В статье рассмотрен опыт применения бассейнового моделирования на различных этапах геолого-разведочных работ: при поиске и локализации перспективных участков, принятии решений при их разведке, доразведке на разрабатываемых месторождениях. Приведены три примера. В первом примере представлена модель, которая использовалась на этапе поиска перспективных участков. Выполнен полный комплекс расчетов: восстановление истории погружения, настройка модели на фактические геолого-геофизические данные, калибровка теплового режима и зрелости органического вещества, моделирование вторичной миграции, оценка риска и анализ чувствительности. В качестве второго примера рассмотрена модель для оценки рисков на этапе заложения поисковой скважины. Оценены влияние структурного фактора, экранирующие свойства нарушений и их влияние на миграцию углеводородов. В третьем примере показано использование бассейнового моделирования при ранжировании не выявленных ранее ловушек и выборе очередности разведочного бурения на этапах доразведки. Основное внимание уделено вариантам распространения фациальных зон, оценке содержания органического вещества, экранирующих свойств покрышек.

Сделан вывод, что повышения эффективности применения бассейнового моделирования можно добиться при более гибком использовании этого метода за счет видоизменения способов его реализации в зависимости от конечной задачи. Это обеспечит экономию машинного времени и трудозатраты.

Список литературы

1. Бурлин Ю.К., Галушкин Ю.И., Яковлев Г.Е. Бассейновый анализ. – М.: Изд-во МГУ, 2007. – 112 с.

2. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. – М.: Научный мир, 2007. – 456 с.

4. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция / под ред. Ю.Г. Леонова, Ю.А. Волож. – М.: Научный мир, 2004. – 526 с.

3. Гаврилов В.П., Галушкин Ю.И. Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов (бассейновое моделирование). – М.: Недра, 2010. – 227 с.

5. Питер Р. Роуз. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. – М.-Ижевск: НИЦ «РХД», Ижевский институт компьютерных исследований, 2001. – 304 с.

В пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в нижнепермских отложениях открыто несколько десятков месторождений нефти и газа, продуктивность которых связана с карбонатными отложениями – рифами, биогермами, краевыми платформами. Карбонатные породы отличаются от терригенных не только улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), но и сложным строением карбонатных комплексов, неоднозначностью типов и свойств коллекторов в пределах резервуара, остается нерешенным ряд вопросов оценки и прогноза кавернозности и трещиноватости пород. Установление фациальных условий осадкообразования, выявление главных геологических факторов, способствующих формированию высокоемких коллекторов, изучение закономерностей изменения ФЕС карбонатных пород различного генезиса и выявление корреляционных зависимостей между оценочными параметрами являются важными задачами вопросы при оценке и разработке карбонатных коллекторов. Наличие ограниченного набора фактических данных на ранних этапах освоения месторождения вследствие низкой разбуренности объекта, недостаточной разрешающей способности сейсмических исследований, фрагментального выноса кернового материала обусловливает необходимость целенаправленного поиска упрощенных, но эффективных методов и приемов моделирования, повышающих достоверность прогноза ФЕС резервуара.

На примере одного из месторождений Колвинского мегавала (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) рассмотрен алгоритм создания постоянно-действующей геолого-технологической модели нижнепермских карбонатных отложений в условиях недостаточной изученности месторождения. Цель работы заключалась в дельной проработке материала и выявлении закономерностей пространственного размещения литотипов – коллекторов с улучшенными ФЕС, наиболее перспективных для разработки.

В геологическом моделировании выбор методики, как правило, зависит от объекта исследования и от совокупности имеющейся информации. Показано, что с учетом особенностей формирования карбонатных платформ, предложенные в работе приемы и методики могут быть использованы для экспресс-оценки месторождений на стадии разведки.

Список литературы

1. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. – М.: Изд-во РГГУ, 1999. – 285 с.

2. Барабошкин Е.Ю. Создание концептуальной седиментологической модели нижнепермских отложений Харьягинского месторождния на основе кернового материала с использованием комплекса геофизических, геохимических, палеонтологических и структурных данных. – М.: МГУ, 2013. – 110 с.

3. Рединг Х. Обстановки осадконакопления и фации: в 2 т. / под ред. Х. Рединга; пер. с англ. – М.: Мир, 1990. – 384 с.

В статье проанализированы особенности строения и условия образования карбонатных верхнедевонских отложений Харьягинского месторождения. В работе использованы следующие основные методы: типизация разрезов по данным геофизических исследований скважин и результатам изучения керна, сейсмофациальный и палеотектонический анализ. Установлено, что разрез верхнедевонского комплекса на Харьягинском месторождении характеризуется резкой фациальной изменчивостью. Кроме того, фациальная изменчивость пород-коллекторов и покрышек выявлена также в мелководно-шельфовой зарифовой области, которая получила в позднефранское и фаменское время осадконакопления широкое распространение (по площади) в центральной и северной частях участка. Проведенные исследования позволили оконтурить палеоподнятие в евлано-ливенской части разреза в пределах зарифовой. Над этим палеоподнятием в задонско-раннеелецкое время палеоподнятие свормировался карбонатный массив неустановленного генезиса. Потенциально такие постройки могут обладать улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с вмещающими породами мелководного шельфа. Отмечено, что в настоящее время сделать однозначные выводы о возможном развитии в пределах зарифовой области карбонатных массивов различного генезиса и их фильтрационно-емкостных свойствах не представляется возможным по причине слабой изученности зарифовой области бурением и керновыми исследованиями. Тем не менее, эта зона вне сомнений является перспективной с точки зрения поиска в ее пределах карбонатных массивов с улучшенными фильтрационно-емкостными характеристиками.

Список литературы

1. Пармузина Л.В. Верхнедевонский комплекс Тимано-Печорской провинции (строение, условия образования, закономерности размещения коллекторов и нефтегазоносность). – СПб: Недра, 2007. – 152 с.

2. Кушнарева Т.И. Фаменский ярус Тимано-Печорской провинции. – М.: Недра, 1977. – 135 с.

3. Жемчугова В.А. Актуальные научно-технические проблемы развития геолого-геофизических, посково-разведочных и промысловых работ в Республике Коми. – М.: Изд-во Московского гос. горного университета, 2002. – 244 с.

4. Никонов Н.И. Основные черты геологического строения верхнедевонских барьерных рифов в связи с их нефтегазоносностью. В сб. Нефтегазоносные комплексы Печорской синеклизы. – 1981. – Вып. 35. – С. 58–65.

5. Валеев Р.Н. Авлакогены Восточно-Европейской платформы. – М.: Недра, 1978. – 388 с.

6. Дедеев В.А. Структура платформенного чехла Европейского севера СССР. – Л.: Наука, 1982. – 200 с. 

Аудит запасов углеводородов по международной классификации является устоявшимся процессом в большинстве международных и российских компаний. Основная цель аудита – определение капитализации компании, ее рыночной стоимости, а также залоговой стоимости в случае сторонних заимствований и размещения ценных бумаг на фондовых рынках. Компания «Зарубежнефть» уделяет особое внимание процессу аудита своих активов, особенно технической части оценки (определению геологических и извлекаемых запасов). Наряду с оценкой, выполняемой аффилированными международными аудиторами, компания проводит внутреннюю оценку с целью формирования оптимальной стратегии развития активов.

Внутренняя оценка запасов осуществляется в соответствии с регламентом, принятым в компании, и включает три этапа: оценка геологических запасов на фиксируемую дату, оценка технически извлекаемых запасов и экономическая оценка. На первом этапе выполняется систематизация геолого-геофизических, промысловых и проектных данных и проводится анализ информации с целью получения актуального представления о строении залежи и выявления факторов неопределенности (положение водонефтяного контакта, петрофизические модели, неопределенность структурных характеристик и др.). Результатом работ на данном этапе являются величины геологических запасов и ресурсов, подсчитанные по категориям SEC и SPE/PRMS, и картографический материал с выделенными категориями. На втором этапе проводится поскважинная оценка извлекаемых запасов по каждой из категорий. Оценка основывается на фактической динамике добычи и данных об объектах-аналогах. Результатами второго этапа являются величины технически извлекаемых запасов, конечные коэффициенты извлечения нефти и прогнозные уровни добычи по категориям. После получения прогнозных профилей добычи по каждому активу выполняется экономическая оценка.

Внутренняя оценка проводится с использованием международных стандартов и собственного инструментария для выполнения технических расчетов. Большой объем исходных данных и их многообразие, а также специфика активов компании обусловили  необходимость оптимизации сложившегося процесса. Переход к использованию баз данных, а также автоматизация части операций путем применения программного обеспечения (инструментария) позволили значительно улучшить процесс оценки.

Список литературы

1. Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System. – SPE, 2011.

2. Положение о порядке организации и сбора исходных материалов для проведения независимого аудита запасов нефти, газа и конденсата по международным стандартам. – М.: АО «Зарубежнефть», 2014. – 31 с.

Достоверность керновых данных, используемых при проектировании разработки месторождений нефти и газа, напрямую зависит от качества экспериментальных исследований. С учетом того, что керновые исследования являются единственным способом прямого определения параметров пласта и получения необходимых данных, используемых в расчетах при составлении проектных документов и моделировании разработки месторождений, особое внимание следует уделять качеству кернов и образцов, применяемых в лабораторных экспериментах. Данные, полученные на образцах керна лабораторными методами, должны быть однозначными, объяснимыми общеизвестными физическими законами и воспроизводимыми. Используемые в экспериментальных исследованиях керны и их образцы, особенно при определении фильтрационно-емкостных свойств, должны быть не только консолидированы, но и кондиционны, способны сохранять свое строение, форму, структуру и текстуру до окончания экспериментальных исследований для обеспечения получения надежных данных.

В статье показаны изменения, которые могут происходить в образцах некондиционного керна при проведении экспериментальных исследований. Представлены результаты лабораторных экспериментов, иллюстрирующие, как качество использованных образцов керна может влиять на искомые экспериментальные данные. Приведен пример кривых капиллярного давления, полученных на образцах керна, разрушенных в экспериментальной установке при проведении исследований. Предложен критерий оценки качества результатов таких исследований.

Отмечено, что для повышения качества данных, получаемых при проведении лабораторных исследований на образцах, следует учитывать тип коллектора и возможное взаимодействие фильтрующихся флюидов с породой. Сохранение качества керна путем его герметизации или консервации сразу после извлечения из скважины также играет ключевую роль в получении надежных данных в лабораторных экспериментах. Приведены примеры использования образцов консервированного керна в лабораторных исследованиях для получения более надежных экспериментальных данных.

На примере нефтяного месторождения Белуга на южном шельфе Вьетнама показана возможность комплексного геологического моделирования отложений миоцена и олигоцена при ограниченных данных с использованием концептуальной модели. При изучении месторождения обозначен ряд особенностей, связанных с выделением новых продуктивных отложений, большим этажом нефтеносности, сложной системой разломов, высокой неоднородностью разреза внутри опорных горизонтов. Основными проблемами являются низкая подтверждаемость структурного плана по данным сейсморазведки, низкая изученность полноразмерным керном, фрагментарное опробование продуктивного разреза, неоднозначность интерпретации материалов геофизических исследований скважин, неоднозначный уровень водонефтяного контакта.

Опыт освоения соседних месторождений показал, что высокие ожидания в отношении запасов и продуктивности в условиях слабой изученности приводят к невыполнению плана по добыче. Поэтому в рамках геолого-гидродинамического моделирования нового объекта внимание сфокусировано на источниках геологической неопределенности. Для этого построена концептуальная модель геологического строения, разработан подход к моделированию в условиях значительной неопределенности и проведена вероятностная оценка запасов. При моделировании изучена история развития Кыулонгского бассейна, учтено направление сноса материала. Ввиду ограниченного объема кернового материала, отобранного при бурении разведочных скважин, выполнен электрофациальный анализ. Результаты анализа распределения фильтрационно-емкостных свойств и данных промыслово-геофизических исследований для выделенных электрофаций использованы при дальнейшем моделировании. Учтены также риски, связанные с выделением коллекторов и неподтверждением структурного плана, на основе вероятностной модели. Реализован вариант объектного моделирования, основанный на концептуальной модели осадконакопления продуктивных пластов, в котором определены вариации размеров, формы и ориентации объектов. В результате создано детальное, объемное представление геологического строения месторождения.

Показано, что условиях слабой изученности шельфового месторождения создание концептуальной геолого-фациальной модели послужило основой для построения вероятностных геолого-гидродинамических моделей и их анализа, результаты которого позволили спланировать экономически эффективное освоение объекта.

Список литературы

1. Обобщение и анализ геолого-геофизических материалов северной и северо-восточной частей месторождения Белый Тигр с целью выявления неструктурных ловушек УВ. – Ханой: VPI, 2014. 

2. Tectono-stratigraphic Framework and Tertiary Paleogeography of Southeast Asia: Gulf of Thailand to South Vietnam Shelf / R.C. Shoup, R.J. Morley, T. Swiecicki, S. Clark. – http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2012/30246shoup/ndx_shoup.pdf.html

3. Подсчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белуга блока 09-/12 Кыулонгского бассейна. – Вунгтау: НИПИморнефтегаз, 2016.

4. Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белый Тигр блока 09-/12 Кыулонгского бассейна. – Вунгтау: НИПИморнефтегаз, 2016.

5. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – М.: Недра, 1984. – 260 с.

Группа нефтяных месторождений Центрально-Хорейверского поднятия разрабатывается компанией ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» с 2009 г. В настоящее время часть месторождений введена в промышленную эксплуатацию и находится на первой и второй стадиях разработки, а остальные месторождения готовятся к вводу в ближайшие несколько лет. На месторождениях ведется активное бурение как новых скважин, так и боковых стволов. Для принятия оперативных решений по корректировке схем размещения скважин, а также для прогноза технологических показателей при составлении бизнес-плана компании актуальной является задача создания и мониторинга геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ) месторождений.

Продуктивные горизонты месторождений Центрально-Хорейверского поднятия представлены сложно-построенным карбонатным коллектором. Большую часть пустотного пространства составляют поры (матрица), в которых сосредоточены практически все запасы углеводородов. Остальной пустотный объем приходится на вторичные образования: трещины и каверны. Как правило, такая структура пустотного пространства предполагает создание модели двойной пористости и проницаемости. Однако применение данного подхода при построении ГГДМ месторождений Центрально-Хорейверского поднятия имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, значительно увеличивается время расчета по сравнению с моделью одинарной пористости. Во-вторых, сложность данного типа моделей не соответствует наличию и достоверности данных об объекте моделирования, прежде всего о параметрах второй среды: распространении зон трещиноватости (кавернозности), вторичной пористости, длине трещин и их раскрытости.

В статье предложен подход к построению ГГДМ, который предполагает создание моделей одинарной пористости с эффективными петрофизическими свойствами матрицы и второй среды. Влияние трещиноватости описывается с помощью задания несоседних соединений ячеек и настройкой проводимости этих соединений, а также корректировкой продуктивности с помощью эффективной проницаемости двух сред. Инициализация ГГДМ происходит с помощью J-функции путем настройки на начальную обводненность скважин и результаты интерпретации данных геофизических исследований скважин. ГГДМ месторождений Центрально-Хорейверского поднятия, построенные с помощью данного подхода, показывают хорошую прогнозную способность и применяются для оценки рисков бурения проектных скважин.

Список литературы

1. Сазонов Е.О., Нугаева А.Н., Червякова А.Н. Новые подходы к равновесной инициализации модели BlackOil и обоснованию уровней зеркала свободной воды и поверхности водонефтяного контакта // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 70–75.

2. Chan K.S. Water Control Diagnostic Plots // SPE 30775. – 1995.

3. Программа для моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений tNavigator. Версия 4.2. Техническое руководство. – М.: RFDynamics, 2017. – 2325 c.

Для повышения надежности результатов лабораторных исследований и сокращения времени НИОКР в 2018 г. начаты работы по созданию лаборатории цифрового керна. На основе опыта изучения и моделирования месторождений нефти и газа, накопленного АО «ВНИИнефть», сформулированы проблемы прогнозирования добычи нефти из сложно построенных пластовых систем. Концепция цифрового керна интегрирована в стратегию развития цифровой лаборатории АО «ВНИИнефть», одной из важнейших частей которой является цифровое кернохранилище.

Обобщенные данные об изучаемых месторождениях легли в основу программы планирования и реализации методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Выполнена систематизация подходов с привлечением международных экспертов. Для унификации процесса оценки эффективности МУН для карбонатных гидрофобных коллекторов разработан типовой план. В соответствии с выработанными методиками начаты научно-исследовательские работы по созданию технологии повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов на месторождениях АО «Зарубежнефть».

При планировании разработки трещиноватых гидрофобных коллекторов возникает ряд затруднений, связанных со сложностью и неоднородностью их строения, неопределенностью основных влияющих на разработку факторов. Для оценки важности учета данных факторов в технологических расчетах проведена серия расчетов на секторной модели. Из результатов расчетов можно сделать вывод, что влияние смачиваемости коллектора и структуры порового пространства критично при выборе режима разработки. Для изучения природы смачиваемости проведены анализ и обобщение имеющихся данных. Предложены подход к комплексной оценке анизотропии свойств пласта и алгоритмы перехода от микромасштаба к макромасштабу при построении постоянно действующей геолого-технологической модели. Для каждого масштаба качественно оценены параметры коллектора и при моделировании корректно учтена их неоднородность. Дополнительно выделены факторы, оказывающие наибольшее влияние на коэффициент вытеснения и остаточную нефтенасыщенность на микроуровне.

Список литературы

1. Современный подход к применению данных анализа керна при изучении структуры запасов карбонатных отложений активов АО «Зарубежнефть»/ Е.А. Юдкина, Г.Д. Федорченко, И.С. Афанасьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. - № 5. – С. 29-33.

2. Development of Approach to Modelling Complex Structure Carbonate Reservoirs using Example of the Central Khoreyver Uplift Fields / E. Yudin [et al.] // SPE 187811-MS. – 2017.

В статье рассмотрен опыт применения ООО «Зарубежнефть-Добыча-Харьяга» потокоотклоняющих технологий на Харьягинском месторождении. Основным объектом разработки на месторождении является пласт, приуроченный к девонским отложениям, сложенный карбонатными породами. Залежь делится на две зоны: барьерного рифа и лагуны. Зоны различаются по фильтрационно-емкостным свойствам и характеру фильтрации в пласте. Анализ результатов исследования керна показал наличие вторичной среды, однако гидродинамические исследования не выявили линейного потока к скважинам в явном виде. Нефть легкая и маловязкая (1,15 мПа×с). На месторождении применяется заводнение. Текущая обводненность продукции составляет около 60 %. Пластовая вода обладает относительно высокой минерализацией (около 170 г/л), пластовая температура (61 °С) позволяет рассматривать применение других потенциально эффективных агентов закачки. В результате комплексного анализа сделан выбор в пользу сшитых полимеров акриламида с ацетатом хрома в роли сшивателя. Закачка проводилась в 5 нагнетательных скважин, эффект отслеживался в 16 добывающих. Через 7 мес  после начала проведения опытно-промышленных работ дополнительная добыча превысила 20 тыс.т. Эффект продолжается.

Список литературы

1. Assesment of the Areal and Vertical Sweep Efficiency in Cyclic Carbonate Reservoirs of the Middle East / R. Abdalla, J. Gomes, M. Al Kobaisi, G. Mahmoud // SPE 184008-MS. – 2017.

2. Improving Sweep Efficiency in Fractured Carbonate Reservoirs by Microbial Biomass / R. Al-Hattali, H. Al-Sulaimanu, Y. Al-Wahaibi, S. Al-Bahry // SPE 154679. – 2012.

3. Application of pH-triggered Polymers in Fractured Reservoirs to Increase Sweep Efficiency / F. Lalehrokh, S.L. Bryant, Ch. Huh // SPE 113800. – 2008.

4.Захаров В.П., Исмагилов Т.А. Водоизоляция трещин со стороны нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 102–105.

5. https://корона-тэк.рф/katalog/povyishenie-nefteotdachi-plastov/ustanovki-kudr/kudr-1

6. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи / С.А. Жданов, А.Т. Горубнов [и др.]. – М.: РМНТК «Нефтеотдача», 1996. – 87 с.

Представлены результаты опытно-промышленных работ (ОПР) по пароциклическому воздействию на карбонатный коллектор М, насыщенный природным битумом. Рассмотрены некоторые особенности эксплуатации скважин и реакции пласта на закачку пара на двух пилотных участках. На основе анализа данных о паротепловых обработках скважин (ПТОС) на первом пилотном участке выдвинута гипотеза о раскрытии сети естественных трещин при превышении порогового давления. Сопоставление результатов расчетов, выполненных в рамках этой гипотезы, и фактических данных показало их хорошую сходимость. На основании данных непрерывного мониторинга температурного профиля с помощью оптоволоконной системы измерений определены интервалы максимальной приемистости скважин при закачке пара. Интервалы представлены более плотными разностями с развитой трещиноватостью и пониженным содержанием битума. Результаты ОПР показывают, что разработка пласта М вертикальными скважинами в зонах распространения таких уплотненных пород, которые охватывают 50 % площади объекта разработки, может быть технологически и экономически эффективной. Для зон, характеризующихся небольшой толщиной трещиноватых прослоев, на гидродинамической модели рассмотрены три варианта разработки с закачкой пара в систему горизонтальных скважин. Первый из рассмотренных вариантов – парогравитационное дренирование пласта, два других варианта – паротепловые обработки горизонтальных скважинах, различающиеся расстоянием между скважинами. Оптимальным оказался третий вариант – паротепловая обработка скважин, расстояние между которыми составляет 50 м. Характеристики вытеснения, рассчитанные для прогнозных вариантов разработки, аналогичны фактическим характеристикам вытеснения при применении паротепловых методов на месторождениях-аналогах, что подтверждает корректность результатов моделирования.

На ближайшую перспективу запланировано проведение ОПР по испытанию технологий парогравитационного дренирования пласта и паротепловых обработок горизонтальных скважинах.

Список литературы

1. Технология теплового воздействия на продуктивные пласты месторождения Бока де Харуко: вызовы, возможности, перспективы/ И.С. Афанасьев, Е.В. Юдин, Т.А. Азимов [и др.] // SPE-176699176699-RU. – 2015.

2. Ожидание и реальность разработки карбонатных коллекторов / И.С. Анфанасьев, Е.В. Юдин, Г.Д. Федорченко [и др.] // V Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 16-17 сентября 2015 г., г. Москва. – М., 2015. – С. 5.

3. Grishin P., Osipov A., Solomatin A. Results and main features of experimental studies of heavy oil carbonate reservoir // Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Testing, Simulation and Oilfields Applications, 28 June – 1 July 2016. – Kazan: Kazan Federal University, 2016.

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

5. Юдин Е.В., Петрашов О.В., Осипов А.В. Результаты опытно-промышленных работ по извлечению природных битумов из гидрофобных трещиноватых карбонатных пород на примере месторождения Бока де Харуко // SPE–187683–RU. – 2017.

Рассмотрены результаты оценки эффективности применения термогазового воздействия на пласты баженовской свиты. Материнская залежь, в основном представлена практически непроницаемыми глинисто-карбонатно-кремниевыми породами со значительным содержанием органического вещества, разделенными маломощными проницаемыми карбонатно-кремнистыми прослоями. Извлекать нефть из карбонатных пород можно традиционными способами, однако главной целью воздействия на баженовские пласты является вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых участков залежи и последующее преобразование твердого органического вещества (керогена) в подвижные углеводороды. Возможность реализации таких проектов подтверждена лабораторными экспериментами и опытно-промышленными работами. Проведенные исследования показали, что одним из наиболее перспективных методов увеличения нефтеотдачи баженовских пластов является применение технологии термогазового воздействия (ТГВ), заключающейся в закачке воздуха (обогащенного воздуха, водовоздушной смеси) в пласт и инициации в нем высокотемпературных окислительных процессов с целью вовлечения твердого органического вещества в разработку. При нагревании пластовой породы улучшаются ее фильтрационно-емкостные свойства, образуется сеть трещин, которые в дальнейшем служат каналами для извлечения подвижных углеводородов.

На основании результатов лабораторных исследований, проведенных в АО «ВНИИнефть», определено количество подвижных углеводородов, образовавшихся из твердого органического вещества, оценены параметры протекания химических реакций при тепловом воздействии на нефте- и керогеносодержащую породу для последующего термогидродинамического моделирования. По результатам исследований высокотемпературного окисления в «трубе горения» определены основные технологические параметры ТГВ, проанализированы промысловые данные, полученные при проведения опытно-промышленных работ на пластах баженовской свиты.

Список литературы

1. Основные проблемы изучения отложений баженовской свиты / А.Н. Лазеев, А.С. Кашик, С.И. Билибин [и др.] // Геофизика. – 2015. – № 3. – С. 4–6.

2. Немова В.Д. Условия формирования коллекторов в отложениях баженовского горизонта в районе сочленения Красноленинского свода и Фроловской мегавпадины // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/4/23_2012.pdf

3. Немова В.Д. Литология и коллекторские свойства отложений баженовского горизонта на западе Широтного Приобья: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. – М., 2012.

4. Термодеструкция керогена битуминозных пород Галяновского месторождения баженовской свиты / В.И. Кокорев, Н.Г. Судобин, А.М. Полищук [и др. //] Материалы конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям». – М., 18-19 ноября, 2008.

5. Термодеструкция керогена битуминозных пород тутлеймской (баженовской) свиты месторождений Красноленинского района / В.И. Кокорев, Н.Г. Судобин, А.М. Полищук [и др.] // Материалы II Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». – М.: ОАО «ВНИИнефть», 2009.

6. Исследование процесса термического воздействия на образцы пород баженовской свиты / В.И. Кокорев, С.А. Власов, Н.Г. Судобин, А.М. Полищук // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 3. – С. 12–18.

7. Комплексный подход к исследованию процессов закачки воздуха в пласт для повышения нефтеотдачи / А.В. Васильевский, Е.А. Никитина, С.И. Толоконский, С.А. Чаруев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – C. 102–104.

8. Химия углеводородов нефти/под ред. Б.Т. Брукса, С.Э. Бурда, С.С. Куртца, Л. Шмерлинга. – Т. 2. – Л.: Гостоптехиздат, 1958. – 391 с.

9. Черножуков Н.И., Крейн С.Э. Окисляемость минеральных масел.

3-е изд. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 372 с.

10. Никитина Е.А. Определение условий образования топлива при применении термического воздействия на пластах баженовской свиты // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2016. – Вып. 155.

11. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. – М.: Недра, 1969. – 256 с.

12. Термогазовое воздействие на залежи баженовской свиты. ОАО РИТЭК // ROGTEC. – 2013. – Вып. 35. – С. 28–32.

Рассмотрена динамика баланса мирового рынка в 2016-2017 гг. Показано, что баланс мирового рынка является одним из ключевых факторов, определяющих цену нефти. Баланс рынка вычислен как разность предложения и спроса, которые проанализированы по отдельности. Для анализа и прогноза временных рядов спроса и предложения использована их декомпозиция на тренд, сезонность и колебания. Для предложения использован четвертый компонент – перебои поставок.

Проведенный анализ показал, что сезонные составляющие спроса и предложения подобны друг другу. Они оказывают негативное влияние в первых двух кварталах и вносят положительный вклад в двух последних. Существенное превышение сезонного компонента спроса в третьем квартале над компонентом предложения может регулярно приводить к снижению профицита (или росту дефицита) на рынке и повышению цен в это время. В четвертом квартале наблюдается обратное соотношение между сезонными компонентами спроса и предложения, что негативно влияет на цену нефти. Составляющая «колебания» опередила по величине другие компоненты, как для спроса, так и для предложения. Максимальная амплитуда колебаний предложения возникла за счет сокращения добычи ОПЕК+ в первом квартале 2017 г., а спроса – за счет его волатильности в странах Ближнего Востока.

Сформулирована гипотеза, что мировой рынок нефти останется сбалансированным на протяжении 2018 г., и это позволит мировой цене нефти вырасти относительно предыдущего года, ее среднегодовое значение может превысить 70 долл. США/баррель (Brent). Среди ключевых рисков, которые могут повлиять на цену нефти, указаны геополитическая напряженность, торговые войны, экономическая нестабильность и изменение политики ОПЕК и ее союзников.

Список литературы

1. Полбин А. Оценка влияния шоков нефтяных цен на российскую экономику в векторной модели коррекции ошибок // Вопросы экономики. – 2017. – № 10. – С.23–31.

2. Гурвич Е.Т., Прилепский И.В. Анализ экспертных и официальных прогнозов цен на нефть// Вопросы экономики. – 2018. – № 4. – С. 15–22.

3. What drives crude oil prices? // EIA. – 2018. – April. – 23 p.

4. Short-term Energy outlook // EIA. – 2018. – April.

5. Medlock K.B. Energy Demand Theory. In: International Handbook on the Economics of Energy. – UK, Cheltenham: Edvard Elgar Publishing. – 2009. – 848 p.

6. Hyndman R.J., Athanasopoulos G. Forecasting: principles and practice. – Pert: University of Western Australia, 2013. – 520 p.

7. Светуньков И.С., Светуньков С.Г. Методы и модели социально-экономического прогнозирования: учебник и практикум для академического бакалавриата. В 2-х т. Т. 2. Модели и методы. – М.: Юрайт, 2014. – 447 с.

8. Маланичев А.Г. Моделирование экономических колебаний добычи сланцевой нефти // Журнал Новой экономической ассоциации. – 2018. – № 2 (38). – С. 54–74.

9. https://www.goldmansachs.com/insights/pages/outlook-2016/?playlist=0&video=0

В настоящее время проявляется повышенный интерес к трехмерному вертикальному сейсмическому профилированию (ВСП-3D) при детализации строения ловушек углеводородов в околоскважинном пространстве. В статье приводятся обоснование наиболее оптимальных вариантов систем наблюдений ВСП-3D и методика расчета их параметров, кратности прослеживания и размера прослеживаемой площади в зависимости от требуемой плотности наблюдений, глубины установки и длины скважинного зонда. Необходимо различать две модификации скважинной сейсморазведки 3D с различными требованиями к наблюдениям: наблюдения ВСП-3D с целью изучения геологического строения околоскважинного пространства и совмещенные наблюдения МОГТ-3D и ВСП, ориентированные на решение задач МОГТ-3D. Выбор системы наблюдений ВСП-3D для изучения околоскважинного пространства определяется длиной используемого скважинного зонда. При применении короткого зонда (несколько десятков приемных модулей) оптимальным является размещение источников по квадратной сетке на площади в форме круга, что обеспечивает сохранение кратности прослеживания и уменьшение максимального удаления источника, но является дорогостоящим. При использовании длинного зонда, перекрывающего ствол скважины до забоя, предпочтительно размещение источников по окружности, кратность прослеживания неравномерна и быстро снижается с удалением от скважины. Совмещенные наблюдения значительно дешевле, но вызывают появление неосвещенных участков и не обеспечивают получение качественного куба данных ВСП-3D, поэтому не могут быть рекомендованы для детализации геологического строения околоскважинного пространства. Приведены практические примеры.

Список литературы

1. Шехтман Г.А. Площадная модификация метода ВСП // Геофизика. – 1996. – № 1. – С. 23–28.

2. Areal modification of the VSP method/ G.A. Shekhtman, A.E. Zernov, O.A. Potapov [et al.] //55th Annual Meeting of EAGE. – Stavanger, 1993. 

3. Результаты применения методик «3D+ВСП локальный проект» и «2D+ВСП локальный проект» в условиях Западной Сибири / К.В. Баранов, В.С. Бикеев, Н.В. Стариков, А.А. Табаков // Технологии сейсморазведки. – 2004. – № 1. – С. 19–22.

4. Методика и некоторые результаты обработки данных МОГ и 3D ВСП / А.А. Табаков, К.В. Баранов, Н.В. Рыковская, А.В. Копчиков // Технологии сейсморазведки. – 2006. – № 2. – С. 8–13.

5. Andersen J., Bartling B., Nelson H.R.Jr. Borehole seismic defines reservoirs at point of extraction. Oil & Gas Journal. – 2014. – № 2 (June). – Р. 50–57.

6. Комплексные сейсмические технологии ВСП-2Д, ВСП-3Д, ВСП-МОГТ / Д.Р. Иркабаев, Р.Ф. Атнабаев, В.А. Ленский, М. Т. Якупов // Геофизика. – 2017. – № 3. – С. 24–28. 

Проведена литологическая типизация разреза, выявлены условия формирования отложений. Построены карты фациальной неоднородности для каждого горизонта терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Республики Башкортостан. С использованием данных скважин с высоким выносом керна, микроскопических описаний шлифов и гранулометрических исследований образцов керна осуществлена структурно-литологическая типизация терригенных и карбонатных отложений ТТНК. За основу выделения литотипов приняты гранулометрический состав и текстурные признаки, выявленные при визуальном описании керна. По результатам подробного анализа керна для отложений ТТНК установлен ряд фациальных признаков, позволяющих отнести их к дельтовому комплексу речного типа. Выявлены основные диагностические признаки, характерные для данного типа обстановки осадконакопления. Основными фациальными зонами являются дельтовые каналы и второстепенные каналы промоин, дельтовая равнина, отмирания дельты, устьевые бары, фронт дельты, продельта и мелководно-морские карбонатные осадки. Дано описание каждой фациальной зоны, ее характерных признаков по керну, позволяющих достоверно идентифицировать данные комплексы. Для увеличения детальности карт фациальной неоднородности, кроме скважин, для которых имелись данные исследования керна, рассмотрены также скважины, в которых проводился комплекс геофизических исследований (ГИС). По скважинам, в которых был выполнен комплекс ГИС, проведен электрофациальный анализ. За основу принимались методы самопроизвольной поляризации потенциалов и гамма-каротаж.

Созданный геологический каркас послужит базой для проведения дальнейших работ по петрофизической типизации отложений. Фациальные особенности, выявленные в ходе работы, могут служить основой для построения концептуальных моделей локальных объектов, а также позволят сравнивать разные объекты по условиям их формирования на региональном уровне.

Список литературы

1. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов. – Уфа: Мир, 2014. – 324 с.

2. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные коллекторы. Пособие по работе с керном. – М.: ГЕРС, 2011. – 152 с.

3. Атлас литогенетических типов угленосных отложений среднего карбона Донецкого бассейна / Л.Н. Ботвинкина, Ю.А. Жемчужников, П.П. Тимофеев и др. – М.: Изд-во АН СССР, 1956 . – 368 с. 

С увеличением доли трудноизвлекаемых запасов возрастает роль высокотехнологичных методов каротажа, которые представлены на в настоящее время в основном аппаратурой и технологиями зарубежных производителей. К таким методам относятся: каротаж во время бурения (MWD-LWD), ядерно-магнитный каротаж, монопольный и кросс-дипольный акустический каротаж, гидродинамический каротаж, методы акустического и электрического микросканирования и др.

В статье проведен анализ конкурентоспособности отечественной аппаратуры для геофизических исследований скважин в сравнении с зарубежными аналогами, рассмотрена возможность импортозамещения геофизического оборудования. По результатам анализа сделан вывод о наличии на отечественном рынке лишь единичных экземпляров современной аппаратуры и технологий специальных методов каротажа, способных конкурировать с зарубежными аналогами. При этом малая часть технологий может быть использована непосредственно (без доработки), а основная часть требует доработки и усовершенствования до уровня, отвечающего современным требованиям к качеству и информативности специальных методов каротажа.    

Отмечено, что важную роль в решении задач импортозамещения геофизического оборудования могут играть корпоративные научно-исследовательские и проектные институты, поскольку они обладают значительной базой знаний об изучаемых геологических объектах, эффективности применяемых технологий и производственных проблемах, требующих решения. Роль институтов заключается в комплексном анализе различных отечественных и зарубежных технологий, выборе технологий для замещения на отечественные аналоги и формировании технических критериев для разработки новых технологий, не имеющих отечественных аналогов.

На основе анализа даны рекомендации по созданию проектного управления инновационной деятельностью при разработке высокотехнологичного геофизического оборудования.

Список литературы

1. http://www.agbcorp.ru/importozameshenie.html

2. Лаптев В.В. Российский геофизический рынок // Время колтюбинга. – 2016. – № 3 (057). – С. 12–17.

3. Назмутдинова С.С. Развитие геофизического сервиса России на основе мультипроектного управления // Науковедение. – 2014. – Вып. 2.

4. Сравнение результатов отечественного электрического микросканера с зарубежными аналогами на примере месторождений Пермского Прикамья / А.И. Губина, Е.С. Зрячих, П.Н. Гуляев [и др.] // Каротажник. – 2015. – № 256. – С. 131–139.

5. Nuclear Magnetic Resonance Comes Out of its Shell // Schlumberger Oilfield Review Winter. – 2008/2009. – V. 20. – № 4. – С. 14–16.

6. MR eXplorer (Magnetic Resonance Logging Service). Baker Hughes, Drilling and Evaluation, 2010. – https://www.bakerhughes.com/products-and-services/evaluation/

7. Coates G.R., Xiao L., Prammer M.G. NMR Logging Principles and Applications. – Houston, TX: Halliburton Energy Services, 1999. – С. 2–5.

8. Вершинин А.Г., Вершинин С.А., Добрынин С.В. Разработка современной аппаратуры волнового кросс-дипольного акустического каротажа с применением компьютерного моделирования // Технологии сейсморазведки. – 2013. – № 1. – С. 87–95.

9. Выбор оптимальной технологии измерений и обработки волнового акустического каротажа в открытых и обсаженных стволах скважин / А.В. Шубин, А.В. Городнов, В.Н. Черноглазов [и др.] // Геофизика. – 2017. – № 2. – С. 2–13.

10. Добрынин С.В. Современное состояние аппаратуры кросс-дипольного акустического каротажа в России // Геофизический вестник. – 2014. – № 1. – С. 1–12. – http://www.ifz.ru/uploads/media/DobryninCV_annotation.pdf

11. КарСар 8АД73 – прибор кроссдипольного многозондового акустического каротажа // Нефть и Газ Сибири. – 2013. – № 3 (12). – С. 71–72. – http://www.ids55.ru/nig/articles/normativnayabaza/1629.html

12. Черных И.А., Савич А.Д. Импортозамещающие технологии для геофизических исследований и работ в нефтегазовых скважинах Пермского края // Каротажник. – 2015. – № 256. – С. 140–149.

13. Тихонов А. О проблемных вопросах импортозамещения программного обеспечения // Нефтегазовая вертикаль. – 2015. – № 5. – С. 42–45. 

Одной из актуальных нерешенных проблем нефтедобычи остается исследование зон работы высокодебитных скважин, получение параметров пласта и анализ их взаимовлияния. Применение методов гидродинамических исследований скважин позволяет определить фильтрационные параметры пласта, но ввиду недостаточного радиуса охвата таких исследований можно оценить только прискважинную зону. При этом построение корректной геолого-гидродинамической модели требует информации о параметрах межскважинного пространства. Альтернативным методом исследования является традиционное гидропрослушивание, требующее остановки реагирующих скважин для уменьшения зашумления замеряемого забойного давления, что приводит к значительным потерям добычи нефти.

В статье рассмотрены вопросы построения новой, не требующей остановки реагирующих скважин, методики гидропрослушивания, основанной на применении фильтрационных волн давления. Для обнаружения и фильтрации данных, полученных в ходе гидропрослушивания, разработан соответствующий алгоритм, который можно применять в условиях высокого зашумления давления. Тестирование предлагаемого алгоритма, проведенное в рамках решения задачи о распространении сигнала (давления) в межскважинном пространстве, подтверждает корректность его работы. Численное моделирование процесса гидропрослушивания выполнялось на основе решения уравнений гидравлики и фильтрации методами диагональной прогонки. Дополнительно разработан алгоритм подавления шума при обработке сигнала.

Проведенное численное тестирование предлагаемого алгоритма обработки сигнала при гидропрослушивании методом фильтрационных волн давления подтвердило корректность работы предложенного алгоритма. Показано, что использование данного алгоритма позволяет обнаружить возмущение в реагирующих скважинах в условиях высокого зашумления и влияния скважин окружения, что значительно расширяет сферу применения гидропрослушивания методом фильтрационных волн давления.

Список литературы

1. Фильтрационные волны давления как метод исследования параметров пластов / М.Н. Овчинников, Г.Г. Куштанова, А.Г. Гаврилов, М.В. Сударев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2015. – № 6. – C. 124–161.

2. Филиппов А.И., Ковальский А.А., Ахметова О.В. Сферические фильтрационные волны // Наука вчера, сегодня, завтра. В сб. материалов XI международной научно-практической конференции. – Новосибирск: СибАК. – 2016. – С. 124-128.

3. Шагапов В.Ш., Нагаева З.М. Гармонические волны давления в трещинах, находящихся в нефтяных и газовых пластах // Инженерно-физический журнал. – 2017. – Т. 90. – № 5. – С. 1109–1117.

4. Ovchinnikov M., Kushtanova G. Effective matrix block sizes in percolation model and filtrational parameters of fractured environments // ARPN journal of engineering and applied sciences. – 2016. – T. 11. – № 13. – C. 8139–8143.

5. Пат. № 0002584253 РФ. Способ реагентно-волновой обработки призабойной зоны пласта фильтрационными волнами давления; М.М. Аглиуллин, А.Ф. Закиров, Р.З. Сахабутдинов, И.К. Маннапов, Ю.Р. Стерлядев, И.З. Чупикова, М.Х. Мусабиров, Р.Р. Яруллин, А.А. Биккулов; заявители и патентообладатели ПАО «Татнефть», ООО «Использование комплексных энергетических систем в нефтедобыче», ООО «ТаграС-РемСервис». - № 2014129365/03; заявл. 16.07.14, опубл. 20.05.16.

6. Кобяшев А.В., Волков В.А. Изучение строения пласта с использованием гидропрослушивания на примере сузунского месторождения // НЕФТЬ. ГАЗ. НОВАЦИИ. – 2016. – № 2. – С.38–41.

7. Рязанова М.А., Самойлов В.В. Реализация метода фильтрационных волн давления для повышения КИН. В сб. Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии: материалы международной научно-практической конференции молодых ученых. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2016. – С. 179–182.

8. Айфичер Э. Джервис Б. Цифровая обработка сигналов. Практический подход. – М.: Вильямс, 2004. – 992 с.

9. Трусов А.В., Овчинников М.Н., Марфин Е.А. Особенности распространения и характеристики фильтрационных волн давления при использовании локально-неравновесных моделей // Георесурсы. – 2012. – Т. 6. – Вып. 46. – С. 44–48.

10. Радзишевский А. Ю. Основы аналогового и цифрового звука. – М.: Издательский дом «Вильямс», 2006. – 288.

11. Smith J.O. III Spectral Audio Signal Processing. – W3K Publishing. – 2011. – 674 p.

12. Anderson B.D.O., Moore J.B. Optimal filtering. – Englewood Cliffs, USA: Prentice Hall, 1979. – 368 p.

13. Конторович В.А, Лапковский В.В., Лунев Б.В. Модель формирования неокомского клиноформного комплекса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с учетом изостазии // Геология нефти и газа. – 2014. – № 1. – С. 65–72.

14. Stern H.P.E., Mahmou S.A. Communication Systems: Analysis and Design. – Upper Saddle River, USA: Pearson Prentice Hall, 2004. – 552 p.

15. Smith S.W. Digital Signal Processing: A Practical Guide for Engineers and Scientists. – 2003. – 650 p.

16. Jonathan Y.S. Digital Signal Processing: A Computer Science Perspective. – 2000. – 859 p.

17. Steven W. Smith. The Scientist and Engineer’s Guide to Digital Signal Processing. – 1999. – 650 p.

Использование воды в качестве агента для поддержания пластового давления на месторождениях с высоковязкой нефтью приводит к образованию нестабильного фронта вытеснения. Это в свою очередь приводит к образованию не охваченных заводнением нефтенасыщенных участков. В итоге снижается эффективность разработки месторождения. В таком случае потенциально перспективным методом увеличения нефтеотдачи является полимерное заводнение.

В статье приведены результаты теоретических и численных расчетов полимерного заводнения для пласта ПК_1-3 Восточно-Мессояхского месторождения, содержащего высоковязкую нефть. Исследованы два варианта реализации технологии: непрерывное полимерное заводнение и циклическое. Рассмотрена следующая схема циклического полимерного заводнения: в пласте поочередно создаются оторочки полимера и воды с различными периодами закачки, концентрация закачиваемого раствора полимера в рамках одного расчета не меняется.

Полученные результаты свидетельствуют, что полимерное заводнение в целом эффективно, как технологически, так и экономически, однако наличие подстилающей воды, как в случае циклита «С» пласта ПК_1-3, резко снижает его эффективность. Отмечено, что циклическое полимерное заводнение более эффективно, чем с непрерывное. Так, при циклической закачке полимера наблюдается увеличение NPV на 20 % по сравнению с базовым вариантом разработки, в то время как непрерывное полимерное заводнение характеризуется приростом NPV, равным 16 %. Установлено оптимальное соотношение периодов закачки полимера и воды в зависимости от концентрации. Выявление зависимости коэффициентов этого уравнения от характеристик геологического объекта, свойств флюидов и относительной фазовой проницаемости позволит упростить процедуру определения оптимальных параметров полимерного заводнения.

Список литературы

1. Al-Saadi F.S., Al-Subhi H.A., Al-Siyabi H. Recovery factor in EOR polymerflood project: Field case // SPE 169694. – 2014.

2. Пути повышения прогнозной способности геологической модели континентальных отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения/ Е.В. Загребельный и др. // Нефтяное Хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 12–15.

3. Моделирование вариантов поддержания пластового давления с использованием горизонтальных нагнетательных скважин в условиях неопределенности геологических параметров залежи высоковязкой нефти пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения» / И.В. Коваленко и др. // Нефтяное Хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 98–101.

Основной объект разработки уникального Арланского нефтяного месторождения отличается исключительно сложным геологическим строением и содержанием тяжелой нефти повышенной вязкости. В разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделены восемь продуктивных пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами. С учетом неоднородности фильтрационно-емкостных свойств в разрезе объекта правомерно выделение трех пачек: верхней, объединяющей три преимущественно выдержанных по площади высокопроницаемых пласта; средней с четырьмя маломощными пластами средней проницаемости; нижней, представленной одним мощным высокопроницаемым пластом с обширной водонефтяной зоной. Пласты средней пачки обладают ухудшенными коллекторскими свойствами по сравнению с пластами верхней и нижней пачек, что влияет на разработку многопластового объекта. Согласно результатам промыслово-геофизических исследований при совместной эксплуатации пачек объекта (добывающий, нагнетательный фонд) средняя пачка характеризуется худшими показателями, как на качественном, так и на количественном уровне. Это свидетельствует о неравномерности охвата пластов заводнением и меньшей степени выработки запасов из средней пачки. Для оценки локализации остаточных запасов в условиях многопластового объекта проведен глубокий геолого-промысловый анализ выработки с привлечением секторного геолого-гидродинамического моделирования. Результаты анализа позволили выделить зоны локализации остаточных запасов по разрезу и площади. Применение дифференцированных систем воздействия на пачки и пласты – частичного разукрупнения объекта в зонах локализации остаточных запасов в добывающих и нагнетательных скважинах - и адресной программы проведения необходимых геолого-технических мероприятий позволит существенно повысить эффективность и полноту выработки запасов нефти объекта.

Список литературы

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

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

3. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений / М.М. Саттаров, Е.А. Андреев, В.С. Ключарев [и др.] – М.: Недра, 1969. – 240 с.

4. Габитов Г.Х., Лозин Е.В. Проектирование разработки Арланского нефтяного месторождения // Нефтяное Хозяйство. – 2005. – № 7.– С. 76–79.

Представлены результаты исследований солевых композиций для глушения добывающих скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Определены основные физико-химические свойства растворов солевых композиций и их совместимость с пластовыми водами нефтяных месторождений. Показано, что при приготовлении технологических жидкостей для глушения скважин с использованием пластовых вод нефтяных месторождений Башкортостана происходит выпадение осадка. Методом рентгенофазового анализа исследован состав осадка. Приведены результаты расчета интенсивности выпадения осадка по методике Оддо – Томсона. Рассмотрены особенности выбора технологий глушения добывающих скважин с АВПД на нефтяных месторождениях Башкортостана. Предложены решения по улучшению качества жидкостей глушения скважин.

Ключевым фактором при выбора технологий глушения скважин с АВПД на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча» является возможность применения в качестве жидкости глушения пластовых вод объектов эксплуатации. При этом имеется ряд существенных ограничений. Во-первых, при смешивании солевых композиций жидкости глушения на основе хлорида кальция и пластовых вод нефтяных месторождений Республики Башкортостан образуется осадок. В результате расчетов, проведенных по модифицированной методике Оддо – Томсона, выявлено, что состав осадка сложен и включает нерастворимые сульфаты, карбонаты кальция и магния. Методом рентгенофазового анализа установлено, что в осадке могут присутствовать растворимые соли – хлориды. Во-вторых, с учетом полученных данных о совместимости вод, а также вследствие разнообразия выпадающих солей, приготовление качественных жидкостей глушения максимальной плотности возможно лишь с использованием пресной технической воды. Фильтрационными исследованиями установлено негативное влияние водных растворов солевых композиций тяжелых жидкостей глушения на фильтрационно-емкостные свойства пластов. Полученная относительная величина снижения проницаемости пласта сравнима с влиянием жидкости глушения на основе хлорида кальция.

Список литературы

1. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта / С.А. Рябоконь, А.А. Вольтерс, В.Б. Сурков, В.Н. Глущенко // Нефтепромысловое дело. – 1989. – Вып. 19. – 42 с.

2. Методические указания Компании «Приготовление и применение жидкостей глушения». Положение Компании «№ П2-05.01 М-0027 версия 2.00 (приказ ПАО «НК «Роснефть» № 88 от 5.10.18 г.). – 2018. – 101 с.

3. Фоломеев А.Е., Вахрушев С.А., Михайлов А.Г. Об оптимизации кислотных составов для применения в геолого-технических условиях месторождений ОАО «АНК Башнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 108–112.

В процессе эксплуатации электроцентробежного насоса (ЭЦН) выше его приемных отверстий накапливается газонефтяная смесь. При повышении температуры давление снижается до давления насыщения, и насос оказывается окруженным газовыми пузырьками, которые находятся в динамическом равновесии со слоями восходящих и нисходящих потоков нефти. Коэффициент полезного действия (к.п.д.) центробежного насоса в основном зависит от содержания свободных газовых пузырьков в смеси. На модельных жидкостях показано, что при содержании воздуха в масле, равном 5 %, к.п.д. насоса может уменьшиться на 25 – 30 %. При более высоком содержании газа в смеси происходит срыв подач. Чрезмерное повышение температуры в насосе приводит к кипению пластовой воды внутри него. При низких давлениях на приеме насоса температура кипения воды может составлять 120 – 150 °С, с увеличением давления на приеме насоса возрастает и температура кипения воды. Изменения давления и соответствующей ему температуры кипения воды являются причиной начала процесса отложения солей – накипи во внутренней полости насоса.

При эксплуатации скважины ЭЦН давление на приеме насоса снижается, что приводит к увеличению содержания свободного газа в газожидкостной смеси. Увеличение газосодержания обусловливает снижение к.п.д. насоса, что в свою очередь вызывает рост его температуры. Если при этом температура кипения попутно добываемой воды равна или меньше температуры насоса, то в полости насоса начнется процесс ее кипения. Регулируя давление на приеме ЭЦН можно избежать кипения пластовой воды и, следовательно, отложения солей в полости насоса.

Список литературы

1. Гареев А.А. О значении теплового режима в установках электроцентробежных насосов. Сер. Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 1. – С. 23–29.

2. Гареев А.А. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса. Сер. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 2. – С. 21–25.

3. Гареев А.А. О температурном режиме электропогружного насоса. Сер. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 6. – С. 35–41.

4. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: ОРБИТА-М, 2004. – 432 c.

5. Лабунцов Д.А. Физические основы энергетики. Избранные труды по теплообмену, гидродинамике, термодинамике. – М.: МЭИ, 2000.

6. Otte W., Mitt D. Verein der Gross Kesselpesitzer. – 1929. – V. 17. – P. 34–45.

7. Булатов М.А. Комплексная переработка многокомпонентных жидких систем. – М.: МИР, 2004. – 356 c.

8. Теория тепломассообмена / под ред. А.И. Леонтьева. – М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1997. – 683 с.

9. Цветков Ф.Ф., Григорьев Б.А. Тепломассообмен. – М.: Изд. дом МЭИ, 2006. – 550 с.

Применение математического аппарата нейронных сетей является основным элементом при распознавании изображений, классификации и прогнозировании пространственно-временных последовательностей при решении широкого спектра задач во многих отраслях промышленности. При этом большинство современных работ по классификации временных последовательностей, описывающих различные процессы, сфокусированы на одномерных структурах. В данной статье для решения задач распознавания динамограмм использованы трансформированные из одномерных в двухмерные структуры представлений исходного временного ряда. Реализация такого способа в области диагностирования работы насосного оборудования позволяет более качественно распознавать пространственные структуры в динамограммах и проводить обучение нейронных сетей с малым количеством исходных данных (динамограмм).

Целью работы являлось повышение эффективности определения технического состояния скважинных штанговых глубинных насосов (СШН) в процессе их эксплуатации методом динамометрирования. Предложен комплексный подход к интерпретации динамограмм СШН. С помощью кодирования динамограмм в различных видах изображений установлены оптимальные способы их представления. Представлен анализ следующих способов представления динамограмм: исходное представление (изображение), грамиан в полярных координатах, рекуррентные диаграммы и кросскорреляционная матрица с последовательными задержками. Использованы различные компьютерные методы для решения задач классификации динамограмм. Проведенный комплексный анализ позволил выявить оптимальный подход к представлению динамограмм, исходя из точности их распознавания.

В результате проведенных исследований выявлены способы представления данных, показавшие высокую точность классификации и низкий уровень ошибки обучения на малых выборках исходных данных, т.е. данные представления лучшим образом обеспечивают «выделение» топологических особенностей исходных динамограмм (среди сравниваемых методов). В связи с тем, что зачастую глубиннонасосное оборудование эксплуатируется в скважинных условиях с наличием осложнений, предложена новая архитектура классификатора диагностирования эксплуатации СШН. В ней возможна реализация комплексной диагностики состояния оборудования с учетом всех известных технологических факторов (осложнений), влияющих на работу насосного оборудования.

Список литературы

1. Применение эвристических алгоритмов в анализе данных для решения задачи диагностирования электроцентробежных насосных установок / Р.И. Валиахметов, В.У. Ямалиев, С.С. Шубин, А.В. Алферов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329. – № 2. – С. 159–167.

2. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.К. Фархуллин, Р.Х. Муслимов [и др.]. – Казань: Новое Знание, 1997. – 76 с.

3. РД 39–1–9 98–84. Методика диагностирования и оптимизации режимов работы установок ШГН по динамографическим исследованиям. – Шевченко: КазНИПИнефть, 1984. – 101 с.

4. Backpropagation applied to handwritten zip code recognition / Y. LeCun [et al.] //Neural computation. – 1989. – Т. 1. – №. 4. – С. 541 – 551.

5. Krizhevsky A., Sutskever I., Hinton G.E. Imagenet classification with deep convolutional neural networks //Advances in neural information processing systems. – 2012. – С. 1097–1105.

6. Xia X., Xu C., Nan B. Inception‒v3 for flower classification //Image, Vision and Computing (ICIVC), 2017 2nd International Conference on. – IEEE, 2017. – С. 783–787.

7. West J., Ventura D., Warnick S. Spring research presentation: A theoretical foundation for inductive transfer. – Provo (USA): Brigham Young University, College of Physical and Mathematical Sciences, 2007.

8. Wang Z., Oates T. Encoding time series as images for visual inspection and classification using tiled convolutional neural networks // Workshops at the Twenty-Ninth AAAI Conference on Artificial Intelligence. – 2015. – Т. 1.

9. Wang Z., Yan W., Oates T. Time series classification from scratch with deep neural networks: A strong baseline // Neural Networks (IJCNN), 2017 International Joint Conference on. – IEEE, 2017. – С. 1578–1585.

10. Eckmann J. P., Kamphorst S.O., Ruelle D. Recurrence plots of dynamical systems //EPL (Europhysics Letters). – 1987. – Т. 4. – № 9. – С. 973.

11. Determining the minimum embedding dimension for state space reconstruction through recurrence networks / K.P. Harikrishnan [et al.]. – 2017. – https://arxiv.org/pdf/1704.08585.pdf

12. Dimension-scalable recurrence threshold estimation / K.H. Krämer [et al.]. – 2018. – https://arxiv.org/pdf/1802.01605.pdf

13. Ямалиев В.У., Салахов Т.Р., Шубин С.С. Применение элементов теории детерминированного хаоса к решению задач технического диагностирования УЭЦН // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2014. – № 4. – С. 174–191.

14. Kang W.Y., Park K.W., Zhang B.T. Extremely Sparse Deep Learning Using Inception Modules with Dropfilters //14th IAPR International Conference on Document Analysis and Recognition (ICDAR). – IEEE, 2017. – С. 448–453.

15. The transition module: a method for preventing overfitting in convolutional neural networks / S. Akbar [et al.] //Computer Methods in Biomechanics and Bio-medical Engineering: Imaging & Visualization. – 2018. – С. 1–6.

Предложен новый подход к развитию информационных систем в области сопровождения эксплуатации промысловых трубопроводов. За основу приняты новые ориентиры технологического развития ПАО «НК-Роснефть» – передовые информационные технологии, переход на цифровое производство, предиктивная аналитика, поддержка принятия решений. Основными положениями концепции новой системы мониторинга технического состояния промысловых трубопроводов (RN-PipeControl) являются сбор, накопление и анализ максимального количества данных, генерируемых при эксплуатации трубопроводов. Система должна обеспечить автоматизированную загрузку и обработку данных в режиме времени, приближенном к реальному. При обработке данных предполагается использовать методы машинного обучения, технологии работы с большими объемами данных, использовать современные подходы к формированию аналитики. Система позволит решать большой спектр задач, автоматизировать процессы и снизить число рутинных операций как на уровне цеха нефтегазодобывающего управления, так и на уровне добывающих обществ и всей компании в целом.

Основными автоматизируемыми процессами являются формирование и сопровождение программ технического обслуживания и ремонта трубопроводов, контроль и определение оптимальных технологических параметров их эксплуатации, мониторинг осложнений и борьба с ними, управление возникающими рисками. Важная составляющая сопровождения эксплуатации трубопроводов заключается в формировании и исполнении программы повышения их надежности, включающей набор различных мероприятий по эксплуатации фонда трубопроводов (реконструкция, диагностика, капитальный ремонт), направленных на снижение числа отказов. Общепринятый подход (как в отечественных нефтяных компаниях, так и за рубежом) предполагает ранжирование трубопроводов для назначения проведения на них необходимых мероприятий на основе относительных критериев (баллов, экспертной оценки вероятности отказа, ущерба от аварий). Рассматриваемый подход предполагает переход от текущих показателей оценки эффективности (удельная частота порывов, оперативные затраты и капитальные вложения) к использованию единого интегрального показателя – совокупной стоимости владения. Переход к единому показателю в сочетании с использованием имитационного моделирования позволит прогнозировать аварийность трубопроводов и оценивать эффективность программ повышения надежности их эксплуатации в краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной перспективе.

Список литературы

1. URL: https://www.rosneft.ru/press/news_about/item/189383.

 2. John F. Kiefner. A risk management tool for establishing budget priorities, NACE TechEdge Series Program, Houston, Texas, 1997, 10–12 February. – Houston, Texas.

 3. Разработка модели ранжирования промысловых трубопроводов на основе оценки рисков эксплуатации / П.В. Виноградов, К.В. Литвиненко, Р.И. Валиахметов, А.Н. Бахтегареева // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 84–86.

4. Орлов А.И. Прикладная статистика. – М.: Экзамен, 2006. – 671 с.

5. Прогнозирование и предотвращение авиационных происшествий при организации и производстве воздушных перевозок / А.А. Бутов, В.Д. Шаров, В.П. Макаров, А.И. Орлов // Изв. Самарского научного центра Российской академии наук. – 2012. – Т. 14. – № 4(2). – С. 380–385.

Технология термической обработки сталей как совокупность операций нагрева, выдержки и охлаждения стальных изделий с целью получения заданного уровня свойств за счет изменения внутреннего строения и текстуры известна давно. Определяющими факторами, которые влияют на свойства металлов, являются время выдержки в нагретом состоянии и скорость охлаждения. Однако в области трубопроводного строительства технологию термической обработки стали активно применять только с середины XX века, когда начали использовать местную термическую обработку и подвергать термическому воздействию только часть конструкции, где требуется оптимизировать свойства, в частности, сварное соединение. Местная термическая обработка дает возможность получать требуемые механические свойства на отдельных участках металлоконструкций. В основном термическая обработка оптимизирует параметры твердости, прочности, вязкости и пластичности. При строительстве трубопроводов с помощью термического воздействия на сварной стык снижают уровень остаточных сварочных напряжений и способствуют их более равномерному распределению по периметру стыка, улучшают структуру металла в зонах сварного соединения, а при выполнении ремонтных работ с помощью нагрева зоны ремонта уменьшают содержание в металле диффузионного и остаточного водорода. Последнее способствует повышению параметров свариваемости стали, особенно когда сварочные работы выполняют при низких температурах.

В статье представлены различные технологии термической обработки стальных конструкций как на трассе, так и в заводских условиях. Рассмотрены требования к оборудованию, контролю качества и организации работ при термической обработке, представлена классификация контрольных операций на различных этапах работ, предложены перспективные варианты проведения работ.

Список литературы

1. Анохов А.Е., Корольков П.М. Сварка и термическая обработка корпусного энергетического оборудования при ремонте. – Киев: Экотехнология, 2003 – 88 с.

2. Корольков П.М., Ханапетов М.В. Современные методы термической обработки сварных соединений:  – М.: Высшая школа,  1987. – 112 с.

3. Корольков П.М. Термическая обработка сварных соединений трубопроводов и аппаратов, работающих под давлением – М.: Стройиздат, 1987. – 233 с.

4. Хромченко Ф.А., Корольков П.М. Технология и оборудование для термической обработки сварных соединений. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 198 с.

5. Корольков П.М. Термическая обработка сварных соединений (Изд. 2-е, перераб. и доп). – Киев: Экотехнология, 2003. – 122 с.

6. Блантер М.Е. Фазовые превращения при термической обработки стали. – М.: Металлургиздат, 1962. – 268 с.

7. Лысак Л.И., Никулин Б.И. Физические основы термической обработки стали. – Киев: Техника, 1975. – 304 с.

8. Химико-термическая обработка металлов и сплавов. Справочник. Под. ред. Л.С. Ляховича. – М.: Металлургия, 1981. –  424 с.

9. Хромченко Ф.А. Справочник по сварочным работам. – М.: НПО ОБТ, 1998. – 430 с.

10. Корольков П.М. Термическая обработка сварных соединений. – Киев.: Экотехнология, 2002. – 112 с.

11. Сосуды и трубопроводы высокого давления. Справочник / Е.Р. Хисматулин, П.М. Корольков, В.И. Лившиц [и др.]. – М.: Машиностроение, 1990. – 384 с.

12. Николаев Г.А., Винокуров В.А. Сварные конструкции. Расчет и проектирование / под ред. Г.А. Николаева. – М.: Высшая школа, 1990. – 446 с.

13. Гончаров Н.Г., Колесников О.И., Воронцов А.Н. Термическая обработка сварных соединений трубопроводов в условиях трассы и в заводских условиях // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 2 (10). – С. 55–59.

14. Исследование влияния низких температур окружающей среды на технологию сварки и свойства сварных соединений магистральных трубопроводов / Н.Г. Гончаров, О.И. Колесников, А.А. Юшин, О.И. Филиппов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 1 (21). – С. 62–67.

15. Разработка и утверждение национального стандарта «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Трубы стальные сварные. Технические условия» / П.И. Шотер, Д.А. Неганов, Е.П. Студёнов, Г.В. Нестеров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. –  2015. – №4 (20). – С. 113–119.

Одной из основных целей каждого оператора крупной энергетической системы является поддержание ее безопасности, надежности и целостности на необходимом уровне. Операторы заинтересованы в обеспечении безопасных и надежных поставок углеводородного сырья потребителям без негативных воздействий на персонал, население, потребителей или окружающую природную среду.

В статье дано краткое описание методологического обеспечения модели управления безопасностью, надежностью и целостностью энергетических систем при использовании подхода, основанного на анализе риска. Методология риск-ориентированного подхода базируется на моделях анализа и прогноза технического состояния объектов, входящих в состав энергетической системы, анализа техногенного риска эксплуатации, выбора объектов и методов ремонта, оптимизации планирования и оценки эффективности. В риск-ориентированном подходе состав ремонтных мероприятий на объектах энергетической системы определяется с учетом привлечения дополнительной информации. На основе оценки технического состояния рассматриваемых объектов и анализа риска рассчитываются показатели их надежности и прогнозируются последствия отказов. Формирование плана технического обслуживания и ремонта оптимизируется путем проведения итерационной процедуры, включающей оценку воздействия технического обслуживания и ремонта на показатели риска, оценку снижения показателей риска и выбор оптимального варианта технического обслуживания и ремонта по критерию эффективности.

В рассмотренном подходе используется больше данных, которые, однако, позволяют оператору выполнять более полный анализ и более обоснованно подходить к определению интервалов между диагностическими обследованиями, использованию приборов, инструментов и применяемых методов снижения риска.

Список литературы

1. Энергетика России в XXI веке. инновационное развитие и управление / Н.И. Воропай, Б.Г. Санеев, С.М. Сендеров [и др.]. – Иркутск: Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук, 2015. – 591 с.

2. Сагдатуллин А.М. Интеллектуальное регулирование процессов транспорта и подготовки нефтепродуктов // Ученые записки Альметьевского гос. нефтяного института. – 2015. – Т. XIII. – № 2. – С. 28–34.

3. Пляскина, Н.И. Прогнозирование комплексного освоения углеводородных ресурсов перспективных районов: теоретические и методологические аспекты. – Новосибирск: Институт экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения Российской академии наук, 2006. – 327 с.

4. Обеспечение безопасности технологических трубопроводных систем на предприятиях нефтегазового комплекса / Н.Х. Абдрахманов, А.А. Турдыматов, К.Н. Абдрахманова [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2016. – № 3. – С. 86–105.

5. Комплексная оценка надежности и долговечности магистральных трубопроводов / Г.А. Филиппов, И.П. Шабалов, О.В. Ливанова [и др.] // Черная металлургия. – 2017. – № 2 (1406). – С. 63–70.

6. Техническая диагностика объектов транспорта нефти и нефтепродуктов / А.М. Шаммазов, Б.Н. Мастобаев, А.Е. Сощенко [и др.]. – СПб.: Недра, 2011. – 488 с.

7. 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.

8. 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. 

Анализ развития глобального энергетического рынка позволяет сделать вывод, что природный газ становится на ближайшую перспективу основным энергоресурсом в структуре мирового энергопотребления. Вместе с тем, статистические данные показывают, что идет существенное сокращение показателей обеспеченности добычи углеводородного сырья запасами, и настало время серьезно озаботиться развитием проектов возобновляемой энергетики. В статье проведен анализ показателей обеспеченности добычи углеводородного сырья запасами - на 2017 г. Обеспеченность добычи запасами для органического топлива оценивается в 90 лет, углеводородного сырья - в 54 года. В связи с этим в среднесрочной перспективе востребованными будут проекты «гибридной» энергетики, сочетающие традиционную добычу углеводородов с развитием проектов возобновляемой энергетики. Некоторые предложения, изложенные в статье, основаны на совместных исследованиях РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и Королевского технологического института (Стокгольм, Швеция). Весьма привлекательным является применение автономных комбинированных энергетических установок с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и с накопителями энергии на базе современных модулей аккумулирования электрической энергии большой емкости. Анализ показал, что большинство объектов нефтегазового комплекса России располагается на территориях, перспективных для практического применения возобновляемой энергетики, прежде всего с использованием энергии солнца и ветра. Приведены результаты моделирования, показывающие, что применение автономных комбинированных энергетических установок с использованием ВИЭ и накопителей энергии является одним из возможных путей повышения энергетической эффективности и надежности энергообеспечения удаленных объектов нефтегазового комплекса.

Список литературы

1. BP Statistical Review of World Energy, June 2018. – http://www.bp.com/statisticalreview

2. Природный газ – главный источник энергии в ХХI в./ В.Г. Кучеров, А.Б. Золотухин, В.В. Бессель (и др.) // Газовая промышленность. – 2014. – № S (716). – C. 8–12.

3. Бессель В.В. Нетрадиционные углеводородные ресурсы – альтернатива или миф? //Neftegaz.RU. – 2013. – № 9. – С. 64–70.

4. Постуглеводородная экономика: вопросы перехода /под ред. члена-корр. РАН, проф. Е.А. Телегиной – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. – 406 с.

5. Бессель В.В. О состоянии геологоразведочных работ в нефтегазовой отрасли// Бурение и нефть. – 2016. – № 6. – С. 26–29.

6. BP Energy Outlook 2035. February 2015. – http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/energy-outlook-2035.html/

7. Гаврилов В.П., Грунис Е.Б. Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания //Геология нефти и газа. – 2012. – № 5. – С. 3–20.

8. Моргунова М.М., Бессель В.В., Кучеров В.Г. Арктические шельфовые нефтегазовые ресурсы в условиях конкуренции //Газовая промышленность. – 2016. – №3. – С. 114–119.

9. Энергоэффективность топливно-экономического комплекса России / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов //Тр. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2015. – № 2. – С. 13–26.

10. Бессель В.В., Лопатин А.С., Кучеров В.Г. Потенциал использования солнечной ветровой энергии в топливно-энергетическом комплексе России// Neftegaz.RU. – 2014. – № 6. – С. 74–79.

11. GDP, PPP (current international $) from The World Bank: Data. – https://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.MKTP.PP.CD

12. Смена парадигмы на мировом энергетическом рынке / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов // Газовая промышленность. – 2017. – № 4 (751). – С. 28–33.

13. Эффективность использования автономных комбинированных энергоустановок малой и средней мощности на возобновляемых источниках энергии / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин [и др.] // Газовая промышленность. – 2016. – № 5–6 (737–738). – С. 87–92.

14. Kutcherov V.G., Bessel V.V., Lopatin A.S. The paradigm shift in the global energy market: domination of natural gas//17 international multidisciplinary scientific geoconference SGEM 2017 // conference proceedings. –2017. – V. 17. – № 43. – Р. 813–820.

15. Мингалеева Р.Д., Бессель В.В., Балашов Ю.И. Повышение энергоэффективности объектов транспорта газа за счет применения автономной комбинированной энергетической установки на возобновляемых источниках с накопителем энергии// Территория НЕФТЕГАЗ. – 2018. – № 4. – С. 74–82.

Вертикальные цилиндрические стальные резервуары (РВС) представляют собой одну из самых востребованных и распространенных разновидностей промышленных конструкций. РВС даже в штатном режиме эксплуатации находятся в сложном напряженно-деформированном состоянии, поэтому задача обеспечения их безопасности определяется прежде всего путем соблюдения требований федеральных норм и правил в области проектирования, строительства, эксплуатации и техногенной безопасности.

Особенности технического регулирования в области обеспечения безопасности зданий и сооружений устанавливаются Федеральным законом № 384-ФЗ от 30.12.2009 г. «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений». Для соблюдения требований данного закона Правительство Российской Федерации утверждает Перечень национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил) обязательного применения.

В статье обосновано утверждение, что обязательные к применению национальные стандарты и правила, включенные в Перечень, не отражают особенностей проектирования и эксплуатации РВС для нефти и нефтепродуктов. Рассмотренные в данной статье документы из Перечня ссылаются на другие нормативные документы с соответствующими требованиями, а также стандарты различных организаций, но все они имеют статус добровольного применения. Таким образом, проектировщики для обеспечения требований безопасности при проектировании, изготовлении, строительстве и испытании РВС в настоящее время вынуждены пользоваться нормативно-техническими документами имеющими статус добровольного применения.

Основной задачей для реализации безопасных, экономически и функционально эффективных конструктивных и инженерных решений является развитие взаимосвязанной системы обязательных нормативов и нормативных документов добровольного применения.

Список литературы

1. Постановление Правительства РФ № 1521 от 26.12.2014 г. «Об утверждении перечня национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» (с изменениями и дополнениями, внесенными в текст, согласно постановлениям Правительства РФ № 1033 от 29.09.2015 г., № 1307 от 07.12.2016 г.).