В последние годы значительно возросла доля разведываемых запасов нефти, сосредоточенных в карбонатных коллекторах, проницаемость которых в основном обеспечивают трещины. На территории Российской Федерации такие месторождения распространены в Восточной Сибири, Тимано-Печорском регионе и на Кавказе. Сложность разработки подобных резервуаров обусловлена неравномерностью распределения трещин и каверн, которые являются главными путями фильтрации флюидов и составляют основу емкостного пространства трещинного и трещиновато-кавернозного типов коллектора.

ПАО «НК «Роснефть» реализует научно-прикладную инновационную программу, в рамках которой в Специализированном институте по обработке и интерпретации сейсморазведочных данных на суше Корпоративного научно-проектного комплекса (на базе ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть») разрабатывается технология выделения рассеянных сейсмических волн методом гауссовых пучков. Новая технология обладает высокой, равномерно распределенной разрешающей способностью, что позволяет получать четкие дифракционные изображения тонкой структуры как трещинного, так и трещиновато-кавернозного коллектора.

В статье дано описание технологии и приведены результаты ее апробации на синтетической модели, описывающей карбонатный трещиновато-кавернозный резервуар. Выполнено сравнение статистических характеристик исходной модели разломной зоны и ее изображения в рассеянных волнах. Систематическое изменение параметров геологической модели использовано для изучения их проявлений в сейсмических изображениях путем сравнения статистических характеристик.

Разработка и применение рассмотренной технологии нацелены на повышение точности локализации тектонических нарушений и зон улучшенных фильтрационно-емкостных свойств, что имеет принципиальное значение для геологического моделирования сложнопостроенных коллекторов и последующего их успешного разбуривания.

Список литературы

1. Кутовенко М.П., Протасов М.И., Чеверда В.А. Использование Гауссовых пучков для построения сейсмических изображений в истинных амплитудах по многокомпонентным данным // Технологии сейсморазведки. – 2010. – № 4. – С. 3 – 13.

2. Протасов М.И., Чеверда В.А. Построение изображений в истинных амплитудах по многокомпонентным данным вертикального сейсмического профилирования со многими выносными источниками // Технологии сейсморазведки. – 2012. – № 3. – С. 31-41.

3. Протасов М.И., Чеверда В.А. Использование Гауссовых пучков для построения изображений в истинных амплитудах // Технологии сейсморазведки. – 2006. – № 4. – С. 3 – 10.

4. Конечно-разностный метод численного моделирования распространения сейсмических волн в трехмерно-неоднородных разномасштабных средах / В.И. Костин, В.В. Лисица, Г.В. Решетова [и др.] // Вычислительные методы и программирование. – 2011. – Т. 12. – С. 321 – 329.

5. Local time-space refinement for simulation of elastic wave propagation in multi-scale media / V. Kostin, V. Lisitsa, G. Reshetova [at al.] // Journal of Computational Physics. – 2015. – V. 281. – P. 669 – 689.

6. Рассеянные волны: численное моделирование и построение изображений / В.В. Лисица, В.А. Поздняков [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2013. – № 1. – С. 46-58.

7. Tveranger J., Skar T., Braathen A. Incorporation of fault zones as volumes in reservoir models // Bolletino di Geofisica Teorica e Applicata – 2004. – № 45(1). – P. 316–318.

На основе многолетних геолого-геофизических исследований и бурения поисково-разведочных скважин дано обоснование возможности открытия нефтяных залежей в нижнемеловых и юрских отложениях акватории Обской губы Карского моря. На территории Ямало-Ненецкого автономного округа, включая Обскую и Тазовскую губы, открыто несколько крупных месторождений углеводородного сырья. Наиболее изучена средняя часть Обской губы, где открыты газоконденсатные месторождения в меловых отложениях. Перспективные нефтегазоносные комплексы юры и неокома характеризуются наличием выдержанных флюидупоров, разделяющих выделенные продуктивные толщи, коллекторский потенциал которых подтверждается результатами опробования месторождений на прилегающей суше.

К настоящему времени достаточно детально изучены фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) меловых отложений месторождений Обской и Тазовской губ. Однако нет данных о ФЕС для отложений так называемого «нижнего структурного этажа», в первую очередь для юрских образований и, в еще большей степени, – для отложений палеозоя. Важным фактором, влияющим на качество коллекторов, является наличие зон аномально-высоких пластовых давлений (АВПД), наблюдаемых во всей толще юры, начиная от баженовской свиты на прилегающей суше. Из результатов испытаний группы крупных месторождений, расположенных на суше (Парусовое, Новопортовское и др.) по обе стороны Обской губы, следует, что нефть присутствует как в отложениях неокома, так и юры. Об этом свидетельствует также открытие в юрских отложениях (пласт ЮН2-4, 2008г.), а затем и промышленная эксплуатация Ярудейского нефтегазоконденсатного месторождения.

Геохимические исследования нефтематеринских толщ, степени их катагенетического преобразования, а также детального анализа свойств и состава углеводородных флюидов нижне-среднеюрских и доюрских отложений северной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна показали возможность наличия нефтяных залежей в отложениях юры, пока еще не изученных бурением в акватории. Задачей поисковых работ в акватории Обской и Тазовской губ в настоящее время является выявление новых глубокозалегающих антиклинальных структур, способных содержать промышленные залежи газа и нефти.

Список литературы

1. Особенности геологического строения северной части Западно-Сибирской геосинеклизы и новые перспективные объекты для поисков углеводородного сырья / И.А. Плесовских, И.И. Нестеров (мл.), Л.А. Нечипорук, В.С. Бочкарев // Геология и геофизика. – 2009. – Т. 50. № 9. – 1025–1034с.

2. Состояние ресурсной базы углеводородов Ямало-Ненцкого автономного округа. Итоги 2015 г. / А.М. Брехунцов, И.И. Нестеров, Л.А. Нечипорук [и др.] // Геология нефти и газа. – 2016. – № 5. – С. 45–49.

3. Брехунцова Е.А., Кислухин В.И. Особенности формирования и нефтегазоносность осадочного чехла полуострова Ямал // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2001. – № 5. – С. 36–41.

4. Нефтегазоносность юрских и перспективы доюрских отложений Обско-Тазовской губы и Западно-Ямальского шельфа / Б.А. Никитин, А.Д. Дзюбло, В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало // Газовая промышленность. – 2011. – № 661. – С. 16–24.

5. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности акватории Обской и Тазовской губ / А.И. Райкевич, В.С. Парасына, В.А. Холодилов [и др.] // Геология геофизика и разработка. – 2008.

6. Зонн М.С., Дзюбло А.Д. Коллекторы юрского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири. – М.: Наука, 1990. – 88 с.

7. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Шустер В.Л. Геолого-геофизическая оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов п-ва Ямал и Приямальского шельфа Карского моря // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 102–106.

8. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа / Г.В. Ульянов, А.Д. Дзюбло, В.А. Холодилов [и др.] // Газовая промышленность. – 2011. – № 7. – С. 66–70.

9. Кирюхина Т.А., Зонн М.С., Дзюбло А.Д. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – 2004. – № 8. – С. 22–30.

В статье рассмотрено влияние литолого-фациальной неоднородности на фильтрационно-емкостные свойства резервуара верхнесилурских карбонатных отложений месторождений им. Р. Требса и им. А. Титова и методы картирования этой неоднородности. Выявлены факторы, оказывающие наибольшее влияние на структуру пустотного пространства. Рассматриваемые карбонатные породы – доломиты силурийского возраста, изначально образованные в условиях подвижного мелководья древней карбонатной эпиконтинентальной платформы, частично утратившие первичные свойства в ходе эпигенеза. Пустотное пространство таких коллекторов видоизменено под влиянием вторичных процессов (минерализации, выщелачивания, доломитизации и др.). Однако определенные связи коллекторских свойств с фациальными условиями прослеживаются, так как вторичные процессы, действующие избирательно согласно фациальной зональности, не нарушили структуру пустотного пространства, а лишь подчеркнули ее неоднородность. Преобладание на исследуемых объектах таких типов пористости, как межзерновой, межкристаллический, мелкокавернозный, характерных для поровых коллекторов, позволяет достаточно уверенно экстраполировать данные о неоднородности, полученные при лабораторных исследованиях, на масштабы продуктивных пластов.

В рассматриваемых породах изменение коллекторских свойств выявлено по данным изучения керна, а затем восстановлено по материалам каротажа с использованием фонда скважин. Это позволило картировать изменчивость пустотного пространства для продуктивной части пласта. Полученные результаты подтверждены эксплуатационными характеристиками скважин – сравнением начальных и приведенных дебитов, а также их падением во времени с учетом выделенной толщины наиболее высокопроницаемых пород. Рассматриваемые инструменты геологического и петрофизического картирования могут быть использованы при небольших толщинах коллекторов, отсутствии их выдержанности и высокой изменчивости, когда сейсмические данные не позволяют выполнять количественный прогноз в таких сложных резервуарах.

Список литературы

1. Танинская Н.В. Модели карбонатного осадконакопления в среднем ордовике-нижнем девоне Тимано-Печорского седиментационного бассейна. – СПб.: Недра. –2004. – С. 108–120.

2. Жемчугова В.А. Актуальные научно-технические проблемы развития геолого-геофизических, поисково-разведочных и промысловых работ в Республике Коми. Кн. 2: Природные резервуары в карбонатных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна. – М.: Изд-во Горная книга, 2002. – 243 с.

3. Лусиа Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010. – 384 c.

4. Условия осадконакопления, диагенетические процессы и их влияние на коллекторские свойства верхнесилурийско-нижнедевонских карбонатных пород месторождений им. Р. Требса и А. Титова / А.С. Душин, М.В. Рыкус, Г.В. Наумов, Г.Ф. Гаймалетдинова // Нефтегазовое дело. – 2015. – № 5. – С. 20–44. – http://ogbus.ru/issues/5_2015/ogbus_5_2015_p20–44_DushinAS_ru.pdf.

5. Dushin A., Gaymaletdinova G., Melnikov A. Predicting Reservoir Properties of Carbonate Rocks on the Basis of their Sedimentation Heterogeneity and Secondary Transformations (Russian) // SPE 187896-RU. – 2017.

6. Танинская Н.В. Модель седиментации среднеордовикско-нижнедевонских отложений Печоро-Баренцевоморского бассейна и прогноз коллекторов: дисс. … д-ра геол.-минерал. наук. – СПб.: 2001. – 260 с.

В статье приведен сравнительный анализ крупных мировых нефтегазоносных бассейнов, относящихся к региону MENA (Ближний Восток и Северная Африка). Рассмотрены восточные бассейны региона, расположенные на северо-востоке Африки, Аравийском п-ове и Ближнем Востоке. Показано, что нефтегазоносный потенциал бассейнов существенно различается как по ресурсной базе, так и по величине добычи. Приведены актуальные значения годовой и суточной добычи жидких и газообразных углеводородов, объемов доказанных запасов по категориям 1P и 2P крупнейших нефтегазоносных бассейнов. В совокупности рассмотренные бассейны восточной части региона MENA обеспечивают в настоящее время более четверти мировой суточной добычи нефти и газа и включают более трети мировых доказанных запасов нефти и газа.

Кратко охарактеризована специфика геологического строения, в сравнительном плане показана динамика прироста доказанных запасов по мере освоения бассейнов, динамика открытий месторождений за историю геолого-разведочных работ (ГРР). Показаны интегральные значения успешности поискового бурения по бассейнам региона MENA, рассчитанные по соотношению успешных и неуспешных разведочных скважин, пробуренных за весь период ГРР. Охарактеризован возможный дополнительный геолого-разведочный потенциал рассматриваемых нефтегазоносных бассейнов. Несмотря на длительную историю освоения, некоторые бассейны до сих пор обладают значительным геолого-разведочным потенциалом, что обосновывает актуальность проведения в них ГРР. Практически во всех бассейнах основные геолого-разведочные перспективы связываются с поиском неструктурных ловушек (как на суше, так и на шельфе), разведкой глубоких, преимущественно газоносных, горизонтов, для бассейнов пояса Загрос также возможно открытие структурных ловушек в слабо изученных зонах.

Список литературы

1. Геология нефти. Справочник. Т. 2, кн. 2 Нефтяные месторождения зарубежных стран / Под ред. И.В. Высоцкого. – М.: Недра, 1968. – 804 с.

2. Геологическое строение и нефтегазоносность Северной Африки, Ближнего и Среднего Востока / М.М. Алиев, В.И. Высоцкий, Н.П. Голенкова, Л.С. Тимонин. – Баку: Элм, 1979. – 245 с.

3. Nairn A.E.M., Alsharhan A.S. Sedimentary Basins and Petroleum Geology of the Middle East. – Elsevier Science, 1997. – 878 p.

4. The Petroleum Geology of Iraq / A. A. M. Aqrawi, J. C. Goff, A. D. Horbury, F.N. Sadooni. – Scientific Press Ltd., 2010. – 424 p.

Большинство месторождений природных углеводородов Крайнего Севера характеризуются наличием в их геологическом разрезе мерзлых горных пород и пластов с низкими давлениями гидроразрыва, что осложняет строительство скважин. Толща мерзлых горных пород может превышать 500 м, их естественная температура изменяется от 0 до -10 С. Применение обычных тампонажных цементов в таких геологических условиях не обеспечивает надежного крепления обсадных колонн и разобщения пластов, так как эти цементы долго твердеют, частично замерзают, что отрицательно влияет на технологических свойствах цементного камня. Имеется риск поглощения тампонажного раствора, разрушения цементного камня при действии на него циклических знакопеременных температур. Поэтому основная задача разработки тампонажных составов для цементирования обсадных колонн в интервале залегания мерзлых горных пород - обеспечение их морозостойкости, твердение в короткие сроки без усадочных деформаций. В отечественной промышленности серийный выпуск облегченных тампонажных смесей для низкотемпературных скважин не налажен. В настоящее время предложены различные облегчающие добавки, среди которых особое место занимает цеолит.

В статье рассмотрены проблемы цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений и температур. Разработаны и исследованы цементно-цеолитовые тампонажные составы ЦЦТС-1 (плотность 1600-1610 кг/м³) и ЦЦТС-2 (1700 -1720 кг/м³). В их состав входят вяжущее вещество ПЦТ 1-50 (ГОСТ 1581-96), синтетический цеолит типов NaA и NaX соответственно для ЦЦТС-1 и ЦЦТС-2 (ТУ 2163-003-15285215-2006), стабилизирующее вещество МК-85 (ТУ 1714-457-05785388-2011), Natrosol 250EXR (ТУ 0799-001-99126491-2013), пластификатор СП-1 (ТУ 5870-005-58042865-2005). В качестве жидкости затворения использовалась техническая вода, для ускорения сроков схватывания - 4%-ный раствор хлорида кальция и 4%-ный раствор минерализованной добавки «Карнамин». Приведены результаты лабораторных исследования основных технологических свойств цементно цеолитового тампонажного раствора и камня при температурах 20±2 и 5±2 ^оС. Опттимальные значенения водотвердого отношения для получения тампонажной смеси плотностью 1600 - 1720 кг/м³ составляют 0,65-0,55.

Список литературы

1. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / П.В. Овчинников, В.Г. Кузнецов, А.А. Фролов [и др.]. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. – 115 с.

2. Орешкин Д.В., Фролов А.А., Ипполитов В.В. Проблемы теплоизоляционных тампонажных материалов для условий многолетних мерзлых пород. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – 235 с.

3. Тампонажные смеси для цементирования обсадных колонн в интервалах многолетнемерзлых пород / И.И. Белей, А.С. Коростелев, С.А. Кармацких [и др.]// Бурение и нефть – 2014. – № 11. – C. 30–34.

4. Облегченный тампонажный цемент для низкотемпературных скважин / В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, А.А. Фролов, Ю.О. Газгиреев // Бурение и нефть. – 2004. – № 5. – С. 32–33.

5. Облегченный тампонажный раствор для цементирования скважин в криолитозоне / В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, В.К. Смыслов [и др.] // Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологии строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтедобывающего комплекса». – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – С. 56–57.

6. Орешкин Д.В., Белоусов Г.А. Эффективность применения тампонажных материалов с полыми стеклянными микросферами // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2007. – № 4. – С. 33–41.

7. Методические указания по испытанию тампонажных материалов для условий многолетнемерзлых пород. – М.: ВНИИГАЗ. – 1982. – 31 с.

8. Кубасов А.А. Цеолиты – кипящие камни // Соросовский образовательный журнал. – 1998. – № 7. – С. 70–76.

Выполнен обзор теоретических и экспериментальных исследований причин отклонения скорости фильтрации жидкости в пористых средах от линейного закона при вытеснении нефти водой. Проанализированы зарубежные и отечественные эксперименты по изучению процесса затухания фильтрации, связанного с электрокинетическим торможением. Выявлены результаты экспериментов, демонстрирующие, что замедление потока при фильтрации дистиллированной воды и водных растворов хлористого калия в пористой среде происходит при небольших потенциалах течения. Полученные данные не укладываются в рамки рассмотренных представлений о механизмах электрокинетического торможения фильтрации. Обобщение результатов позволило автору предложить компенсационный механизм электрокинетического торможения, объясняющий снижение скорости фильтрации дистиллированной воды через пористую среду при небольших величинах потенциалов течения неполной компенсацией магнитных моментов химических соединений, кристаллизующихся или адсорбирующихся на поверхности порового канала в результате природного обводнения, магнитными моментами диссоциированных молекул водных солей. Исходя из применения компенсационного механизма процесса электрокинетического торможения фильтрации, представлений об особенностях природного обводнения продуктивного пласта, изучения микрокомпонентного состава пород, выявления и идентификации микрокомпонентов, характеризующих природное обводнение, дано объяснение характера изменения и различий водопроницаемости карбонатных и терригенных пород-коллекторов при фильтрации низкоминерализованной воды, а также при увеличении минерализации прокачанной воды. Показана возможность применения разработанного подхода для объяснения причин увеличения водонасыщенности пород, смачиваемых водой, снижения обводненности скважиной продукции и механизма извлечения остаточной нефти, а также для обоснования технологических параметров процесса воздействия на высокообводненный пласт низкоминерализованной водой. Эффективность технологии закачки низкоминерализованной воды на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений считается доказанной промысловыми экспериментами, однако механизм, адекватно отражающий процесс повышения извлечения нефти при закачке в высокообводненный пласт низкоминерализованной воды до настоящего времени предложен не был.

Список литературы

1. Духин С.С. Электропроводность и электрокинетические свойства дисперсных систем. – Киев: Наукова думка, 1975. – 246 с.

2. Григоров О.Н. Электрокинетические явления. – Л.: Изд. ЛГУ, 1973. – 199 с.

3. Симкин Э.М. Роль электрокинетических явлений в процессах фильтрации // Нефтяное хозяйство. – 1979. – № 3. – С. 53–56.

4. Dresner L. Electrokinetic phenomena in charged microcapillaries // L. Phis. Chem. – 1963. – V. 67. – P. 1635–1641.

5. Ромм Е.С. Особенности электрокинетических явлений в тонких капиллярах // Коллоидный журнал. – 1979. – Т. 41. – № 5. – С. 895–901.

6. Burgreen D., Nakache F.R. Efficiency of Pumping and Power Generation in Ultrafine Electrokinetic Systems // L. of Applied Mechanics. – 1965. – Sept. – P. 675–677.

7. Сигал В.Л. Исследование строения диффузного двойного слоя в дисперсных системах: автореф. дис. ... канд. физ.-мат. наук. – М., 1973. – 30 с.

8. Чураев Н.В., Дерягин Б.В. Влияние перекрытия диффузных ионных слоев на электрокинетические явления в тонких пленках и порах // Коллоидный журнал. – 1966. – Т. 28. – № 5. – С. 751–757.

9. Жуков И.И., Крюков Н.А. Поверхностная проводимость и электрокинетические свойства твердых дисперсоидов (кварц, корунд). – М.: Изд-во АН СССР. – 1952. – С. 318–346.

10. Henniker J.C. The depth of the surface zone of a liquid // Revs Modern Phys. – 1949. – V. 21. – Р. 322–341.

11. Карнюшина Е.Е., Левченко В.А., Серпикова В.М. Влияние стадиальных и наложенных процессов на изменение карбонатных пород нефтяного месторождения Кожасай (Прикаспий) // Вестник МГУ. – 1999. – Сер. 4. Геология. – № 3. – С. 29–35.

12. Возможности предварительной оценки продуктивности карбонатных коллекторов по литолого-минералогическим данным / Н.З. Ахметов, А.И. Бахтин, Т.Л. Васильева [и др.] // Георесурсы. – 2001. – № 2 [6]. – С. 8–15.

13. Demonstration of Low-Salinity EOR at Interwell Scale / J. Seccombe, A. Lager, G. Jerauld [et al.] // SPE 129692. – 2010.

Новый способ определения абсолютной проницаемости ультранизкопроницаемых горных пород методом стационарной фильтрации

Определение проницаемости ультранизкопроницаемых горных пород является одной из самых актуальных проблем лабораторной петрофизики. Распространенные методы нестационарной фильтрации (падения давления, падения импульса давления) в силу сложности алгоритмов решения не позволяют получить однозначных значений проницаемости, обладают низкой точностью и оказываются весьма времяемкими. Метод стационарной фильтрации газа, являющийся классическим для традиционных коллекторов нефти и газа, при измерении ультранизких значений проницаемости до сих пор оказывался непрактичным из-за высокой длительности эксперимента и чрезвычайных требований к стабильности температурного режима. В статье представлены новый способ и лабораторная установка для определения проницаемости ультранизкопроницаемых горных пород. Способ основан на методе стационарной фильтрации газа с простым аналитическим решением, позволяет быстро и точно измерять абсолютную проницаемость. Использование нового подхода к определению объемного расхода фильтрующегося через образец газа позволяет уверенно определять проницаемость цилиндрических образцов керна с приложением давления обжима в диапазоне проницаемости от 10^-5 до 10^-18 мкм². Результаты определения проницаемости, полученные на коллекции ультранизкопроницаемых образцов новым способом, а также модифицированным методом затухания импульса давления, выявили хорошую корреляцию в диапазоне значений от 10^-5 до 10^-9 мкм².

Новый способ определения проницаемости для газа на цилиндрических образцах позволяет моделировать литостатическое давление (обжима) величиной до 70 МПа и исключать эффект фильтрации газа через техногенные микротрещины. Способ предназначен для определения абсолютной проницаемости для газу цилиндрических образцов керна отложений баженовской свиты, доманикитов и доманикоидов, а также иных ультранизкопроницаемых горных пород.

Список литературы

1. Brace W.F., Walsh J.B., Frangos W.T. Permeability of Granite under High Pressure // Journal of Geophysical Research. – 1968. – V. 73. – P. 2225–2236.

2. Jones S.C. A Technique for Faster Pulse Decay Permeability Measurements in Tight Rocks // SPE. – 1997.

3. Luffel D.L., Hopkins C.W. Matrix Permeability Measurement of Gas Productive Shales (SPE 26633) // SPE 26633. – 1993.

4. Jones S.C. A rapid accurate unsteady-state permeameter Klinkenberg permeameter // SPE J. – 1972.

5. Contribution of the steady state method to water permeability measurement in very low permeability porous media / P.F. Boulin, P. Bretonnier, N. Gland, J.M. Lombard // Oil Gas Sci. Technol. – 2012. – V. 67 (3). – P. 387–401.

6. Опыт применения методов оценки фильтрационно-емкостных свойств ультранизкопроницаемых пород / А.Г. Скрипкин, С.В. Парначев, В.Е. Баранов, С.В. Захаров // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 59–61.

Важной задачей при разработке месторождений на стадии снижения добычи является повышение нефтеотдачи с помощью проведения геолого-технических мероприятий, оптимизации системы поддержания пластового давления. Месторождения с карбонатным типом коллектора требуют детального сбора, оценки и более тщательной проработки геолого-геофизической и промысловой информации. Выработка запасов на месторождениях, характеризующихся наличием трещиноватых карбонатных коллекторов, существенно осложняется неоднородностью пласта по разрезу, присутствием выделенных направлений фильтрации и, как следствие, низким охватом воздействием по толщине и площади. Следствием этого является недостижение ожидаемых показателей, в частности, конечного коэффициента извлечения нефти.

Оценить механизм выработки запасов, в частности, описать, как происходит конкретный процесс вытеснения нефти: в вертикальном направлении либо по прослоям - затруднительно. Дополнительную неопределенность в процесс изучения вносят наличие активного аквифера, организация системы поддержания пластового давления ниже водонефтяного контакта проектного горизонта, а также неравномерная выработка по разрезу.

В статье рассмотрены подходы к анализу, структурированию и первичной оценке состояния разработки месторождения на примере локально изолированного участка одного из месторождений Центрально-Хорейверского поднятия, представленного карбонатным коллектором. Описанный подход направлен на систематизацию изучения карбонатных коллекторов и позволяет повысить качество принятия решений по разработке. В статье выделены этапы, которые формируют базу для принятия решений по проектированию разработки. В качестве инструмента проектирования разработки выбрана геолого-гидродинамическая модель, в которую закладываются результаты первичного анализа. Полученная модель позволяет оценить межскважинные эффекты и выбрать оптимальный вариант.

Список литературы

1. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. – М.: Schlumberger, 2001. – 144 c.

2. Low-Cost Monitoring Of Inter-Well Reservoir Communication Paths Through Correlations In Well Rate Fluctuations: Case Studies From Mature Fields In The North Sea / J. Heffer Kes [et al.] // SPE 130734-MS. – 2010.

3. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 668 с.

4. Разработка подхода моделирования сложнопостроенных карбонатных коллекторов на примере месторождений ЦХП / Е.В. Юдин, Р.Д. Багманов, М.М. Хайруллин [и др.] // SPE-187811-RU. – 2017.

Определение забойного давления – важнейшая задача мониторинга эксплуатации добывающих скважин. При невозможности его непосредственного измерения на практике используют расчетные методики, в том числе методики пересчета устьевых параметров (затрубное давление, динамический уровень и др.). В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» с этой целью применяют два способа пересчета устьевых параметров в забойное давление: один полностью аналитический, другой – аналитический с адресными корреляциями. В статье приведенырезультаты оценки достоверности определения забойного давления по данным методикам. При этом использован материал по двум месторождениям Пермского края – Маговскому и Шершневскому, включающий результаты параллельных устьевых и глубинных измерений. Сопоставление фактических и рассчитанных по имеющимся методикам значений забойных давлений показало невысокую достоверность их применения. Основной причиной невысокой достоверности применяемых методик следует считать необходимость использования при расчетах характеристик газожидкостной смеси в стволе скважины и затрубном пространстве, которые не могут быть определены достаточно точно ввиду сложной природы многофазного потока. В статье предложен принципиально иной подход, заключающийся в построении многомерных математических моделей на основе статистической обработки накопленного материала параллельных устьевых и глубинных измерений. С этой целью привлечены данные 235 исследований скважин рассматриваемых месторождений. В качестве исходных данных в разрабатываемой методике использованы показатели эксплуатации скважин, определение которых не сопровождается затруднениями: дебит нефти и жидкости, обводненность, динамический уровень, затрубное давление, глубину спуска насоса и его погружение под динамический уровень, расстояние до водонефтяного контакта. Многомерные математические модели построены для обоих рассматриваемых месторождений. Для оценки достоверности разработанной методики, основанной на использовании многомерных моделей, применены инструменты математической статистики. Разработанная методика показала высокую точность по сравнению с применяющимися в настоящее время способами определения забойного давления при его пересчете из устьевых параметров.

Список литературы

1. Черных И.А. Разработка методики мониторинга забойного давления по данным промыслово-геофизических исследований скважин: дис. ... канд. техн. наук. – Пермь, 2018. – 135 с.

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

3. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черепанов С.С. Разработка методики оценки возможностей выделения типов коллекторов по данным кривых восстановления давления по геолого-промысловым характеристикам пласта (на примере фаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 32–40. – DOI: 10.15593/2224-9923/2015.17.4

4. Бикбулатов С.М., Пашали А.А. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины / Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2005. – № 2. – С. 21.

5. Вентцель Е.С. Исследование операций. – М.: Советское радио, 1972. – 407 с.

6. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Колтырин А.Н. Разработка вероятностно-статистических моделей для оценки эффективности применения пропантного гидравлического разрыва пласта (на примере объекта Тл-Бб Батырбайского месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 17. – № 1. – С.37–49. – DOI: 10.15593/2224-9923/2018.1.4

7. Способ оценки коэффициента вытеснения нефти на основе стандартных исследований керна / Е.А. Гладких, Г.П. Хижняк, В.И. Галкин, Н.А. Попов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология.Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16. – № 3. – С.225–237. – DOI: 10.15593/2224-9923/2017.3.3

В статье рассмотрено применение новой жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) на основе полисахарида, не относящегося к традиционно используемому гуару. Полимеры на основе гуара надежно зарекомендовали себя в качестве основы жидкостей ГРП благодаря лучшим песконесущим качествам в широком диапазоне концентраций гелеобразователя и обеспечения закачки больших объемов проппанта с высокой концетрацией. Тем не менее, часто требуется проведение ГРП в сложных геологических условиях, в частности, при наличии слабых межпластовых перемычек, отделяющих нефтенасыщенный пласт от водонасыщенного, прорыв которых увеличивает риск обводнения продукции скважины. Для снижения этого риска применяют различные методы: снижение вязкости жидкости ГРП, уменьшение объема жидкости и расхода закачки. Понижение вязкости традиционных жидкостей на основе гуара (вплоть до вязкости линейного геля) неизбежно сопровождается значительным выпадением проппанта и ведет к его неравномерному распределению в трещине по высоте, что в свою очередь обусловливает потенциальное снижение проводимости трещины, а также значительно повышает риск преждевременной остановки операции ГРП.

Инновационная жидкость ГРП SI Bioxan обладает качеством удерживать проппант во взвешенном состоянии при малой вязкости (вязкость может составлять всего несколько десятков сантипуаз) и тем самым решать такие задачи проведения ГРП на осложненных объектах, как равномерное распределение проппанта по вертикали в трещине, минимизация рисков прорыва в водонасыщенные пласты, снижение потенциальной угрозы преждевременной остановки. При тестировании данной технологии на месторождениях Удмуртии и Татарстана показана ее высокая эффективность. Это создает обоснованные предпосылки для применения технологии на других месторождениях РФ с подобными осложненными геологическими условиями.

Список литературы

1. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 3 с.

В условиях естественного истощения запасов разрабатываемых месторождений большое значение приобрела энергетическая оптимальность процессов добычи нефти. Около трети общего расхода электроэнергии в нефтяных компаниях приходится на поддержание пластового давления, при этом более половины непроизводительных затрат связаны с низким коэффициентом полезного действия насосных агрегатов динамического действия. Альтернативой таким агрегатам в системе поддержания пластового давления являются насосы объемного действия плунжерного типа. Однако их применение связано с определенными проблемами, обусловленными в первую очередь особенностями работы этих насосов, когда, кроме механических воздействий, связанных с работой узлов агрегата, присутствует пульсация давления, существенно влияющая на надежность работы оборудования. В процессе многолетней подконтрольной эксплуатации объемных насосных агрегатов были определены общие проблемы, характерные для этих насосов независимо от производителя.

В статье рассматриваются практические вопросы эксплуатации насосных агрегатов объемного действия плунжерного типа для поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений. Приводится сравнение удельных затрат электроэнергии для насосов динамического и объемного действия в зависимости от давления, развиваемого насосами. Представлены способы снижения вибрации, проведено сравнение различных компенсаторов давления с точки зрения эффективности их эксплуатации. Рассмотрены причины возникновения кавитации, результаты ее влияния на показатели работы объемных насосов и способы защиты. Приведены марки сталей как импортных, так и отечественных аналогов, а также материала уплотнений плунжеров, показавших наилучшие результаты по наработке на отказ основных узлов насосных агрегатов объемного действия.

Список литературы

1. Применение объемных насосов при решении вопросов энергоэффективной эксплуатации системы поддержания пластового давления / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 54–57.

2. Сушков В.В., Велиев М.К., Гладких Т.Д. Оптимизация управления режимами работы и минимизация потерь электроэнергии в электротехнических комплексах нефтегазодобывающих предприятий. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. – 163 c.

3. Коннов В.А., Фаттахов Р.Б. Анализ результатов опытной эксплуатации объемных насосов для закачки воды в пласт // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2014. – № 5. – С. 12–15.

4. Павлов Г.А., Горбатиков В.А. О проблемах энергосбережения и энергоэффективности в системах поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 118–119.

5. Гилязов В.М., Ксенофонтов Д.В. Опыт и перспективы применения насосов объемного действия отечественного производства в системе ППД НГДУ «Елховнефть» // Инженерная практика. – 2016. – № 7. – С. 24–27.

Список литературы

1. Очистки забоев нефтяных скважин после гидроразрыва пласта от проп­­пантовых пробок с использованием гибких труб / В.В. Дмитрук, С.Н. Рахимов, Д.А. Кустышев, В.Н. Никифоров // Время колтюбинга. Время ГРП. – 2014. – № 2. – С. 68–71.

2. Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Ч. 1. – СПб.: Профессионал, 2005. – 351 с.

3. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Гидродинамические и кавитационные струйные технологии в нефтегазовом деле. – Краснодар: Кубанский гос. технологический университет, 2017. – 215 с.

4. Математическое моделирование нелинейных термогидрогазодинамических процессов в многокомпонентных струйных течениях / Л.П. Холпанов, Е.П. Запорожец, Г.К. Зиберт, Ю.А. Кащицкий. – М.: Наука, 1998. – 320 с.

5. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 414 с.

6. Пилипенко В.В. К определению частот колебаний давления, создаваемых кавитационным генератором. В сб. Динамика насосных систем. – Киев: Наукова думка, 1980. – С. 127–131.

Рассмотрен вопрос синтеза моделей системы скважина – скважинный штанговый насос (СШН) с учетом характеристик механической части установки скважинного штангового насоса (УСШН) и привода. Данная модель позволяет получать динамограммы и ваттметрограммы, что важно при использовании ее для отработки алгоритмов диагностики и управления. Приведен пример использования механики традиционного станка-качалки. Даны необходимые формулы для моделирования процесса добычи нефти. Полученная модель может служить основой для построения виртуальных и физических стендов, предназначенных для отработки алгоритмов управления и диагностики УСШН и проверки работоспособности систем управления этих установок. Сделаны выводы о применимости данного подхода к синтезу моделей и для других типов приводов УСШН. Приведены все необходимые формулы для моделирования процесса добычи нефти. Даны результаты моделирования системы с учетом характеристик механической части установки и привода. Рассмотрены составляющие момента на валу электродвигателя. Показано, что неучет даже одной составляющей этого момента приводит к существенным погрешностям преобразования данных ваттметрограммы в данные динамограммы. Сделан вывод, что для точного преобразования данных ваттметрограммы в данные динамограммы следует учитывать достаточно большое число параметров механической части станка-качалки, что пока не обеспечивается существующими методами данного преобразования. Даны рекомендации по использованию динамограмм и ваттметрограмм.

Список литературы

1. Danfoss – Системы приводов для увеличения добычи нефти и газа. – http://www.danfoss.com/NR/rdonlyres/90710-9C97-4F9C-9EF5-F9274DA9A842/0/salt_broshyura.pdf.

2. Кричке В.О., Кричке В.В., Громан А.О. Новая эпоха в управлении насосно-трубопроводными комплексами // Современные наукоемкие технологии. – 2009. – № 1. – С. 20–23.

3. Повышение эффективности эксплуатации установки скважинного штангового насоса / К.Ф. Тагирова, А.М. Вульфин, А.Р. Рамазанов, А.А. Фаткулов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 7. – C. 82–85.

4. Алгоритм определения усилия на шток по потребляемой мощности электропривода во время работы станка качалки / Г.А. Гулуев, А.Б. Пашаев, Ф.Г. Пашаев [и др.] / Мехатроника, автоматизация, управление. – 2012. – № 11. – C. 55–58.

5. Зубаиров И.Ф. Интеллектуальная скважина – повышение эффективности механизированной добычи // Инженерная практика. – 2011. – № 5.– С. 84–89.

6. Gibbs S.G., Neely A.B. Computer diagnosis of down-hole conditions in sucker rod pumping wells // Journal of Petroleum Technology. – 1966. – V. 18. – № 1. – P. 91–98.

7. Gibbs S.G. Predicting the Behavior of Sucker-Rod Pumping Systems // Journal of Petroleum Technology. – 1963. – V. 228. – Р. 769–778.

8. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов. – М: ВНИИОЭНГ, 1973. – 95 c.

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

10. Уразаков К.Р., Латыпов Б.М., Комков А.Г. Исследование эффективности дифференциальных штанговых насосов для добычи высоковязкой нефти // Территория «Нефтегаз». – 2018. – № 5. – С. 34–40.

11. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Моделирование динамограммы станка-качалки. Нормальная работа насоса // Нефтегазовое дело. – 2004. – Т. 2. – С. 75–81.

12. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки // Известия вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 3 . – С. 25–29.

13. Садов В.Б. Моделирование динамограмм с различными дефектами оборудования нефтяной скважины // Вестник ЮУрГУ. Сер. «Компьютерные технологии, управление, радиоэлектроника». – 2013. – Т. 13. – № 1. – С. 16–25.

14. Фираго Б.И., Павлячик Л.Б. Регулируемые электроприводы переменного тока. – Минск: Техноперспектива, 2006. – 363 с.

15. Вешеневский С.Н. Характеристики двигателей в электроприводе. – М.: Энергия, 1977. – 432 с.

В статье приведены результаты исследований основного металла деталей трубопроводной арматуры и насосного оборудования отечественного и зарубежного производства, которые более 30 лет эксплуатировались на объектах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов организаций системы «Транснефть». Исследования включали определение прочности и вязкопластических свойств, а также металлографические исследования структуры основного металла корпусных деталей и шпинделей трубопроводной арматуры (задвижек шиберных, задвижек клиновых, затвора обратного) и насосного оборудования. По результатам исследований проведено сравнение механических свойств основного металла деталей после длительной эксплуатации с механическими свойствами деталей, производимых в настоящее время отечественными заводами-изготовителями.

Неотъемлемой частью трубопроводных систем нефти и нефтепродуктов являются трубопроводная арматура и насосное оборудование. Постоянное совершенствование технологии производства деталей запорной арматуры, обеспечивающей получение их улучшенных механических характеристик, является одним из ключевых факторов обеспечения надежности работы всей трубопроводной системы в целом. Целью представленной работы явилялось определение фактических механических свойств и микроструктуры деталей насосного оборудования и запорной арматуры после длительных сроков эксплуатации и сравнение их с техническими требованиями, действующими в настоящее время. Результаты проведенного анализа показали, что характеристики материалов деталей запорной арматуры и насосного оборудования, выпускаемых в настоящее время, в целом превышают характеристики материалов, которые применялись при изготовлении оборудования и служилиобъектами исследований.

На основании анализа результатов проведенных исследований сделан вывод, что оборудование, выпускаемое в настоящее время, характеризуется лучшими показателями надежности.

Список литературы

1. Коррозионностойкие, жаростойкие и высокопрочные стали и сплавы: справочник / А.П. Шлямнев [и др.]. – М.: Проммет-сплав, 2008. – 332 с.

2. Мероприятия по повышению защитных свойств износостойких металлических покрытий шиберов запорной арматуры / М.Н. Казанцев, И.А. Флегентов, О.Ю. Жевелев, [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – С. 78–83.

3. Казанцев М.Н., Флегентов И.А., Зозуля С.Н. Особенности разработки ремонтной документации на капитальный ремонт многоходовых пробковых кранов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – № 3. – С. 68–72.

Особый вклад в биокоррозию нефтепромыслового оборудования вносят анаэробные сульфатредуцирующие бактерии (СРБ). Значительное число исследований в нефтехимии направлено на поиски эффективных в отношении СРБ бактерицидов и веществ, потенциально улучшающих сложные антикоррозионные композиции. Изучено влияния на жизнедеятельность СРБ веществ и реагентов, широко применяемых при добыче нефти. Условно вещества и реагенты разделены на группы: бактерициды, поверхностно-активные вещества (ПАВ), прочие реагенты. В экспериментах в качестве тест-культуры использован коллекционный штамм В-1799 Desulfovibrio desulfuricans, обеспечивающий в 6-8-дневной ферментации 1360- 1640 мг/л сероводорода.

Установлено, что среди известных бактерицидов только гидрохлорид гидроксиламина подавляет СРБ в первые часы контакта. Действие формалина и перекиси водорода проявляется лишь через несколько дней. Другие бактерициды, так же как и ПАВ различных классов, не влияют на активность СРБ. Установленным фактом является подавление деятельности СРБ посторонними аэробными микроорганизмами, которые в данных условиях проявляют себя как факультативная микрофлора. Такое явление наблюдалось как при введении в среду с СРБ специально выращенной аэробной грибной или бактериальной культуры, так и консорциума микроорганизмов, спонтанно присутствующих в нефтехимических реагентах. В связи с этим сделано предположение, что исходная высокая микробиологическая чистота нефтехимических реагентов не является важным качественным показателем, если только это не определяет условия и сроки хранения. Напротив, при высокой обсемененности реагентов, использованных в присутствии СРБ, активность бактерий и синтез сероводорода подавляются.

В настоящее время в ПАО «Транснефть» решается задача обеспечения надежности системы трубопроводов путем планирования и реализации программы диагностики, оценки технического состояния, капитального ремонта и реконструкции объектов магистральных трубопроводов. Внутритрубная диагностика является основой обеспечения эксплуатационной надежности магистральных трубопроводов, точность определения сроков безопасной эксплуатации трубных секций с дефектами – залогом минимизации финансовых затрат на капитальный ремонт и реконструкцию объектов магистральных трубопроводов. В сложившихся экономических условиях это играет ключевую роль при эксплуатации крупных промышленных объектов.

Для определения сроков безопасной эксплуатации трубных секций с дефектами требуется расчет числа циклов и перепадов давления в магистральных трубопроводах в процессе эксплуатации. Цикличность определяют по количеству включений насосных агрегатов участка (технологических переключений) с использованием данных об изменении давления на выходе перекачивающих станций технологического участка за календарный год. Порядок получения расчетных сведений о цикличности нагружения предполагает суммирование цикличностей на выходе всех станций технологического участка. Ключевой особенностью методики является то, что цикличность рассчитывается в границах технологического участка магистрального трубопровода. Использование единого значения цикличности для технологического участка в дальнейших расчетах обеспечивает запас сроков безопасной эксплуатации трубных секций с дефектами. При данном подходе требуется учитывать уникальное нагружение каждой секции.

В статье рассмотрены особенности учета перепадов давления для расчета цикличности. Выполнен анализ учета перепадов давления и результатов расчета цикличности нагружения действующего трубопровода. По результатам проведенного анализа разработаны предложения по совершенствованию алгоритма определения цикличности с учетом нагружения внутренним давлением каждой секции участка трубопровода.

Список литературы

1. Варшицкий В.М., Валиев М.И., Козырев О.А. Методология определения интервала повторных испытаний участка нефтепровода с трещиноподобными дефектами // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 3 (11). – С. 42–46.

2. Определение и учет циклов нагружения магистрального нефтепровода / О.В. Чепурной, М.О. Мызников, Д.С. Беселия [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 3 (19). – С. 23–29.

3. Старение труб нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, К.М. Ямалеев, А.В. Росляков. – М.: Недра, 1995. – 218 с.

Эксплуатационная надежность трубопроводных систем в условиях Западной Сибири определяется главным образом способностью конструкции трубопровода обеспечивать эксплуатационное положение в границах допустимых значений под воздействием разрушающих геологических процессов. Для «теплых» и «холодных» трубопроводов наиболее опасно морозное пучение грунтов, что связано с огромными величинами погонных усилий и малостью абсолютных деформаций, которые не позволяют проводить своевременную диагностику в условиях высокого снежного покрова без системы мониторинга планово-высотного положения. В настоящее время проектные решения по инженерной защите трубопроводов от морозного пучения не обеспечивают нормативный уровень надежности, что обусловливает актуальность проблемы повышения эффективности инженерных защит.

В статье способы инженерной защиты разделены на две группы: 1) направленные на уменьшение пучинистых свойств грунта; 2) направленные на снижение силовых воздействий со стороны пучинистого грунта. Выполнено численное исследование различных методов инженерной защиты второй группы. Анализ результатов показал повышенную опасность локальных участков морозного пучения протяженностью не более 21 м для магистральных трубопроводов диаметром от 530до 1420 мм по сравнению с более длинными. Это обусловливает необходимость применения инженерной защиты на всем протяжении от скважины с пучинистым грунтом до скважины с непучинистым грунтом. Уменьшение защемляющей способности прилегающих непучинистых грунтов снижает напряженно-деформированное состояние на участках пучения, однако в инженерно-геологических условиях Западной Сибири увеличивает риски всплытия и аркообразования и потому не рекомендуется к применению. Применение подушек из непучинистых материалов под нижней образующей трубопроводов для уменьшения усилий и перемещений от морозного пучения позволяет существенно снизить напряженно-деформированное состояние трубопровода. Численное исследование геометрических параметров подушек показало, что подушка из материалов более жестких, чем грунт основания, должна быть более глубокой, а менее жесткая - более широкой, что обусловлено различием защитных свойств.

Список литературы

1. Лазарев С.А., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Диагностирование протяженных пространственно-деформируемых участков магистральных газопроводов в системе управления техническим состоянием и целостностью ПАО «Газпром» // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 4. – С. 106–115.

2. Лазарев С.А., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Оценка технического состояния линейной части магистрального газопровода на участках со значительными пространственными деформациями // Газовая промышленность. – 2016. – № 9 (743). – С. 84–90.

3. Алескерова З.Ш., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Категории и критерии оценки геотехнического состояния магистральных газопроводов в условиях динамики негативных климатических процессов // Известия вузов. Нефть и газ. – 2016. – № 6. – С. 30–35.

4. Горковенко А.И. Основы теории расчета пространственного положения подземного трубопровода под влиянием сезонных процессов: дис. ... д-ра техн. наук. – Тюмень, 2006. – 305 с.

5. Иванов И.А. Эксплуатационная надежность магистральных трубопроводов в районах глубокого сезонного промерзания пучинстых грунтов: дис. … д-ра техн. наук. – Тюмень, – 2002. – 267 с.

6. Михайлов П.Ю. Динамика тепломассообменных процессов и теплосилового взаимодействия промерзающих грунтов с подземным трубопроводом: дис. … канд. физ.-мат. наук. – Тюмень, 2012. – 175 с.

7. Чикишев В.М. Исследование процесса силового взаимодействия линейной части трубопроводов с промерзающим грунтом: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 1999. – 143 с.

8. Айбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. – М.: Недра, 1991. – 287 с.

9. Киселев М.М. Расчет нормальных сил морозного выпучивания фундаментов // Основания, фундаменты и механика грунтов. – 1961. – № 5. – C. 23–24.

10. Пусков В.И. Расчет нормальных сил морозного пучения грунтов на подошве жесткой полосы с ограниченной податливостью // Тр. ин-та / НИИЖТ. – 1967. – Вып. 13. – C. 141–150.

11. Швец В.Б. Элювиальные грунты Урала как основания фундаментов зданий и сооружений: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – М., 1967. – 51 c.

12. Кузнецов А.О. Практическая методика расчета откосов, армированных горизонтальными стержнями круглого сечения // Известия ВНИИ гидротехники им. Б.Е. Веденеева. – 2017. – № 283. – С. 88–96.

Добыча тяжелой нефти характеризуется невысокой рентабельностью и низкими коэффициентами извлечения. Это обусловлено, с одной стороны, необходимостью использования сторонних источников энергии в процессе добычи, а с другой, – ограниченностью дешевых ресурсов для реализации перспективных методов увеличения нефтеотдачи месторождений. Эти проблемы могут быть решены с применением энергоэффективных многофункциональных энергоблоков. Разработка соответствующего энергетического оборудования для экономически рентабельной добычи тяжелой нефти возможна на основе энергосберегающих, по возможности, автономных установок. При этом на месторождениях высоковязкой нефти, где газовый фактор невелик, а энергозатраты на единицу добываемой продукции значительны, становится рентабельным энергетический способ утилизации нефтяного газа. Такое использование ресурсов попутного нефтяного газа создает благоприятные условия для реализации технических решений автономных энергоблоков тригенерации, обеспечивающих комплексное решение задач и не требующих транспортировки диоксида углерода от сторонних источников. Автономные энергоблоки тригенерации могут быть адаптированы к имеющимся на нефтяном месторождении источникам сырья (нефтяной газы либо дымовые газы соседних теплоэнергетических систем), выдают на выходе тепло и электричество, необходимые для теплового воздействия на вязкую нефть, и вырабатывают диоксид углерода, который можно использовать для закачки в пласты с целью повышения нефтеотдачи. При использования энергоблоков тригенерации появляется возможность разработки и применения в условиях рентабельной добычи тепловых и газовых способов интенсификации добычи.

В состав энергоблоков входят, как правило, энергетический модуль, использующий нефтяной газ, , модуль улавливания и выделения диоксида углерода и модуль сжатия его до требуемых параметров с целью получения диоксида углерода в жидком или сверхкритическом состояниях.

В статье приведены структура автономного энергоблока тригенерации и методология его использования в нефтедобыче. Дано сравнение предлагаемого автономного энергоблока тригенерации с зарубежными аналогами.

Список литературы

1. Energy Technology Perspectives, International Energy Agency. – Paris: IEA Publication, 2006. – 484 р.

2. Кокорин А.О., Кураев С.Н. Обзор доклада Николаса Стерна «Экономика изменения климата». – М.: WWF России, 2007. – 50 с.

3. Техническая термодинамика / Е.В. Дрыжаков, Н.П. Козлов, И.К. Корнейчук [и др.]. – М.: Высшая школа, 1971. – 472 с.

4. Herzog H. An Introduction to CO2 separation and capture technologies. – Cambridge, Mass.: MIT Energy Laboratory, 1999. – 8 p.

5. Herzog H., Meldon J., Hatton A. Advanced Post-Combustion CO2 Capture: Clean Air Task Force Report. – New York: USA: Doris Duke Foundation, 2009. – 37 p.

6. Baxter L., Baxter A., Burt S. Cryogenic CO2 Capture as a Cost-Effective CO2 Capture Process // Sustainable Energy Solutions. – http://sustainablees.com/documents/cccpittsburghcoalconference.pdf

7. Колесников В.В.. Налетов А.Ю. Принципы создания экотехнологий. – М.: РХТУ, 2008. – 450 с.

8. Налетов В.А., Глебов М.Б., Налетов А.Ю. Методика эволюционного синтеза химико-технологических систем на основе информационного подхода // Химическая технология. – 2010. – № 4. – С. 244–252.

9. Информационно-термодинамический принцип организации химико-технологических систем / В.А. Налетов, Л.С. Гордеев, М.Б. Глебов, А.Ю. Налетов // Теоретические основы химической технологии ТОХТ. – 2011. – Т. 45. – № 5. – С. 541–549.

Развитие информационных технологий, обеспечивших практическую реализацию классических идей в области автоматизации и управления, создало предпосылки для возникновения концепции новой экономики, ключевым фактором производства в которой является цифровое представление данных, способствующее формированию глобального информационного пространства.

В статье рассмотрены системные вопросы формирования концепции цифровой экономики в нефтяном хозяйстве с учетом отраслевых особенностей, а также эволюция системного анализа, обогащенного идеями теории самоорганизующихся систем, принципами развития и открытости. Это дало качественно новые возможности для борьбы с неопределенностью, присущей процессам добычи нефти и газа. Отмеченя эволюционный характер процесса нефтеобразования, приводенынекоторые характерные особенностиобъектов и процессов нефтегазового производства на примере месторождения углеводородов, а также основные подходы к их моделированию.

Эволюционные процессы как основа развития активно воздействовали не только на системный анализ в контексте управления технологическими процессами, но и на решение многокритериальных задач организационно-экономического управления. При этом сами критерии эволюционировали от экономических к риск-ориентированным. Рост сложности принимаемых управленческих решений обусловил развитие управления технологическими процессами от базовых систем автоматического регулирования к комплексным системам, обеспечивающим решение задач во всей цепочке управления: от технологических процессов до принятия организационно-экономических решений и сопровождающимся повышением степени использования информационных технологий.

Сделан вывод о необходимости интеграции всех имеющиеся знаний и средств для осуществления качественно нового этапа автоматизации производства на основе концепции цифровой экономики. Огромную роль в успешной реализации этого проекта будут играть качественно новые организационные структуры, обеспечивающие междисциплинарный подход и использование научного потенциала.

Список литературы

1. Винер Н. Кибернетика, или управление и связь в животном и машине. 1948-1961. – М.: Наука, 1983. – 344 с.

2. Глушков В.М. Основы безбумажной информатики. – М.: Наука, 1982. – 552 с.

3. Программа «Цифровая экономика Российской Федерации». Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 июля 2017 года № 1632-р.

4. Мирзаджанзаде А.Х., Хаса­нов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 368 с.

5. Григорьев Л.И. К теории автоматизированного диспетчерского управления // Тр. ин-та / Российский гос. университет нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2012. – № 3. – С. 126–130.

6. Абукова Л.А., Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса России // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 54–58.

7. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии / под ред. Р.З. Сафиевой, Р.З. Сюняева. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 580 с.

8. Григорьев Л.И., Кузьмицкий И.Ф., Санжаров В.В. Системный и синергетический анализ управления непрерывными технологическими процессами в нештатных ситуациях // Труды ВСПУ. – 2014. – С. 4285–4296.

9. Григорьев Л.И., Кершенбаум В.Я., Костогрызов А.И. Системные основы управления конкурентоспособностью в нефтегазовом комплексе. – М.: НИНГ, 2010. – 374 с.

10. Zachman J.A. A framework for information systems architecture // IBM Systems Journal. – 1999. – V. 38. – № 2-3. – P. 454–470.

Одна из основных задач повышения эффективности компании «Газпром нефть» - выполнение проектов в сжатые сроки - требует сокращения критического пути реализации проектов. Как частный случай, рассматреная качественная проработка решений по материально-техническому обеспечению месторождения на начальной стадии проекта - этапе концептуального проектирования. Такой подход позволяет учитывать взаимные ограничения систем обустройства и логистической инфраструктуры и формировать оптимальные интегрированные решения. Становится возможным не только качественно рассчитывать стоимость логистики, но и оценивать риски и степень неопределенности параметров проекта.

В рамках предложенного подхода разрабатывается новый модуль информационной системы «ЭРА:ИСКРА» - «Интегратор концептуального и логистического Инжиниринга», который позволит в условиях неопределенности эффективно прорабатывать и оперативно адаптировать параметры логистики с учетом изменения концептуальных проектов. Таким образом, формируется робастное решение, при котором характеристики проекта будут минимально чувствительны к факторам, обусловливающим неопределенность. Кроме того, в рамках глобальной оптимизации рассмотренных решений, которая станет возможной на ранних этапах реализации проектов компании, будут решаться задачи оптимального размещения логистических объектов и трассировки перемещения материально-технических ресурсов (МТР). Одной из наиболее затратных статей в логистике является перемещение грунтовых строительных материалов от карьеров к участкам строительства. Предложено оптимизировать данную схему путем минимизации протяженности дорог, объема использования грунтовых строительных материалов и объема их перемещения на основе рассмотрения приоритетов взаимного расположения объектов, ограничений по факторам местности и рельефа.

Предлагаемый подход позволит не только рассматривать все возможные варианты доставки МТР и увеличить скорость их оценки, но определить оптимальную стоимость поставок МТР с учетом оценки рисков и степени неопределенности, что в дальнейшем, при строительстве, означает доставку МТР своевременно и в полном объеме.

Список литературы

1. Интегрированное концептуальное проектирование как инструмент системного инжиниринга / В.П. Батрашкин, Р.Р. Исмагилов, Р.А. Панов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – C. 80–83.

2. Брагин Ю.В. Идея робастного проектирования // Методы менеджмента качества. – 2006. – № 12. – С. 18-24.

3. Бейсенби М.А., Мукатаев Н.С. Робастная устойчивость системы с одним входом и одним выходом в классе катастроф «гиперболическая омбилика» // Молодой ученый. – 2014. – № 2. – С. 107–117.

4. Власов А.И., Можчиль А.Ф. Обзор технологий: от цифрового к интеллектуальному месторождению // PROнефть. – 2018. – №3 (9). – C. 68–74.

5. Исмагилов Р.Р., Кудрявцев И.А., Максимов Ю.В. Стадийность концептуального проектирования при разработке месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – C. 66–70.

6. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений / Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – C. 71–73.

7. Лисенков А.Н. Робастное проектирование: использование ортогональных планов неполного перебора вариантов // Методы менеджмента качества. – 2007. – № 5. – С. 18–22.

Как известно, добыча нефти сопровождается воздействием на все компоненты природных сред: атмосферный воздух, почвенно-растительный покров, поверхностные воды, включая донные отложения. В условиях Среднего Приобья с его высокой степенью заболоченности и заозеренности именно болотно-озерные экосистемы оказываются наиболее уязвимыми в процессе хозяйственной деятельности человека. С одной стороны, добыча нефти способствует изменению внешнего облика окружающих ландшафтов в результате строительства различных объектов, сопутствующих добыче углеводородов, а с другой, - в местах добычи меняется геохимический фон. В первом случае изменения можно измерить в площадных единицах. Во втором случае приходиться проводит многочисленные геохимические исследования, по результатам которых делаются определенные выводы. При этом следует подчеркнуть, что полученные геохимические результаты требуют уточнения, поскольку в Западной Сибири фоновые значения некоторых химических соединений изначально превышают установленные нормативами предельно допустимые концентрации (ПДК). На длительно разрабатываемых месторождениях, прежде всего тех, эксплуатация которых началась в советское время, фоновые наблюдения за состоянием природных сред не велись. К числу таких месторождений относится Вачимское нефтегазоконденсатное месторождение, разрабатываемое 30 лет. Поэтому не всегда есть возможность корректно определить степень воздействия разрабатываемых месторождений на компоненты природных сред. Устранить данный пробел в определенной степени позволяет анализ результатов многолетних геохимических наблюдений за состоянием природных сред.