции этих прослоев методами XRD и ИК спектроскопии подтвердило это предположение. Основными глинистыми минералам в тонких люминесцирующих прослоях являются каолинит и иллит, возникшие как результат вторичного преобразования пирокластического материала и являющиеся аналогами тонштейнов в угольных прослоях. При доминирующей роли каолинита, в них также обнаружены смешанослойные глинистые минералы ряда иллит – тобелит – смектит. Люминесцирующие прослои лишены керогена и имеют нехарактерный состав для баженовских аргиллитов, и в тоже время характеризуются значительным содержанием азота. Сделано предположение, что эти слои имеют вулканическое происхождение и образовались в результате катагенетического преобразования вулканокластического материала туфовых осадков в присутствии большого количества органического вещества. Впервые обнаруженные смешанослойные глинистые минералы ряда иллит – тобелит – смектит в баженовской свите могут быть охарактеризованы как минерал-индикатор пород типа «черных сланцев».

Список литературы

1. Глинистые минералы-индикаторы нефтегазового потенциала меловых пород Арктического бассейна / В.В. Крупская, А.А. Крылов, А.В. Гаршев, В.Н. Соколов // Естественные и технические науки. – 2009. – № 3. – С. 171–174.

2. Tobelitization of Smectite During Oil Generation in Oil-source Shales. Application to North Sea Illite-Tobelite-Smectite-Vermiculite / V.A. Drits, H. Lindgreen, B.A. Sakharov [et al.] // Clays and Clay Minerals. – 2002. – V. 50. – P. 82–98.

3. Higashi S. Tobelite, a new ammonium dioctahedral mica // Mineral. J. – 1982. – № 11. – P. 138–146.

4. The mineralogy of the clayey-silty siliceous rocks in the Bazhenov Shale Formation (Upper Jurassic) in the west Siberian Basin, Russia: The role of diagenesis and possible implications for their exploitation as an unconventional hydrocarbon reservoir / M.V. Shaldybin, Y.M.Lopushnyak, I.V. Goncharov [et al.] // Applied Clay Science. – 2017. – V. 136. – P. 75–89.

5. Formation and transformation of mixed-layer minerals by Tertiary intrusives in Cretaceous mudstones, West Greenland / V.A. Drits, H. Lindgreen, B.A. Sakharov [et al.] // Clays and Clay Minerals. – 2007. – V. 55. – P. 260–283.

6. Madejova J., Komadel P. Information available from infrared spectra of the fine fractions of bentonites. In: The Application of vibrational spectroscopy to clay minerals and layered double hydroxides, CMS Workshop Lectures. – 2005. – V. 13 (J. Theo Kloprogge editor). – The Clay Mineral Society, Aurora, U.S.A. – P. 65–98.

7. Juster T.C., Brown P.E., Bailey S.W. NH4-bearing illite in very low grade metamorphic rocks associated with coal, northeastern Pennsylvania // American Mineralogist. – 1987. – V. 72. – P. 555–565.

. Enrichment of U-Re-V-Cr-Se and rare earth elements in the Late Permian coals of the Moxinpo Coalfield, Chongqing, China: Genetic implications from geochemical and mineralogical data / Dai Shifeng, Xie Panpan, Jia Shaohui [et al.] // Ore Geology Reviews. – 2017. – V. 80. – P. 1–17.

9. Ван А.В. Мезозойско-палеогеновый вулканизм на территории Западно-Сибирской низменности // Доклады АН ССР. – 1973. – Т. 210. – № 5. – С. 1156–1159.

10. Туфы и туффиты в баженовском горизонте (Западная Сибирь) / И.В. Панченко, В.А. Камзолкин, А.В. Латышев, И.Д. Соболев // Эволюция осадочных процессов в истории Земли. – Материалы 8-го Всероссийского литологического совещания (Москва, 27-30 октября 2015 г.) Т. II. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – С. 258-261.

11. Spears D.A. The origin of tonsteins, an overview, and links with seatearths, fireclays and fragmental clay rocks // International Journal of Coal Geology. – 2012. – V. 94. – P. 22–31.

12. Nature of tonsteins in the Azeisk deposit of the Irkutsk Coal Basin (Siberia, Russia) / S.I. Arbuzov, A.M. Mezhibor, D.A. Spears [et al.] // International Journal of Coal Geology. – 2016. – V. 153. – P. 99–111.

13. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. – 254 с.

14. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. – М.: Недра, 1987. – 181 с.

15. Systematics of pyrolytic gas (N2, CH4) liberation from sedimentary rocks: Contribution of organic and inorganic rock constituents / S.A. Jurisch, S. Heim, B.M. Krooss, R. Littkea // International Journal of Coal Geology. – 2012. – V. 89. – P. 95–107.

16. Behavior of Minerals in Typical Shanxi Coking Coal during Pyrolysis / Zhang Huirong, Bai Jin, Kong Lingxue [et al.] // Energy Fuels. – 2015. – V. 29. – P. 6912−6919. – DOI:0.1021/acs.energyfuels.5b01191.

17. Qiming Zheng, Qinfu Liu, Songlin Shi. Mineralogy and geochemistry of ammonian illite in intra-seam partings in Permo-Carboniferous coal of the Qinshui Coalfield, North China International // Journal of Coal Geology. – 2016. – V. 153. – P. 1–11.

Продуктивные карбонатные отложения нижнего девона и верхнего силура месторождения им. Р. Требса представлены трещиновато-каверново-поровыми коллекторами. По результатам изучения керна и данным геофизических исследований скважин (ГИС) эти коллекторы характеризуются близкими значениями таких параметров, как пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность и глинистость. При этом показатели эксплуатации распределяются неравномерно как в целом по площади, так и по отдельным скважинам. Целью данной работы являлось обоснование применения дополнительных критериев, определяемых по ГИС, которые позволят классифицировать коллекторы по продуктивности.

На основе обобщения результатов специальных исследований керна, направленных на изучение структуры пустотного пространства (кавернозности и трещиноватости), построена схематическая модель коллектора. Согласно этой модели продуктивные отложения различаются по количеству, распространению и размеру каверн и трещин. Совместно рассмотрены полученные данных, материалы ГИС (петрофизическая характеристика коллекторов) и промысловых исследований (определение работающих интервалов). На основании анализа всего комплекса исследований детализировано пустотное пространство, связанное с вторичными изменениями. Обосновано различие продуктивных отложений нижнего девона и верхнего силура по количеству, распространению и размеру каверн и трещин. Выполнена классификация коллекторов по добычному потенциалу. Установлены  критерии прогноза интервалов коллекторов по интенсивности притока на основе комплексирования коэффициентов открытой и вторичной пористости и относительной глинистости. Показано, что основные работающие интервалы характеризуются более высокими емкостными свойствами матрицы и вторичной пустотностью по сравнению с остальными коллекторами, выделенными по ГИС.

Список литературы

1. Шуматбаев К.Д., Кучурина О.Е., Шишлова Л.М. Комплексное изучение структуры пустотного пространства карбонатных отложений на примере месторождения им. Р.Требса // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 91–93.

2. Комплексирование методов изучения вторичной пустотности сложнопостроенных коллекторов месторождения им. Р. Требса / К.Д. Шуматбаев, Е.К. Гайнуллина, А.Е. Малышева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 108–110.

3. Петрофизическая основа интерпретации сложнопостроенных коллекторов нижнего девона и верхнего силура на месторождении им. Р.Требса / К.Д. Шуматбаев, Е.К. Гайнуллина, А.Е. Малышева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 44–46.

4. Dynamic Attributes for Characterization of Complex Oil Reservoirs, A Case Study from R. Trebs Oil Field / K. Shumatbaev, O. Privalova, E. Gainullina  [et fl.] // SPE 180002-MS. – 2016.

В настоящее время в мире уделяется большое внимание изучению химических превращений тяжелой нефти и природного битума в условиях паротеплового воздействия на карбонатные коллекторы. Парогравитационный метод дренирования нефтесодержащей породы представляет собой экономичный метод увеличения добычи сверхвязкой нефти. Применение тепловых методов приводит к различным изменениям физико-химических свойств добываемой нефти. При этом решающее значение приобретает изучение особенностей химического строения и состава сверхвязкой нефти и их изменения в результате паротеплового воздействия на нефтевмещающую породу необходимые.

В статье рассмотрено влияние породообразующих минералов на физико-химические свойства тяжелой нефти в условиях паротеплового воздействия на пласт. Проведена деструкция биодеградированной нефти в присутствии породообразующих добавок, таких как кальцит, доломит, каолиновая глина и оксид марганца. В экспериментах варьировались условия воздействия - температура и давление. Установлено, что температура и давление существенно влияют на протекающие процессы. Полученные в результате паротеплового воздействия образцы преобразованной нефти отличались пониженной вязкостью, как структурной, так и в области ньютоновского течения, и большим выходом топливных и масляных фракций.

Смолистые вещества в процессе деструкции образуют более легкие компоненты. При паротепловом воздействии деструкция высокомолекулярных соединений нефти происходит на поверхности минеральных добавок с большой площадью поверхности, способных проявлять каталитическую фикцию. На поверхности добавок возникает частичная структуризация мономолекулярного поверхностного слоя с понижением энтропии адсорбированных молекул. Это приводит к смещению равновесия в сторону мономолекулярных реакций термического разложения –С–С– связей по радикально цепному механизму. При этом имеют место два конкурирующих механизма: с одной стороны, повышение температуры усиливает процессы крекинга высокомолекулярных соединений нефти, с другой, - усиливающийся температурный фон в отсутствие высокого давления снижает вероятность их адсорбции на поверхности добавки.

Список литературы

1. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах / Г.П. Каюкова, С.М. Петров, Б.В. Успенский. – М.: ГЕОС, 2015. – 343 с.

2. 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.] // Energy Fuels. – 2016. – № 30. – С. 773−783.

3. Исследование реологических свойств продуктов термической обработки битуминозной нефти в присутствии породообразующих минералов/ С.М. Петров, Я.И.И. Абделсалам, А.В. Вахин [и др.] // Химия и технология топлив и масел. – 2015. – № 1(587). – С. 79–82.

4. Акватермолиз высоковязкой нефти в присутствии нефтерастворимого катализатора на основе железа/ А.В. Вахин, С.А. Ситнов, И.И. Мухаматдинов [и др.] // Химия и технология топлив и масел. – 2017. – № 5. – С. 24–28.

5. Geothermal conversion of organic matter in the carbonaceous medium in the presence of homogeneous oxidation catalysts/S.М. Petrov, D.A. Ibragimova, A.G. Safiulina [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering – 2017. – V. 159. – P. 497–505.

6. Catalytic Aquathermolysis of Heavy Oil with Iron Tris(acetylacetonate): Changes of Heavy Oil Composition and in Situ Formation of Magnetic Nanoparticles/ A.V. Galukhin, A.A. Erokhin, Y.N. Osin, D.K. Nurgaliev // Energy Fuels. – 2015. – №. 29. – P. 4768–4773.

7. Кадиев Х.М., Хаджиев С.Н., Кадиева М.Х. Синтез и применение наночастиц полифункционального катализатора для гидроконверсии природного битума // Нефтехимия. –2013. – Т. 53. – № 5. – С. 337.

8. 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.

9. Изменение характеристик сверхвязкой нефти в присутствии минеральных добавок карбонатной породы/С.М. Петров, Д.А. Ибрагимова, Я.И.И. Абделсалам [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 82–85.

10. Влияние породообразующих и каталитических добавок на преобразование тяжелой высоковязкой нефти/ С.М. Петров, Д.А. Ибрагимова, Я.И.И. Абделсалам, Г.П. Каюкова // Нефтехимия. – 2016. – Т. 56. – № 1. – С. 24–29

11. Structural changes of heavy oil in the composition of the sandstone in a catalytic and non-catalytic aquathermolysis/ S.A. Sitnov, D.A. Feoktistov, M.S. Petrovnina [et al.]// International Journal of Pharmacy and Technology. – 2016. – № 8(3). – P. 15074–15080.

12. Maity S.K., Ancheyta J.; Marroquín G. Catalytic Aquathermolysis Used for Viscosity Reduction of Heavy Crude Oils: A Review//EnergyFuels. – 2010. – № 24.– Р. 2809–2816.

13. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти месторождения Бока де Харуко при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп/С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, О.В. Петрашов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 30–34.

С учетом актуальности развития инновационных технологий и оборудования, предназначенных для геофизических исследований горизонтальных скважин статье авторы рассмотрены новые разработки, позволяющие успешно решать поставленные задачи без привлечения импортного дорогостоящего оборудования. Для исследований скважин в сложных условиях сконструирован кабельный технологический комплекс доставки приборов к забоям на бурильных трубах – комплект оборудования кабельной связи «Латераль – 2012». В отличие от широко применяемых автономных геофизических систем, которые используют ограниченный набор геофизических методов, комплекс обеспечивает выполнение измерений при помощи всех геофизических приборов, в том числе электрических и акустических сканеров, а также испытателей пластов на кабеле. Исследования, как правило, выполняются за одну спускоподъемную операцию с контролем качества данных каротажа и измерением осевых усилий в режиме реального времени.

Разработанные технологии в комплексе с современными глубинными приборами российского производства позволяют уверенно определять места поступления в ствол скважины нефти и воды, осуществлять поиск заколонных перетоков, выделять работающие интервалов и др.

Технологии исследования скважин со спуском технологического комплекса «Латераль-2005» с геофизическим прибором под глубинный электроцентробежный или штанговый насос, а также под лифтовые трубы позволяют проводить измерения при различных режимах извлечения флюида за счет управляемого изменения депрессии в продуктивных интервалах. Это дает дополнительную возможность выбирать оптимальный режим эксплуатации, проводить гидродинамические исследования скважин, а также сокращать затраты времени на ввод скважин в эксплуатацию за счет совмещения операций по исследованию и освоению.

В статье показано, что возможность создания заданных забойных давлений и управления депрессией при возбуждении скважин с помощью насоса или свабирования в процессе длительного промежутка времени позволяет реализовать методику исследований и интерпретации с использованием эффектов инверсии и Джоуля – Томсона и определять места поступления воды методом термометрии.

Список литературы

1. Совершенствование технологий геофизических исследований горизонтальных скважин / Д.Н. Крючатов, Д.Г. Халилов, А.Д. Савич, Д.А. Будник // Каротажник. – 2016. – Вып. 10 (268). – С. 16–29.

2. Гайнитдинов А.Р., Сидорова А.А. Геофизические исследования в горизонтальной скважине с использованием забойного трактора // Каротажник. – 2014. – Вып. 242. – С. 59–69.

3. Уникальный эксперимент геофизиков и нефтяников Пермского края по вскрытию подсолевых залежей углеводородов / В.М. Неганов, А.В. Сахацкий, А.В. Шумилов, И.Ф.  Шумский // Геофизика. – 2014. – Вып. 5. – С. 76–81.

4. Геофизические исследования горизонтальных скважин при помощи насосно-компрессорных труб малого диаметра / А.Д. Савич, А.А. Семенцов, А.В. Растегаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 6. –  С. 41–44.

5. Сальникова О.Л. Определение профиля и состава притока в эксплуатационных горизонтальных скважинах // Каротажник. – 2015. – Вып. 10 (256). – С. 65–79.

6. Черных И.А., Савич А.Д. Импортозамещающие технологии для геофизических исследований и работ в нефтегазовых скважинах Пермского края // Каротажник. – 2015. – Вып. 256. – С. 140–149.

7. Савич А.Д., Шумилов А.В. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения // Геофизика. – 2009. – Вып. 5. – С. 65–72.

Представлен метод расчета напряженно-деформированного состояния наклонной скважины в слоистом трансверсально-изотропном массиве с произвольной пространственной ориентацией плоскостей напластования. На основе данного метода разработано программное обеспечение для расчета градиента начала обрушения ствола скважины в анизотропных породах. Программное обеспечение протестировано путем сравнения результатов с численными расчетами методом конечных элементов.

Приведены примеры расчета устойчивости наклонно направленных и горизонтальных скважин. Показано, что анизотропия упругих и прочностных свойств существенно влияет на напряженное состояние и устойчивость скважин. Исследовано влияние зенитного угла и азимута скважины на ее устойчивость. Установлено, что при зенитных углах до 20-30° градиент обрушения определяется прочностью матрицы. При увеличении зенитного угла прочность породы определяется сдвигом по слоистости, и для обеспечения стабильности ствола требуется более высокая плотность бурового раствора. Показано также, что в отличие от изотропных пород, в анизотропном массиве оптимальной траекторией бурения может являться азимут максимального горизонтального напряжения.

Приведен пример расчета градиента обрушения в интервале глинистых пород на одном из месторождений Западной Сибири. Полученные результаты подтверждают, что неучет анизотропии упругих и прочностных свойств слоистых пород ведет к недооценке необходимой плотности бурового раствора и проблемам со стабильностью ствола. Для обоснованного прогнозирования устойчивости скважин в слоистых анизотропных породах необходимо надежное параметрическое обеспечение, т.е. лабораторные исследования физико-механических свойств пород.

Список литературы

1. Zhang Jianguo The impact of shale properties on wellbore stability. – Austin: The University of Texas, 2005. – 260 р.

2. Seehong Ong, J.C. Roegiers Influence of Anisotropies in Borehole Stability // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 1993. – V. 30. – № 7. – Р. 1069–1075.

3. Shale Stability: Drilling Fluid/Shale Interaction Study and Shale Strength Correlations / M. Lal, T. Kristiansen, C. Deem [at al.] // Amoco Report. – 1999. – № F96-Р-99. – P. 96–99.

4. Коваленко Ю.Ф., Харламов К.Н., Усачев Е.А. Устойчивость стволов скважин, пробуренных на месторождениях Среднего Приобья. – Тюмень. – Шадринск: Изд-во О ГУЛ «Шадринский Дом Печати», 2011. – 175 с.

5. Карев В.И., Коваленко Ю.Ф., Устинов К.Б. Моделирование деформирования и разрушения анизотропных пород вблизи горизонтальной скважины // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. – 2017. – № 3. – С. 12–21.

6. Wellbore Failure Mechanisms in Shales: Prediction and Prevention / D. Gazaniol, T. Forsans, M.J.F. Boisson, J-M. Piau // SPE 28851. – 1994.

7. Лехницкий С.Г. Теория упругости анизотропного тела. – М.: Наука, 1977. – 416 c.

8. Amadei B. Rock Anisotropy and the Theory of Stress Measurements. – Berlin: Springer–Verlag, 1983. – 497 p.

9. Wittke W. Rock Mechanics, Theory and Applications with case histories. – Berlin: Springer–Verlag, 1990. – 1093 p.

10. Petroleum related rock mechanics, 2nd edition / E. Fjaer [et al.]. – Elseveir, 2008. – 515 с.

11. Zoback M. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: Cambridge University Press, 2007. – 464 p.

12. Sone Hiroki. Mechanical properties of shale gas reservoir rocks and its relation to the in-situ stress variation observed in shale gas reservoirs: dissertation of PhD. – Stanford University. – 2012.

13. Horsrud Р. Estimating Mechanical Properties of Shale from Empirical Correlations // SPE 56017. – 2001.

В настоящее время наблюдается тенденция постоянного увеличения числа прихватов в наклонно направленных и горизонтальных скважинах вследствие сужения открытого ствола, что обусловленно вязкопластической деформацией (ползучестью) горной породы. В статье рассмотрена задача упруговязкопластического перемещения стенок скважин во времени в изотропной сжимаемой горной породе при равномерном боковом горном давлении. Для решения задачи применены методы теории упругости, теории ползучести и механики горных пород. Получена зависимость приращения осевого напряжения в сжимаемой изотропной горной породе. Для выполнения расчетов упруговязкопластического перемещения стенок наклонно направленной и горизонтальной скважин во времени разработана программа для ЭВМ в среде MS Excel. Для расчета используются следующие исходные данные: диаметр скважины, зенитный угол, горное давление, давление бурового раствора в рассматриваемом сечении интервала, модуль упругости при вдавливании штампа, коэффициент Пуассона, коэффициенты ядра ползучести Абеля.

Выполнен расчет упруговязкопластического перемещения стенки наклонно направленной скважины (сужение ствола) в пласте каменной соли Астраханского газоконденсатного месторождения. Получены зависимости упруговязкопластического перемещения стенки наклонно направленной скважины от времени (на примере интервала с зенитным углом 30⁰) и от зенитного угла (при прочих равных условиях). В первые 2 ч перемещение верхней стенки скважины линейно возрастало во времени, что характеризует преимущественно упругую стадию деформации горной породы. Далее перемещение возрастало нелинейно, т.е. происходит вязкопластическая деформация горной породы. Упруговязкопластическое перемещение во времени верхней стенки скважины по модулю значительно (более чем в 5 раз) превышает упруговязкопластическое перемещение боковой стенки, вследствие чего поперечное сечение открытого ствола скважин приобретает форму эллипса. С увеличением зенитного угла упруговязкопластическое перемещение верхней стенки непрерывно увеличивается, тогда как упруговязкопластическое перемещение боковой стенки уменьшается до нуля с увеличением зенитного угла до 25⁰. При зенитном угле более 25⁰ перемещение боковой стенки увеличивается.

Результаты исследований могут быть применены для прогнозирования и предупреждения прихватов бурильной колонны при бурении нефтяных и газовых скважин.

Список литературы

1. Попов А.Н., Могучев А.И., Попов М.А. Деформирование стенок наклонной скважины и его влияние на работу и изнашивание буровых долот // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 3. – С. 6–13.

2. Попов А.Н., Могучев А.И., Попов М.А. Согласование шкал твердости горных пород в категориях с показателями их механических свойств // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 2. – С. 18–23.

3. Губайдуллин А.Г., Могучев А.И. Смещение стенок наклонно направленных скважин при воздействии тектонических напряжений // Газовая промышленность. – 2015. – № 12. – С. 88-91.

4. Влияние трещиноватости горных пород на упруговязкопластическое перемещение стенок скважин / А.И. Могучев, А.Г. Губайдуллин, В.М. Лобанков, А.С. Беляева // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 41–43.

5. Губайдуллин А.Г., Могучев А.И. Упруговязкопластическое смещение стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин // Территория Нефтегаз. – 2016. – №3 – С. 56–61.

6. Попов А.Н. Уточнение расчета упругих компонент напряжений в вертикальной скважине // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1990. – № 3. – С. 21–24.

7. Методика расчета упругого перемещения стенок скважины после вскрытия горной породы бурением / Сост. А.Н. Попов, Ф.З. Булюкова, А.И. Могучев, Н.И. Крысин. – Уфа: УГНТУ, 2011. – 24 с.

8. Работнов А.Н. Элементы наследственной механики деформируемых твердых тел. – М.: Наука, 1978. – 384 с.

9. Ержанов Ж.С. Теория ползучести горных пород и ее приложения. – Алма-Ата: Наука, 1964. – 173 с.

10. Ержанов, Ж.С., Каримбаев Т.Д. Метод конечных элементов в задачах механики горных пород. – Алма-Ата: Наука, 1975. – 241 с.

11. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 467 с.

Ачимовские отложения Салымской группы месторождений, содержащие трудноизвлекаемые запасы, характеризуются достаточно низкой степенью изученности. Это обусловливает высокий уровень неопределенности и риска при их разработке. С целью снижения неопределенности проекта было принято решение о создании полномасштабной концептуальной геолого-гидродинамической модели.

В статье рассмотрен подход к созданию концептуальной геолого-гидродинамической модели с учетом фациальных особенностей ачимовских отложений. Методика создания геологической 3D модели заключается в поэтапном выполнении работ по анализу данных региональной геологии, стратиграфическому, сейсмофациальному, литолого-фациальному и петрофизическому анализу, а также последующему кластерному анализу для привязки скважин, не охарактеризованных керном, к фациальным группам на основе материалов геофизических исследований. В рамках гидродинамического моделирования выбраны оптимальные системы разработки в соответствии с параметрами месторождения, изменяющимися по площади, для различных реализаций геологической модели. Рассмотрены различные способы заканчивания скважин, плотность сетки, режимы работы нагнетательных скважин. Обоснованы системы разработки, наилучшие для различных фациальных обстановок. Выполнен анализ чувствительности, который показал устойчивость проектных решений к таким изменяющимся факторам, как петрофизическая модель, модель пластового флюида, успешность проведения гидравлического разрыва пласта, и позволил определить основные риски проекта, а также оценить их влияние на технологические и экономические показатели эффективности. Предлагаемый методический подход особенно актуален для ачимовских отложений в связи со сложностью прогнозирования, высокой степенью изменчивости и низкой изученностью данных отложений.

Список литературы

1. Методика создания фациально-ориентированной концептуальной модели ачимовских отложений Салымской группы месторождений / М.С. Алехина, Е.О. Черкас, Е.А. Жуковская [и др.] В сб. Современные проблемы седиментологии в нефтегазовом инжиниринге // Труды III Всероссийского научно-практического седиментологического совещания, 10–12 апреля 2017 г., г. Томск. — Томск: Изд-во ЦППС НД, 2017. – С. 215–222.

2. Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа – Югры» / А.В. Шпильман [и др.]. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2007. – 181 с.

3. Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф., Шиманский В.В. Глубоководные конусы выноса и турбидиты. Модели, циклостратиграфия и применение расширенного комплекса ГИС. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 479 с.

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

5. Создание вероятностной модели технико-экономической оценки разработки нефтяного месторождения на режиме истощения / М.В. Наугольнов, Н.Ф. Тепляков, М.Н. Пислегин, А.А. Бородкин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 52–54.

6. Климов В.Ю. Выбор устойчивой системы разработки – путь повышения ценности актива // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2017. – № 1. – С. 60–66.

В статье рассмотрен опыт использования монокарбоновых кислот для интенсификации добычи нефти. Монокарбоновые кислоты (уксусная, муравьиная и др.) обладают рядом преимуществ в сравнении с традиционно используемыми растворами соляной кислоты. Они медленнее взаимодействуют с карбонатными породами, являются менее коррозионно-активными, обладают лучшими стабилизирующими свойствами по отношению к оксидам железа, алюминия. Монокарбоновые кислоты используют как добавки к закачиваемым растворам соляной кислоты при кислотных обработках призабойной зоны скважин (ПЗС).

С точки зрения стоимости технологии воздействия на ПЗС с применением монокарбоновых кислот, большой интерес представляет изучение возможности использования продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья, который представляет собой смесь монокарбоновых кислот и органических растворителей. Процесс получения данного продукта освоен нефтехимической промышленностью. Он может быть получен на газобензиновом заводе и непосредственно в промысловых условиях, сырьем для получения продукта служат нефтяной газ, газ и конденсат газоконденсатных месторождений.

Для определения геолого-физических условий эффективного использования продукта, для разработки технологии воздействия на пласт проведен комплекс лабораторных исследований. Установлено, что реакция продукта c карбонатной породой является экзотермической. При этом скорость нейтрализации продукта и его смеси с раствором соляной кислоты (HCl) значительно ниже скорости нейтрализации 15%-ного раствора HCl. Растворы продукта (активные и нейтрализованные) на границе с нефтью характеризуются низкими коэффициентами поверхностного натяжения, обладают значительно лучшими стабилизирующими и бактерицидными свойствами. Активные и нейтрализованные растворы продукта существенно подавляют способность пластовых и внедрившихся вместе с фильтратом бурового раствора глин к набуханию, растворяют и разрушают их структуру, способствуя выносу из пласта, имеют меньшую коррозионную активность.

На основе теоретических и экспериментальных исследований предложены две технологии воздействия на ПЗС: однорастворная и двухрастворная. Приведены результаты обработки 11 скважин, эксплуатирующих карбонатные отложения каширо-подольского горизонта Арланского месторождения. Выбранные скважины до применения растворов продукта неоднократно подвергались стандартным соляно-кислотным обработкам, отдельные скважины - обработкам с использованием нефтекислотной эмульсии.

Опытно-промышленные работы по применению технологии с использованием продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья показали хорошие результаты. Рассмотренный продукт рекомендован для широкого внедрения при разработке карбонатных коллекторов.

Список литературы

1. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. – М.: Недра, 1966. – 219 с.

2. Гафаров Ш.А., Жданов А.Г. Применение растворов монокарбоновых кислот для интенсификации добычи нефти. – М.: Химия, 2004 – 192 с.

3. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5 томах. – Т. 4. Кислотная обработка скважин / под ред. проф. И.Т. Мищенко. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с.

4. Блюм Р.Г., Меньшиков А.И. Влияние добавок низкомолекулярных органических кислот на солянокислотные обработки скважины // Сбор, транспорт и подготовка нефти: сб. тр. Всесоюзн. науч. конф. – Пермь, 1967. – С. 148–154.

5. Никитина Л.А., Мартос В.Н.  Новое в вопросах воздействия на призабойную зону скважин // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ, 1971. – 69 с.

6. Арушанов М.П. Исследование возможности применения реагентов, содержащих низкомолекулярные органические кислоты, для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов: дис. ... канд. техн. наук. – М.: ВНИИнефть, 1976. – 147 с.

7. Загоруйко А.А, Пецуха Р.А., Горабчев Б.И. Применение кислых стоков производства синтетических жирных кислот для увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 1976. – № 6 – С. 36–39.

8. Гафаров Ш.А. Использование продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для стабилизации и подавления набухания глин // Нефтегазовое дело, 2002. – Т. 1. – http:www.ogbus.ru

Наличие данных, Полученных в режиме реального времени, является базовым уровнем цифрового месторождения. Цель цифровизации месторождений – увеличение добычи нефти и сокращение издержек (затрат) при этом. Поскольку степень истощения залежей может быть достаточно велика, оптимизация существующей системы телемеханики (включая каналы связи и серверное оборудование) и применение современных средств сбора информации могут быть не оправданы с экономической точки зрения.

В статье описана методология оценки эффективности конфигураций датчиков с точки зрения концепции ценности информации. Основная идея исследования заключается в том, что информация несет дополнительную ценность только в том случае, если она позволяет проводить новые мероприятиям на скважинах либо принимать оптимальные решения быстрее. Проанализирована статистика мероприятий на скважинах, оснащенных элестронетробежными насосами, включая стоимость и технологические эффекты. Выделены наборы данных, необходимых для принятия решений о проведении мероприятия.

Результаты оценки эффективности конфигураций для условий оцениваемого месторождения представлены в виде палетки, которая позволяет выбрать наиболее эффективную конфигурацию с использованием данных о среднем дебите нефти и средней наработке на отказ. Совокупность низкого дебита и средней для условий месторождения наработки приводит к тому, что дополнительная телемеханизация нерентабельна. Для применения предложенной методики необходимо наличие подтвержденных технологических эффектов от мероприятий в условиях конкретного нефтегазодобывающего общества, актуальной информации о стоимости (и номенклатуре) оборудования и бизнес-процессах (например, о составе и стоимости работ, выполняемых сервисными организациями). Это обеспечивает корректную оценку экономической эффективности.

Список литературы

1. BP’s FIELD OF THE FUTURE Program: Delivering Success / С. Reddick, A. Castro, A. Pannett [et al.] // SPE 112194. – 2008.

2. Tofig A. AL-Dhubaib. Intelligent Fields: Industry’s Frontier &Oppo-rtunities // SPE 141874-MS-P. – 2011.

3. Well and Reservoir Management Project at Salym Petroleum Development / A. Mabian, Y. Volokitin, N. Beliakova [et al.] // SPE 128834-MS-P. – 2010.

4. Lilleng T., Sagatun I. Integrated operations Methology and Value Proposition // SPE 128576-MS-P. – 2010.

5. Bratvold R.B., Bickel E.J., Lohne H.P. Value of Information in the Oil and Gas Industry: Past, Present, and Future // SPE 110378. – 2007.

6. Lohrenz J. Net Values of our Information // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – С. 499–503.

7. Copeland T., Antikarnov V. Real options: A practitioner’s guide. – New York: Texere, 2001. – 384 с.

8. Coopersmith E.M., Canningham P.C. А practical approach to Evaluating the Value of Information and Real Option Decisions in the Upstream Petroleum Industry // SPE 77582. – 2002.

9. Samotlor: Real-time Production Optimization for Russia’s Largest Field / S.D. Shevchenko, D.V. Mironov, V.A. Navozov [et al.] // SPE 149615. – 2011.

10. Managing Fields Using Intelligent Surveillance, Production Optimization and Collaboration / F. Van den Berg, A. Mabian, R. Knoppe [et al.] //

SPE 150079-MS-P. – 2012.

В настоящее время актуальными задачами при добыче нефти из низкодебитных скважин являются увеличение межремонтного периода и снижение удельного расхода энергии на подъем продукции. Гидроструйный способ эксплуатации скважин позволяет решить указанные задачи. При всех известных преимуществах гидроструйного способа эксплуатации, таких как добыча продукции с повышенным содержанием газа и механических частиц, возможность дренирования пластов с низким притоком, одной из проблем является отсутствие простой инженерной методики расчета характеристик гидроструйных насосов (ГСН), адаптированной для скважинных условий.

В статье представлены результаты проведения испытаний промысловых ГСН с различными значениями основного геометрического параметра в широком диапазоне давлений активного (7,2-13,1 МПа) и пассивного (0,2-3,1 МПа) потоков, которые моделируют скважинные условия. Получено 120 характеристик работы ГСН. В результате обработки экспериментальных данных определено влияние указанных параметров на характеристики работы ГСН: 1) чем меньше значение основного геометрического параметра, тем больше напор, развиваемый ГСН; 2) увеличение давления на приеме ГСН приводит к более значительному расширению бескавитационной области работы, чем снижение давления активного потока перед соплом.

Обобщены экспериментальные исследования характеристик ГСН, полученные в указанном диапазоне барических условий. В результате обработки экспериментальных данных получены номограммы кавитационных режимов работы ГСН. Разработана инженерная методика расчета характеристик ГСН, которая может использоваться как для подбора ГСН к скважинам, так и для оценки их текущей эксплуатации. На основе регрессионного анализа получены аналитические зависимости кавитационных параметров работы ГСН (кавитационного коэффициента инжекции и кавитационного безразмерного перепада давления) и максимального безразмерного перепада давления, соответствующего нулевому коэффициенту инжекции. Оценена погрешность полученной модели относительно экспериментальных исследований характеристик.

Список литературы

1. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты / 3-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с. 

2. Подвидз Л.Г., Кирилловский Ю.Л. Расчет струйных насосов и установок // Тр. ин-та / ВИГМ. – 1968. – Вып. 38. – С. 44–97. 

3. Cunningham R.G. Jet Pump Theory and Performance with Fluids of High Viscosity //Trans. ASME. – 1957. – V. 79, P. – 1807–1820.

4. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.

5. Пат. № 2238443, РФ. М. кл. F 04 F 5/54, Е 21 В 43/40. Способ добычи нефти и насосно-эжекторная система для его осуществления / А.Н. Дроздов, В.В. Монахов, И.В. Цыкин: заявл. 30.12.03; опубл. 20.10.04.

6. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. – Л.: Машиностроение, Ленинградское отделение, 1988. – 256 с.

Представлена методика расчета подвески плунжера при его подгонке в цилиндре насоса после текущего ремонта скважины. В общем виде методика подгонки базируется на расчете изменения глубины подвески плунжера в крайних верхнем и нижнем положениях, обусловленного изменением характера деформации штанг в процессе вывода скважины на установившийся технологический режим работы и соответствующего ему изменению глубины расположения посадочного корпуса вставного насоса и клетки всасывающего клапана следствие деформации труб. Методика предусматривает расчеты по квазистатической модели совместных деформаций колонны штанг и насосно-компрессорных труб, а также учет характера изменения деформаций и нагрузок при снижении динамического уровня.

Приведен пример расчета подвески плунжера для гипотетической скважины. Показано, что предлагаемая методика, основанная на расчете эффективного хода плунжера в цилиндре, позволяет обеспечить работу насоса без удара как в процессе вывода скважины на режим, так и во время работы на установившемся режиме. Это обеспечивает минимальный объем «вредного» пространства насоса и увеличение его подачи.

Рассмотрена методика корректировки хода плунжера, работающего с ударом о клетку всасывающего клапана или посадочный корпус вставного насоса, по фактической динамограмме. Удары плунжера, как правило, влияют на конфигурацию динамограммы возникновением «всплеска» нагрузок в конце хода полированного штока. Разработанный метод позволяет, исходя из экстремальных значений нагрузок, по фактической динамограмме рассчитать минимальное расстояние, на которое необходимо изменить глубину подвески плунжера, чтобы исключить удары.

Полученные результаты могут быть использованы при проектировании технологического режима эксплуатации скважины, в частности, для спускоподъемных операций в скважинах, оборудованных штанговыми установками.

Список литературы

1. Агамалов Г.Б. Особенности механизированной добычи нефти из глубоких скважин // Нефтегазовое дело. – 2009. – № 2. – С. 64–67.

2. Влияние деформации насосных труб на дебит и межремонтный период работы скважин / К.Р. Уразаков, В.В. Дмитриев, А.Р. Буранчин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2009. – № 1. – С. 15–19.

3. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика. Т. VII. Теория упругости. – М.: Физматлит, 2003. – 264 с.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003. – 816 с.

5. Динамическая модель штанговой насосной установки для скважин с направленным профилем ствола / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов [и др.]// SOCAR Proceedings. – 2017. – №4. – С. 74-82.

6. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 90–93.

7. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. – М.: Недра. 1993. – 169 с.

8. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / К.Р. Уразаков, Е.И. Богомольный, Ж.С. Сейтпагамбетов, А.Г. Газаров. – М.: Недра. 2003. – 302 с.

9. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамометрированием. – М.: Гостоптехиздат, 1954. – 128 с.

Проведено исследование процесса осадкообразования в двух видах газоконденсатов, высокопарафинистой нефти и их смесях. Количество осадка в нефти с понижением температуры среды значительно превысило массовую долю парафинов, смол и асфальтенов за счет окклюдирования жидких углеводородов в ячейках кристаллической решетки. Методом газожидкостной хроматографии установлен индивидуальный состав н-алканов, определяющих формирование отложений в исследуемых образцах. В нефти и газоконденсатах наблюдалось мономодальное распределение н-алканов. Осадки, выделенные из нефти и газоконденсатов, характеризовались бимодальным молекулярно-массовым распределением н-алканов, повышением содержания в них высокомолекулярных углеводородов. Изучена эффективность присадок, ингибирующих осадкообразование в высокопарафинистой нефти и ее смесях с конденсатами. Установлено, что экспериментальная присадка К-210 обладает более высокой ингибирующей и депрессорной способностью в высокопарафинистой нефти. Добавка в нефть присадки К-210 массовой концентрацией 0,05 % позволила снизить интенсивность осадкообразования на 81-85 %. Эффективность ингибирующего действия присадок уменьшалась в нефтегазоконденсатных смесях. Показано, что ингибирующая способность присадок на основе поли(алкил)акрилатов зависит от состава парафиновых углеводородов и смолистых компонентов исследуемых образцов нефтяных систем. Стадию образования зародышевых кристаллов и стадию спонтанной кристаллизации определяли по значениям температуры помутнения, температуры спонтанной кристаллизации и температуры застывания. Показана возможность регулирования структурных фазовых переходов при снижении температуры, как на стадии зарождения, так и на стадии роста кристаллитов. Депрессия температуры спонтанной кристаллизации при введении в нефтегазоконденсатные смеси 0,05 % (по массе) присадок незначительна и составила около 3 – 5 °С. Температура застывания нефти с присадкой снизилась на 13 – 17 °С, а нефтегазоконденсатных смесей – на 18 – 20 °С.

Список литературы

1. Реологические свойства и динамика формирования осадка нефтегазоконденсатных смесей/ Н.В. Юдина, Ю.В. Лоскутова, И.В. Прозорова [и др.] // Газовая промышленность. – 2014. – № 5. – С. 89–92.

2. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов. – М.: Недра, 1984. – 222 с.

3. Ануфриев Р.В., Волкова Г.И. Изменение структурно-механических параметров углеводородов после высокочастотного акустического воздействия // Химия в интересах устойчивого развития. – 2014. – Т. 22. – № 3. – С. 307 – 312.

4. Влияние композиционной присадки на реологические и энергетические характеристики парафинистых и высокопарафинистых нефтей / И.В. Прозорова, Г.И. Волкова, Н.В. Юдина [и др.]//Нефтепереработка и нефтехимия. – 2014. – № 3. – С. 36–39.

5. Евдокимов И.Н. Проблемы несовместимости нефтей при их смешении. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 93 с.

6. Юдина Н.В., Лоскутова Ю.В. Состав и реологические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 2. – С. 69–71.

7. Подбор ингибирующей и депрессорной присадки для нефти Верхнечонского месторождения / И.В. Прозорова, Н.В. Юдина, Н.А. Небогина [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 68–70.

8. Влияние термической и депрессорной обработок на реологические свойства нефти / Н.Н. Польская, А.Ю. Самойленко, А.Б. Голованчиков [и др.] // Известия Волг. ГТУ. – 2012. – № 5. – Т. 1 – С. 114–118.

9. Литвинец И.В., Прозорова И.В. Влияние ингибирующих присадок на состав парафиновых отложений газоконденсата Уренгойского месторождения // Химия в интересах устойчивого развития. – 2015. – № 3. – С. 309–315.

10. Hammami A., Ratulowski J., Coutinho J.A.P. Cloud Points: Can We Measure or Model Them? // Petroleum Science and Technology. – 2003. – V. 21. – № 3. – P. 345–358.

11. Measurement and Prediction of Solubility of Petroleum Waxes in Organic Solvents/ S.P. Srivastava, A.K. Saxena, R.S. Tandon [et al.] // Fuel. – 1997. – V. 76. – № 7. – P. 625–630.

12. Paraffin Polydispersity Facilitates Mechanical Gelation / K. Paso, M. Senra, Y. Yi [et al.] // Ind. Eng. Chem. Res. – 2005. – № 44. – P. 7242–7254.

13. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. – М.: Техника, 2000. – 336 с.

Рассмотрены вопросы комплексной оценки прочности длительно эксплуатируемых систем транспорта нефти и нефтепродуктов. Эти вопросы увязаны с нормативным обоснованием условий и характеристик прочности трубных сталей, труб и трубопроводных систем. При таком обосновании одним и наиболее важных аспектов оценки прочности и долговечности оказывается идентификация трубных сталей по целому набору определяющих факторов производства и эксплуатации. В набор технологических факторов входят: производитель (отечественный или зарубежный), параметры химического состава, механические свойства сталей в исходном состоянии после изготовления труб, рабочее давление, срок эксплуатации труб, геометрические параметры труб (диаметры, толщины стенок), микроструктура и зернистость сталей, анизотропия свойств. Сложность оценки роли указанных факторов часто бывает связана с отсутствием исходной технологической, технической, расчетной и проектной информации, особенно для трубопроводов, находящихся в эксплуатации 30-50 лет и более. В этом случае идентификация выполняется по результатам косвенных испытаний с оценкой расчетных параметров прочности. Контрольные проверки прочности проводятся прямыми лабораторными испытаниями стандартных образцов, вырезаемых из труб, стендовыми испытаниями фрагментов труб до разрушения, гидравлическими испытаниями на каждой стадии эксплуатации. В заключение изложены основы методики идентификации трубных сталей, развиваемые ООО «НИИ Транснефть».

Список литературы

1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.97 (в действующей редакции, 2016).

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

3. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. 1998-2016. – М.: МГОФ «Знание», 2002. – 725 с.

4. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. –

М.: ИЦ Елима, 2004. – 1104 с.

5. Махутов Н.А. Прочность, ресурс, живучесть и безопасность машин –

М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2008. – 576 с.

6. СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов.

7. СНиП ГОСТ 32388-2013. Межгосударственный стандарт «Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия.

8. ASME B31.G-2009. Руководство по определению прочности корродированных трубопроводов. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines.

9. API 579/ASME FFS-1. Приспособленность к эксплуатации. Fitness For Service.

10. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. – Новосибирск: Наука. 2005. – 516 с.

В статье на примере АО «Зарубежнефть» показаны результаты разработки и внедрения ИТ-концепции для организации движения промысловой информации в рамках единого информационного пространства компании. На основе интегральной модели оценки зрелости ИТ-систем (с точки зрения степени обеспечения потребностей бизнеса) определена степень развития ИТ-инфраструктуры в АО «Зарубежнефть». Для обеспечения эффективного развития ИТ-систем сформированы основные принципы при создании ИТ-инфраструктуры, разработана целевая схема ИТ-решений по блоку «Геология, разработка и добыча». Дано описание ключевых систем для внедрения, сформирована дорожная карта работ.

При реализации намеченной целевой ИТ-архитектуры в блоке Upstream уже в краткосрочном периоде получены заметные результаты повышения эффективности производственной деятельности компании. Эффективность достигается за счет систематизации исходных данных по геологии и добыче, внедрения удобных средств их анализа, выявления новых скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), повышения прогностической способности планирования, увеличения средних пусковых приростов и снижения доли экономически нерентабельных ГТМ. Достигнутые успехи являются результатом работ по построению новой ИТ-инфраструктуры компании и, как следствие, повышения доступности верифицированных промысловых данных, внедрения инструментов анализа геолого-технологической информации.

Компания продолжает внедрять новые и развивать текущие ИТ-решения в рамках цифровизации предприятий Группы компаний «Зарубежнефть». В настоящее время в компании появилась тенденция к развитию собственных инженерных модулей. Наличие актуальной базы верифицированных промысловых данных позволяет сократить время внедрения разработанных модулей в производство. Разработка самих модулей ведется в соответствии с текущими задачами АО «Зарубежнефть», формирует компетенции в исследуемой области и способствует созданию конкурентных преимуществ компании.

Список литературы

1. System approach to planning the development of multilayer offshore fields / A.A. Lubnin, I.S. Afanasiev, E.V. Yudin [et al.] // SPE 176690. – 2015.

2. Technology for the Thermal Treatment of the Productive Formations of the Boca de Jaruco Field: Challenges, Opportunities, Prospects / I.S. Afanasiev, E.V. Yudin, T.A. Azimov [et al.]  // SPE 176699-MS. – 2017.

3. A New Approach of Gas Lift Wells Production Optimization on Offshore Fields / A.A. Lubnin, E.V. Yudin, R.F. Fazlytdinov [et al.] // SPE 181903-MS. – 2016.

Освоение арктического шельфа является важной экономической задачей для России, так как именно там сосредоточено до 80 % углеводородных запасов страны. Однако наладить добычу в этом регионе непросто из-за тяжелых климатических, в частности, ветровых и ледовых, условий. В связи с этим наилучшим решением является использование подводных технических средств освоения: манифольды, шлангокабели, системы управления, подводные трубопроводы, подводная фонтанная арматура, подводные перекачивающие комплексы, подводные комплексы подготовки углеводородов и др.

После введения санкций в отношении Российской Федерации в 2014 г. в стране развернуты программы импортозамещения. Одним из критически важных направлений стало освоение шельфа из-за крайне высокого процента зависимости от экспортных оборудования и технологий. Программа импортозамещения может быть реализована лишь при наличии стандартов, охватывающих весь жизненный цикл необходимой продукции. Применение таких стандартов позволит сократить издержки, обеспечить взаимную совместимость изделий для подсистем подводного добычного комплекса и ускорить выход продукции на рынок. В первую очередь должны быть выпущены стандарты по важнейшим подсистемам подводных добычных комплексов: манифольдам, шлангокабелям и системам управления.

В статье проанализированы стандарты таких институтов по стандартизации, как API, ISO, NORSOK, проблематика их использования в Российской Арктике, а также даны рекомендации относительно пути развития отечественной стандартизации в области подводных добычных комплексов.

Список литературы

1. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Тематический блок «Безопасность топливно-энергетического комплекса». Основы безопасности при освоении континентальных шельфов / Р.С. Ахметханов, Н.А. Махутов, Д.О. Резников [и др.]. – М.: МГОФ «Знание», 2013. – 640 с.

2. Волков В.Ж., Маслова И.Н., Петрова Е.А. Опыт сертификации оборудования подводного добычного комплекса для освоения месторождения «Киринское» проекта «Сахалин-3» // Сфера нефтегаз. – 2011. – № 5. – С. 34–37.

3. Кершенбаум В.Я. «НГК – архипелаг импортозамещения», Сер. Конкурентоспособность и управление качеством в нефтегазовом комплексе. – М.: Национальный институт нефти и газа, 2015. ­– 340 с.

В процессе эксплуатации магистральных трубопроводов при транспорте жидких углеводородов, их добыче и переработке персонал вынужден проводить работы в зонах, содержащих пары нефти и нефтепродуктов. Главной потенциальной опасностью паров является их невидимость для глаза человека. Случаи отравлений, взрывов, приводящие к гибели людей по всему миру, являются постоянным напоминанием об этой проблеме. Главной целью в обеспечении безопасности является снижение рисков для персонала и предприятия. Ключевым компонентом в данном вопросе являются системы, обеспечивающие раннее предупреждение, позволяющее дать больший период времени для принятия решений и действий по устранению недостатков. Такие системы также используются как часть общей системы мониторинга и обеспечения безопасности, в том числе при обнаружении возгораний и аварийных остановках технологического процесса.

В статье представлены описание, состав, назначение, условия эксплуатации и принцип построения созданной ООО «НИИ Транснефть» системы постоянного контроля концентрации паров углеводородов в воздухе рабочей зоны при проведении огневых и газоопасных работ на объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Рассмотрены результаты проведенного ООО «НИИ Транснефть» исследования паров нефти и нефтепродуктов, перекачиваемых по магистральным трубопроводам, а также возможности применения различных систем определения концентрации паров нефти и нефтепродуктов, представленных на российском рынке. Дано описание процессов, происходящих при образовании паров нефти и нефтепродуктов. По результатам исследований сформулирован ряд ограничений и рекомендаций по применению некоторых принципов измерений концентраций углеводородов в воздухе.

Список литературы

1. Методические основы обеспечения промышленной безопасности объектов ТЭК на примере трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / C.Г. Радионова, Ю.В. Лисин, С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – C.72–77.

2. Зиновьев В.Е., Плотникова Е.С., Гончар А.Э. Оценка последствий аварийных взрывов топливо-воздушных смесей в подземных емкостях нефти, нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 4 (16). – С.74–83.

3. Половков С.А. Обеспечение промышленной безопасности, охраны труда и экологии в организациях системы «Транснефть»// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2 (22). – C. 28–31.

4. Радионова С.Г., Половков С.А., Слепнев В.Н. Оценка возможности применения современных методов раннего обнаружения и мониторинга аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на водных объектах// Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 124–128.

5. Пожарная безопасность технологических процессов в машиностроении: Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине «Пожарная безопасность технологических процессов» направления «Техносферная безопасность» профиля подготовки «Защита в чрезвычайных ситуациях» всех форм обучения / сост.: П.В. Родионов; Юргинский технологический институт. – Юрга: Изд-во Юргинского технологического института (филиала) Томского политехнического университета, 2014. – 65 с. 

Территория Западной Сибири является основным нефтегазоносным районом Российской Федерации. Промышленный кластер Западной Сибири значительно влияет на окружающую среду. Экологическое законодательство стимулирует использование наилучших доступных технологий промышленными предприятиями нефтегазового комплекса.

Рассмотрен инновационный шламонакопитель для временного размещении отходов бурения, который можно использовать при строительстве поисково-разведочных и эксплуатационных скважин для размещения буровых шламов на территории нефтегазовых месторождений. Технология размещения отходов предусматривает создание чаши шламонакопителя, противофильтрационного экрана на дне и бортах чаши и условий для дальнейшей рекультивации объекта хранения отходов. Преимуществом предлагаемой технологии является применение ограждающей конструкции модульного исполнения. Возможность ее рециклинга и низкой материалоемкости снижает стоимость строительства нового объекта для размещения отходов и служит первичным элементом системы экологической безопасности. Благодаря предлагаемому способу сооружения шламонакопителя атмосферные осадки не проникают в тело размещаемых отходов бурения, а стекают за внешний край ограждающей конструкции и затем выносятся за пределы площадки. Грунтовые воды также не проникают в тело насыпи, и, следовательно, не происходит выноса водорастворимых вредных веществ за пределы шламонакопителя.

Экономические затраты на внедрение шламонакопителя, обеспечивающего повышение экологической безопасности и эффективности при обращении с отходами бурения, компенсируют текущие затраты предприятия природопользователя в части платы за размещение отходов образующихся при бурении скважин. Получаемая недропользователем льгота по налогооблагаемой базе на прибыль на сумму внедренных инноваций является существенным стимулом к переходу на новые технологии при реализации проектных решений по добыче нефти на лицензионных участках.

Список литературы

1. Проблемы самовосстановления экосистем Среднего Приобья при антропогенных воздействиях нефтедобывающего комплекса / И.Ю. Усманов, Е.С. Овечкина, Э.Р. Юмагулова [и др.] // Вестник Нижневартовского государственного университета. – 2015. – № 1. – С. 79–86.

2. Адаптация экосистем Среднего Приобья в зоне нефтедобычи: иерархия и длительность процессов / И.Ю. Усманов, Э.Р. Юмагулова, В.Б. Иванов [и др.] // Вестник Нижневартовского государственного университета. – 2016. – № 2. – С. 87–94.

3. Пульсирующая многомерная экологическая ниша растений: расширение объема понятия / И.Ю. Усманов, А.В. Щербаков, М.В. Мавлетова [и др.] // Известия Самарского научного центра российской академии наук. – 2016. – № 18 (2-2). – С. 525–529.

4. Fractal Analysis of Morpho-Physiological Parameters of Oxycoccus Polustris Pers in oligotrophic Swamps of Western Siberia / I.Yu. Usmanov, E.R. Yumagulova, E.S. Ovechkina [et al.] // Vegetos. – 2016. – V. 29. – № 1. – http://dx.doi.org/10.4172/2229-4473.1000101.

5. Аитов И.С., Иванов В.Б. Трансформация почвогрунтов на лицензионных участках нефтедобывающих компаний // Региональная экологическая политика в условиях существующих приоритетов развития нефтегазодобычи: Материалы III съезда экологов нефтяных регионов. – Новосибирск: Изд-во Профикс, 2013. – С. 158–168.

6. Иванов В.Б. Рекультивация нефтезагрязненных земель: проблемы и перспективы // Эколого-географические проблемы природопользования нефтегазовых регионов: теория, методы, практика: Доклады IV Международной научно-практической конференции. – Нижневартовск: Нижневартовский гос. гуманитарный ун-т, 2010. – С. 87–89.

7. Иванов В.Б., Оберемченко А.А. Эколого-химический анализ состояния почвенных ресурсов на территории лицензионного участка // под ред. А.В. Коричко // Восемнадцатая Всероссийская студенческая научно-практическая конференция Нижневартовского государственного университета. – Нижневартовск: Изд-во НВГУ, 2016. – С. 1074–1078.

8. Количественные и качественные критерии преобразования и самовосстановления природных комплексов в результате загрязнения нефтепродуктами / В.Б. Иванов, И.Ю. Усманов, В.В. Александрова [и др.] // В мире научных открытий. – 2017. – № 9 (1-2). – С. 56–65.

9. Волков И.М. О территориальном экологическом управлении с помощью послепроектного анализа оценки воздействия на окружающую среду (на примере инвентаризации буровых шламовых амбаров) // Вестник Тюменского государственного университета. – 2011 – № 4 – С. 180-189.

10. Волков И.М., Иванов В.Б. Инновационные подходы в проектировании объектов размещения буровых отходов в свете послепроектной оценки воздействия на окружающую среду объектов обустройства месторождений Среднего Приобья // Культура, наука, образование: проблемы и перспективы: материалы IV Всероссийской научно-практической конференции. – Нижневартовск: Изд-во НВГУ, 2016. – Ч. II – С. 21–24.