По материалам 3D сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) с учетом результатов бурения на примере одного из лицензионных участков ПАО «НК «Роснефть» в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы даны общая характеристика состава и строения гетерогенного фундамента и подробное описание его поверхности. Поверхность фундамента представляет собой локальные полосовые эрозионные формы предвендского ледниково-экзарационного палеорельефа, которые, наряду с выступами фундамента, обусловливают формирование фациальной неоднородности в базальных песчаных отложениях непской свиты венда.

Приведены результаты анализа вероятных особенностей континентального и прибрежно-морского осадконакопления в геоморфологических условиях данного рельефа. Для реконструкции палеорельефа территории сложного сейсмогеологического строения использованы карта толщин непской свиты венда (по данным 3D сейсморазведки МОГТ и бурения); срез седиментационного амплитудного куба; срез спектральной декомпозиции на уровне базальных отложений непской свиты. Даны общие сведения о гляциопериодах в интервале истории Земли 723-555 млн лет и их проявлении в пределах южной части Сибирской платформы. Отмечена необходимость использования при фациальном анализе предположения о том, что именно таяние обширного ледникового панциря послужило причиной (источником водной массы) быстрой трансгрессии непского морского бассейна осадконакопления. На примере керна одной из скважин проиллюстрировано обнаружение тиллитов, залегающих на поверхности фундамента. Сделано предположение об их сохранности лишь в определенных условиях. Для отложений непской свиты с учетом всех имеющихся в настоящее время данных построена фациальная схема, которая позволяет прогнозировать зоны распространения коллекторов, рекомендуемая к использованию при постановке поисково-оценочного бурения.

Список литературы

1. Розен О.М. Сибирский кратон: тектоническое районирование, вопросы эволюции // Геотектоника. – 2003. – № 3. – С. 1–19.

2. Соколов Б.С. Хроностратиграфическое пространство литосферы и венд как геоисторическое подразделение неопротерозоя // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52. – № 10. – С. 1334–1348.

3. Чумаков Н.М. Оледенения Земли. История, стратиграфическое значение и роль в биосфере // Тр. ин-та / Геологический институт. – Вып. 611. – 2015. – 159 с.

4. Harland W.B., Rudwick M.J.S. The Great Infra-Cambrian ice age // Scientific American. – 211 (2) . – 1964. – P. 28–36.

5. U-Pb ages from the Neoproterozoic Doushantuo Foration, China / D. Condon, M.Y. Zhu, S. Bowring [et al.] // Science. – 2005. – V. – 308. – № 5718. – P. 95–98.

6. U-Pb zircon date from the Neoproterozoic Ghaub Formation, Namibia: constraints on Marinoan laciation / K.-H. Hoffmann, D.J. Condon, S.A. Bowring, J.L. Crowley // Geology. – 2004. – V. 32. – P. 817–820.

7. The Ediacaran Period: a new addition to the geologic time scale / A.H. Knoll, M.R. Walter, G.M. Narbonne, N. Christie-Blick // Lethaia. – 2006. – V. 39. – P. 13–30.

8. Dating the 840–544 Ma Neoproterozoic interval by isotopes of strontium, carbon and sulfur in seawater and some interpretative models / M.R. Walter, J.J. Veeres, C.R. Calver [et. al] // Precambrian Res. – 2000. – V. 100. – № 1. – P. 371–433.

9. Re-Os geochronology and coupled Os-Sr isotope constraints on the Sturtian snowball Earth / A.D. Rooney, F.A. Macdonald, J.V. Strauss [et. al] // Proc. National Academy of Sciences. – 2014. – V. 111. – P. 51–56. – https://www.ncbi.nlm.nih.gov/pmc/articles/PMC3890860/

10. Советов Ю.К. Тиллиты вблизи основания тасеевской серии венда стратотипического разреза (Сибирская платформа) // Геология и геофизика. – 2015. – Т. 56. – № 11. – С. 1934–1944.

11. Неопротерозойские ледниковые покровы Сибирской платформы:

U-Pb-La-ICP-MS датировка обломочных цирконов большепатомской свиты и геотектоническое положение источников сноса / Н.М. Чумаков, У. Линнеманн, М. Хофман, Б.Г. Покровский // Стратиграфия и геологическая корреляция. – 2011. – Т.19. – № 6. – С. 697–686.

Средне-верхнефранские терригенно-карбонатные отложения являются новым поисковым объектом в пределах северного борта Прикаспийской впадины. В качестве их аналога может рассматриваться колганская толща, достаточно хорошо изученная в Оренбургской области, но в Казахстане интерес к этим отложениям появился только в последние годы, после открытия нефтяной залежи на Чинаревском месторождении. Франские терригенно-карбонатные отложения имеют ограниченное площадное распространение, что обусловлено их специфическими условиями образования. На основе региональных данных, интерпретации данных геофизических исследований и изучения керна трех скважин, пробуренных в северной части Чинаревского месторождения, выделены литотипы пород в карбонатной и терригенной частях разреза. Определена фациальная зональность. Дана детальная литологическая и петрофизическая характеристика отдельных фаций. Предложена концептуальная седиментационная модель. Испытаниями скважин также установлено, что в карбонатной части практически отсутствуют пласты-коллекторы, поэтому основное внимание уделено установлению приуроченности резервуаров к определенным фациям в терригенных отложениях. На основе определения фильтрационно-емкостных параметров различных литотипов франских терригенных отложений сделан вывод, что наиболее перспективными для развития коллекторов в северной части Чинаревского месторождения являются фации проксимальной части конусов выноса, а также дельтовые и стоковые каналы. Сейсмофациальный и атрибутный анализ данных 3D сейсморазведки, откалиброванных на скважины, использован для прогнозирования строение разреза в межскважинном пространстве и оконтуривания зон возможного максимального присутствия песчаников. Полученная на различных картах геометрия преимущественно песчаных тел хорошо согласуется с предложенной седиментационной моделью.

Список литературы

1. Афанасьева М.А. Геологическое строение и перспективы открытия новых месторождений нефти и газа в девонских отложениях Бузулукской впадины: автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук. – М., 2011. – 25 с.

2. Муромцев В.С. Электрические модели фаций и палеогеографические реконструкции условий формирования шельфов древних морей Широтного Приобья Западной Сибири. – Л.: ВНИГРИ, 1984. – 260 с.

3. Структура и условия формирования колганской толщи на юге Оренбургской области / Ю.И. Никитин, О.В. Рихтер, А.П. Вилесов, Р.Х. Махмудова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2014. – Т.9. – №2. – http://www.ngtp.ru/rub/4/21_2014.pdf

4. Условия формирования клиноформных комплексов колганской толщи Вахитовского месторождения юга Оренбургской области / Н.В. Танинская, В.В. Шиманский, С.В. Остапенко [и др.] // В кн. Неструктурные, сложнопостроенные ловушки – основной резерв прироста углеводородного сырья России. – СПб.: Недра, 2005. – С. 74–82.

На примере бассейна Солимойнс, суббассейна Журуа (Бразилия) рассмотрены и обоснованы принципы выделения зон нефтегазонакопления. Главным принципом выделения зон нефтегазонакопления является единство элементов нефтегазовой системы. Дано краткое описание элементов и процессов нефтегазовой системы суббассейна Журуа: резервуары и покрышки; нефтегазоматеринские толщи; катагенетическая зрелость и фазовый состав углеводородов ; тектоника и ловушки углеводородов; миграция и аккумуляция углеводородов; сохранность залежей. Показано, что критическими факторами нафтидогенеза для отложений формации Журуа, содержащей основной объем запасов углеводородов, являются наличие и расположение очагов генерации углеводородовотносительно ловушек; степень катагенеза отложений; наличие структурных трендов – главных аккумуляторов углеводородов. В соответствии с принятым определением зоны нефтегазонакопления в интервале формации Журуа – это ее связные части, как правило, включающие группы структурных трендов с одинаковым источником и фазовым составом углеводородов. В рассматриваемом объекте выделено четыре зоны нефтегазонакопления, различающиеся источниками углеводородов, типами флюидов и ловушек. Результаты 3D бассейнового моделирования положены в основу обоснования оценки степени катагенеза отложений, типа флюидов, объемов и путей миграции углеводородов, возможности заполнения конкретных ловушек. Полученные результаты могут быть использованы как основа для планирования дальнейших геолого-разведочных работ в суббассейне Журуа.

В настоящее время перед бассейновым моделированием в пределах доказанных зон нефтегазонакопления необходимо ставить задачи оценки коэффициентов заполнения ловушек и, следовательно, локальной оценки ресурсов углеводородов. Это является направлением дальнейших исследований.

Список литературы

1. Milani E.J., Zalan P.D. An outline of the geology and petroleum systems of the Paleozoic interior basins of South America // Episodes. – 1999. – V. 22 (2). – P. 199–205.

2. Полищук А.В., Лебедев М.В., Перепелина А.Н. Моделирование нефтегазовой системы с развитием траппового магматизма // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 12–17.

3. Полищук А.В. Влияние трапповых комплексов на эволюцию нефтегазовой системы // Международный научно-технический семинар «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче». – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2018. – С. 87–96.

4. Прищепа О.М. Зоны нефтегазонакопления – методические подходы к их выделению, обеспечивающие современное решение задач отрасли // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – № 3. – С. 1–31.

5. Лебедев М.В. Зоны нефтегазонакопления в основных продуктивных горизонтах терригенного венда на северо-востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Геология и геофизика. – 2015. – № 1. – С. 20–26.

6. Janvier P., Melo J.H.G. Late Devonian actinopterygian scales from Upper Amazon basin, Nortwestern Brasil // Candido Simoes Ferreira. – 1987. – № 59 (3). – P. 213–218.

7. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system // AAPG Memoir. – 1994. – № 60. – P. 3–23.

8. Barata C.F., Caputo M.V. Geologia do petroleo da bacia do Solimoes. O «estado da arte» // PDPETRO. – 2007. – № 4. – P. 1–10.

9. Caputo M.V., Silva O.B. Sedimentação e tectônica da Bacia do Solimões // Origem e Evolução das Bacias Sedimentares. – 1991. – P. 169–193.

10. Almeida F.F.M., Neves B.B.B., Carneiro C.D.R. The origin and evolution of the South American Platform // Earth – Science Reviews. – 2000. – № 50. – P. 77–111.

В статье рассмотрен метод анализа и комплексирования данных для целей геологического и петрофизического моделирования на примере пласта Ю₁¹ на одном из участков Нижневартовского свода. Входные данные включают результаты выделения фаций по результатам изучения керна и формам диаграмм самопроизвольной поляризации (ПС), анализа петрофизических зависимостей и обработки материалов 3D сейсморазведки. В ходе анализа и сопоставления этих данных выявлено значительное влияние фациальной природы пласта на особенности распределения петрофизических параметров в коллекторе. Установлено, что песчаники, слагающие меандрирующие распределительные каналы надводной дельтовой равнины, существенно отличаются по характеру зависимостей пористости от проницаемости, определенных по керну, от песчаников покровных баровых тел. Распределительные каналы надводной дельтовой равнины уверенно прослеживаются на картах спектральной декомпозиции и имеют характерную форму кривых ПС во вскрывших их скважинах. Вторичные песчаные тела, сформированные на этапе регрессии в условиях дельтовых каналов, являются более высокопроницаемыми коллекторами, чем размываемые ими тела баров. Удовлетворительная сходимость скважинных данных и материалов сейсморазведки дает основания для подбора разных алгоритмов расчета проницаемости в пределах фаций распределительных каналов и фаций покровных баровых тел. Для оптимизации расчета фильтрационно-емкостных свойств по двум отдельным алгоритмам в петрофизическую модель введен фациальный каротаж, позволяющий автоматически выбирать тот или иной вариант расчета в зависимости от кода фаций, которые определены на основании разработанной электрофациальной модели. Набор скважин с фациальным каротажем, который подтвержден анализом керна, электрофацильным моделированием и сейсмическими данными может служить примером идеальной обучающей выборки для выявления фаций по каротажу методами машинного обучения.

Список литературы

1. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – № 8. – С. 972–1012.

2. Решения 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003. – Новосибирск: ИГНГ СО РАН, 2004. – 111 с.

3. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. – 2011. – Т. 319. – № 1. – С. 116–123.

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

5. Япаскурт О.В. Литология. – М.: Инфра-М, 2016. – 359 с.

Практика пересчета запасов углеводородов на крупных месторождениях Западной Сибири, которая проводится с периодичностью 4-6 лет, показывает, что геологические модели залежей постоянно усложняются. Информация о месторождениях пополняется как за счет результатов нового бурения и полевых геофизических исследований, так и в результате переобработки и комплексной интерпретации архивных материалов ранее выполненных сейсморазведочных и промыслово-геофизических работ. Новые технологии работы с первичными сейсмическими данными позволяют извлечь дополнительную важную геологическую информацию, которая позволяет судить о фациальных условиях формирования продуктивных пластов и, в частности, роли русловых образований в формировании ловушек, содержащих залежи нефти и газа. Применение новых методов и технологий интерпретации геолого-геофизических материалов и геологического моделирования дает возможность «увязать» казавшиеся ранее противоречивыми результаты исследований скважин. Одной из основных проблем геологического моделирования является определение геологической природы и местоположения экранов, ограничивающих залежи. Часто существование таких экранов представлялось достаточно очевидным и косвенно подтверждалось данными исследования скважин. Однако объяснить характер экранирования и определить границу залежи в плане на основе существующей геолого-геофизической информации не всегда представлялось возможным, и за экран принимали условную линию (зону). Такой поход может приводить к возникновению ошибок в оценке запасов и значительных геологических рисков при бурении разведочных и эксплуатационных скважин.

В статье на основе анализа материалов переобработки и комплексной интерпретации всех имеющихся геолого-геофизических материалов установлено наличие в продуктивных пластах Берегового месторождения отмерших палеорусел меандрирующих рек, заполненных преимущественно глинистыми осадками. В плане они представляют собой узкие извилистые образования, являющиеся экранами, контролирующими залежи. Экранирующее влияние палеорусел выражается в существенной разнице контактов углеводороды – вода и различии смежных залежей по фазовому состоянию. Прослеживание с привлечением современных седиментационных аналогов и карт сейсмических атрибутов литологических экранов позволило обосновать принципиально новую геологическую модель месторождения, повысить достоверность оценки запасов углеводородов, снизить геологические риски эксплуатационного бурения.

Список литературы

1. Ольнева Т.В., Хромова И.Ю. Опыт проведения экспертизы сейсмических данных, привлекаемых к подсчету запасов // Недропользование ХХI век. – 2016. – № 3. – С. 16–24.

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

3. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. – 2011. – № 1. – С. 116–123.

4. Еремин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. – М.:Недра, 2008. – 241 с.

5. Медведев А.Л. Аптские врезанные речные долины Каменной площади Западной Сибири: региональные аспекты нефтегазоносности // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т. 5. – № 3. – http://www.ngtp.ru/rub/4/36_2010.pdf

Данные о направлении напряжений в различных пластах-коллекторах позволяют корректно планировать и осуществлять инженерный контроль над системой разработки месторождений и ее динамическом изменении, что особенно актуально в условиях применения гидроразрыва пласта (ГРП) для стимуляции добычи нефти и газа. Корректный выбор той или иной системы разработки, в том числе заводнения нефтяной залежи, невозможен учета геомеханических свойств, особенно направлений горизонтальных напряжений в пласте. Эти данные необходимы в течение всего цикла строительства скважины: от проектирования до заканчивания. Оптимальная ориентация горизонтального ствола при дальнейшем проведении многостадийного ГРП способствует минимизации рисков осложнений в процессе бурения и увеличению простимулированного объема продуктивного пласта, вовлеченного в разработку.

Среди существующих методов геофизических исследований, позволяющих определить направления развития трещин, на практике наибольшее распространение получили микросейсмический мониторинг и акустический широкополосный (кросс-дипольный) каротаж. Эти методы характеризуются достаточно высокой доказанной достоверностью получаемых данных и обширностью определяемых параметров. Микросейсмический мониторинг из-за технологической сложности проведения исследования, необходимости большого объема входных данных и высокой стоимости на объектах АО «Самаранефтегаз» не проводился. В свою очередь, акустический кросс-дипольный каротаж получил достаточно широкое распространение. Однако необходимость проведения ГРП для подтверждения результатов выделения анизотропии напряжений по данным широкополостного акустического каротажа приводит к высоким финансовым издержкам и техническим ограничениям, что обусловило поиск альтернативных методов и источников информации. В результате скрининга решений была выбрана технология пластовой наклонометрии. Этот метод дает возможность по форме ствола скважины и ориентации анизотропии субвертикальной трещинноватости определить направления развития напряжений в интересующем объекте. Объем проведенных с 2013 г. исследований составляет 32 скважино-операций на различных месторождениях АО «Самаранефтегаз».

В статье выполнен сравнительный анализ указанных методов, приведены и сопоставлены результаты их применения. Рассмотрение способов определения геомеханических свойств коллектора не является целью данной статьи, так как применяемые альтернативные методы геофизических исследований позволяют определить только направления горизонтальных напряжений.

Список литературы

1. Моделирование механических свойств среды как средство расшифровки напряжений в горных породах / А.Х. Акбар Али, Т. Браун, Р. Дельгадо [и др.] // Нефтяное обозрение. – 2005. – № 1. – С.4–23.

2. Никитин А.Н. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещин ГРП в Западной Сибири // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2007. – № 2. – С. 35–37.

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

В пластах ограниченной толщины и высокого сопротивления относительная амплитуда кривой собственной поляризации (ПС) значительно отличается от амплитуды, соответствующей пласту неограниченной толщины. Для более точного определения коллекторских свойств резервуаров по зависимостям вида керн – геофизические исследования скважин необходимо перейти от измеренных значений диаграммы ПС к потенциалам пласта, исправленным с учетом влияния сопротивления зоны проникновения, пласта и вмещающих пород, т.е. решить обратную задачу.

В статье приведено аналитическое решение прямой задачи метода самопроизвольной поляризации горных пород в скважине, пересекающей электрически неоднородный пласт ограниченной толщины с зоной проникновения бурового раствора. Рассмотрено аналитическое решение аналогичной задачи сотрудниками компании Schlumberger-Doll Research (M.R. Taherian, at all) для непроницаемого пласта при отсутствии зоны проникновения бурового раствора. Показано, что данное решение является частным случаем аналитического решения прямой задачи метода ПС, представленного в данной статье. На основе аналитического решения прямой задачи для предложенной модели решена обратная задача с учетом потенциалов вмещающих пластов. Обратная задача метода СП решена в комплексе с анализом результатов электрометрии скважин для пластов среднего мела (ачимовские отложения) одного из месторождений Западной Сибири. При этом использованы алгоритмы решения прямой задачи ПС интегро-интерполяционным методом для скважины, пересекающей пачку радиально неоднородных пластов с зоной проникновения, и аналитического решения прямой задачи для одиночного радиально неоднородного пласта ограниченной толщины с учетом потенциалов вмещающих пластов. Показано, что результаты решений обратной задачи с использованием численного и аналитического решений прямой задачи совпадают с приемлемой для интерпретации точностью. Предложенный в статье алгоритм предполагается использовать в корпоративном программном обеспечении для петрофизического моделирования компании ПАО «Роснефть».

Список литературы

1. Nosal E.A. Spontaneous potential log response expressed as convolution // Geophysics. – 1982. – V. 47. – № 9. – P. 1335–1337.

2. Doll H.G. Selective SP logging // AIME Trans. – 1950. – V. 189. – Р. 129–141.

3. Кашик А.С. Об информационной достаточности измерений в прикладной геофизике // Геофизика. – 2007. – № 4. – С. 7–14.

4. Шпикалов Ю.А. Решение обратной задачи метода потенциалов собственной поляризации в скважине с помощью математической фильтрации // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1980. – Вып. 6. – С. 37–40.

5. Абрикосов А.И. Прямая задача распределения поля потенциалов собственной поляризации в скважине в неоднородных средах // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1978. – Вып. 6. – С. 24–27.

6. Spontaneous potential: Laboratory Experiments and Modeling Results / M.R. Taherian [at al.] // The Log Analyst. – 1995. – V. 36. – № 5. – P. 34–48.

7. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. – М.: Недра, 1966. – 206 с.

8. Кузьмичев О.Б. Исследование естественных электрических полей в нефтегазоразведочных скважинах (теория, аппаратура, методика, скважинные испытания). – СПб.: ООО «Недра», 2006. – 252 с.

9. Кузьмичев О.Б. Основы теории самопроизвольной поляризации в нефтегазоразведочных скважинах: от однородной до неоднородной по сопротивлениям среды // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 9. – С. 37–42.

10. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. – М.: Недра, 1981. – 224 с.

11. Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК. – Калинин: НПО « Союзпромгеофизика», 1990. – 85 с.

12. Левченко А.А., Пантюхин В.А., Чаадаев Е.В. Определение продольных удельных электрических сопротивлений слоистых пластов-коллекторов по данным методов каротажа сопротивлений. В сб. Новые разработки в технологии геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин. – Тверь: НПГП «ГЕРС», ВНИГИК, 1992. – C. 119–124.

13. Потапов А.П., Кнеллер Л.Е. Определение УЭС пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза // Каротажник. – 1998. – № 52. – С. 62–67.

14. Пат. РФ № 2675187, МПК G01V 3/38 (2006.01), G01V 11/00 (2006.01). Способ определения насыщенности низкопроницаемых пластов: / А.В. Колонских, А.В. Жонин, С.П. Михайлов, А.И. Федоров, Р.Р. Муртазин. – № 2018101855, заявл. 18.01.18; опубл. 17.12.18.

15. Антонов Ю.Н., Соколов В.П., Табаровский Л.А. Обобщение теории геометрического фактора. Электромагнитные методы исследования скважин. – Новосибирск: Наука, 1979. – C. 34–51.

В статье выполнено сравнение двух воздушных беспилотных систем применительно к решению задач инженерной геодезии и картографии. Беспилотные летательные аппараты, описанные в статье, представляют два сегмента: профессиональный и полупрофессиональный. Основными отличиями исследованных систем являются наличие высококлассной фотокамеры с механическим центральным затвором и навигационного спутникового GNSS-приемника геодезического класса у профессиональной воздушной системы. Система, позиционируемая в настоящем исследовании как полупрофессиональная, имеет на борту простую фотокамеру с цифровым затвором, и навигационный спутниковый приемник, далекий от геодезической точности. Оценена возможность применения беспилотных аппаратов непрофессионального сегмента для решения профессиональных задач при выполнении геодезических и картографических работ. В рамках исследования выполнена съемка территории профессиональным картографическим и любительским беспилотными аппаратами. Выполнено сравнение полученных результатов. Сделан вывод о применимости любительских систем для решения профессиональных задач. В результате показана пригодность легкого беспилотного аппарата полупрофессионального сегмента для решения профессиональных задач при выполнении геодезических и картографических работ на открытых территориях, а также для рекогносцировки при проведении инженерно-геодезических работ. Легкий аппарат полупрофессионального сегмента позволил в короткие сроки выполнить аэросъемку и получить пространственно-координированные данные – облако точек и ортофотоплан высокого разрешения, которые в дальнейшем могут быть использованы не только для рекогносцировки и оптимального планирования выполнения полевых работ, но и при создании инженерно-топографических планов. Горизонтальная точность ортофотоплана и его пространственное разрешение дает возможность дешифрировать и координировать объекты местности с точностью достаточной для составления топографических планов масштабов 1:1000-1:5000.

Список литературы

1. Шумейко С.А., Сологубов Д.С. Фотограмметрический метод создания трехмерных моделей сложных технологических объектов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 98–101.

2. Оценка точности плотной цифровой модели поверхности и ортофотопланов, полученных по материалам аэрофотосъемки с БЛА серии Supercam / М.В. Шинкевич, Н.Г. Воробьева, М.А. Алтынцев [и др.] // Геоматика. – 2015. – № 4. – С. 37–41.

3. Testing DJI Phantom 4 Pro for Urban Georeferencing / Mariana de Sa Rodrigues da Silva, Ricardo Augusto Eger, Yuzi Anai Zanardo Rosenfeldt, Carlos Loch. // The International Archives of the Photogrammetry, Remote Sensing and Spatial Information Sciences. – 2018. – V. XLII-1. – https://www.int-arch-photogramm-remote-sens-spatial-inf-sci.net/XLII-1/407/2018/isprs-archives-XLII-...

4. Sharan Kumar Nagendran, Wen Yan Tung, Mohd Ashraf Mohamad Ismail. Accuracy Assessment on Low Altitude UAV-borne Photogrammetry Outputs Influenced by GCP at Different Altitude // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science 169. – 2018. – DOI: 10.1088/1755-1315/169/1/012031.

Техногенное воздействие на пластовую нефть, заключающееся в применении методов интенсификации добычи нефти, может приводить к взаимодействию между пластовыми и закачанными жидкостями. На примере тяжелой, битуминозной нефти Усинского месторождения изучено влияние нефтевытесняющих и золеобразующих композиций, используемых в методах интенсификации и увеличения добычи нефти, на состав, свойства, стабильность добываемой продукции. Представлены результаты исследования компонентного состава образцов нефти. Показано, что композиции по-разному влияют на состав нефти. Установлено изменение состава в процессе добычи с течением времени, наиболее заметное через 1,5-2 мес после закачки нефтевытесняющих композиций. При этом в нефти повышается (на 3-5 %) содержание масел (насыщенных и ароматических углеводородов), снижается содержание смолисто-асфальтеновых веществ, изменяется соотношение смол и асфальтенов. Стабильность нефти в значительной степени зависит от изменения ее состава, давления и температуры. Устойчивость нефти оценена методом спектрофотометрии. Представлены результаты определения различных спектральных характеристик нефти методом электронной спектроскопии в видимой области спектра. Установлено, что на агрегативную устойчивость нефти существенно влияют находящиеся в ее составе ароматические и насыщенные углеводороды, а также тяжелые, высокомолекулярные компоненты - асфальтены и смолы. Показана связь между содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и устойчивостью нефти. Изучена степень влияния нефтевытесняющих и золеобразующих композиций на устойчивость нефти к выпадению асфальтенов. Показано, что наибольшее влияние оказывают нефтевытесняющие композиции, содержащие поверхностно-активные вещества. Контроль разработки по изменению состава и свойств добываемой нефти позволил объяснить механизм действия новых технологий в неоднородном карбонатном пласте.

Список литературы

1. Контроль разработки карбонатного коллектора по изменению состава и свойств добываемой нефти / Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова, Г.В. Романов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – №. 2. –  С. 64–67.

2. Чуйкина Д.И., Стахина Л.Д., Серебренникова О.В. Изменение состава тяжелой нефти Усинского месторождения (Республика Коми) под действием нефтевытесняющих композиций // Химия в интересах устойчивого развития. – 2016. –Т.24. – С. 81–87.

3. Изменение состава и свойств высоковязкой нефти при воздействии композиций для увеличения нефтеотдачи пласта / О.В. Серебренникова, С.Н. Шерстюк, Л.Д. Стахина, П.Б. Кадычагов // Известия Томского политехнического университета. Химия. – 2010. – Т. 317. – № 3. – С. 122–125.

4. Мухамедзянова А.А. Влияние нефтяных смол на устойчивость модельных дисперсных систем «асфальтены + н-гептан» // Вестник Башкирского университета. – 2010. – Т. 15. – № 2. – С. 312–314.

5. Influence of temperature and pressure on asphaltene precipitation in brazilian crude oils / A. Hipschberg, L.N.J. de Jong, B.A. Schipper, J.G. Meijers //Soc. Petrol. Eng. J. – 1984. – V. 24. – P. 283–293.

6. Hong E., Watkinson A.P. A Study of asphaltene solubility and precipitation // Fuel.– 2004.– V. 83.– P. 1881–1887.

7. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии. – 2007. – Т. 76. – № 10. – С. 1034–1052.

8. Altunina L.K., Kuvshinov V.A. Thermotropic Inorganic Gels for Enhanced Oil Recovery // Progress in Oilfield Chemistry. – 2011. – V. 9. – P. 165–178.

9. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 7. – C. 26–29.

10. Взаимосвязь удельного показателя поглощения нефтей, природных битумов и их компонентов в видимой области спектра с параметрами, характеризующими их состав / В.Р. Антипенко, Т.В. Петренко, О.С. Баканова, В.Д. Огородников // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2016. – Т. 327. – № 6 – С. 45– 54.

11. Исследование поверхностной активности асфальтенов нефтяных систем / О.В. Рогачева, Р.Н. Гимаев, В.З. Губайдуллин, Д.К. Хакимов // Коллоидный журнал. – 1980. – Т. 42. – С. 586–589 .

12. Speight J.G. Petroleum asphaltenes. – Part 2: The effect of asphaltenes and resin constituents on recovery and refining processes // Oil and Gas Science and Technology. – Rev. IFP. – 2004. – V. 59 – № 5. – P. 479–488.

В статье рассмотрен опыт разработки Ярегского месторождения. Дано подробное описание создания геологической модели участка Лыаельской пощади Ярегского месторождения в программном комплексе RMS Roxar, а также гидродинамической модели опытного участка ОПУ-5, на котором применяется технология встречного термогравитационного дренирования пласта, более известная в мировой практике как SAGD (Steam-assisted gravity drainage). В настоящее время опытный участок ОПУ-5 характеризуется наибольшим объемом накопленной промысловой информации, что послужило основой для выполнения адаптации модели к истории разработки, а также выполнения дальнейших численных экспериментов. Для детального изучения динамики текущих показателей разработки в статье представлены результаты моделирования эксплуатации одной из пяти пар скважин опытного участка. С использованием результатов трассерных исследований проведен подбор множителя абсолютной проницаемости с помощью инструмента для автоматизированной адаптации к истории разработки и оптимизации CMOST компании CMG. Результаты решения обратной задачи позволили дать рекомендации для выполнения дальнейших исследований. При визуализации распределения температуры в модели выявлены зоны высокой температуры на одной из боковых граней, что свидетельствует о большой вероятности ухода теплоносителя за пределы участка ОПУ-5. Таким образом, благодаря решению обратной задачи установлено, что фильтрация флюида происходит преимущественно по высокопроницаемым зонам. Адаптация секторных моделей к истории разработки является сложной задачей и требует обязательного учета фильтрации флюидов через боковые поверхности модели в сложнопостроенных коллекторах для возможности моделирования утечек пара.

Список литературы

1. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин.– 2-е изд., перераб. и доп. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.

2. Pat. 4344485 A US Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids / R.M. Butler; assignee Exxon Production Research Company. – Appl. No 06/162720; filed 24.06.80; publ. 17.08.82.

3. Матусевич Г.В., Кольцов Е.В. Достижения и сложности при реализации проекта SAGD на Ярегском месторождении Тимано-Печорской провинции // Сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. – С. 196–203.

4. Герасимов И.В., Кольцов Е.В. Ярега, состояние разработки месторождения // Сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. – С. 203–204.

5. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. – М.: ИПЦ Маска, 2009. – 376 с.

6. Дуркин С.М., Меньшикова И.Н., Терентьев А.А. Моделирование показателей разработки залежей высоковязкой нефти // Oil & Gas Journal Russia. – 2017. – № 7. – С. 42–46.

В статье рассмотрены результаты лабораторных экспериментов, проведенных на уникальной установке, позволяющей моделировать не только сам процесс гидроразрыва пласта (ГРП), но и варьировать внешние условия. К преимуществам установки относится возможность моделирования таких актуальных в настоящее время задач, возникающих при разработке месторождений, как переориентация трещины ГРП из-за изменения напряженного состояния, вызванного разработкой месторождения; образование нестабильных трещин автоГРП в нагнетательных скважинах; верификация используемых в нефтедобывающих компаниях симуляторов ГРП. Установка позволяет исследовать образцы больших размеров (диаметр - 0,43 м, высота - 0,07 м по), благодаря чему в образце можно разместить не только модельную скважину для проведения ГРП, но и соседние с ней скважины, моделируя часть системы разработки и ее влияние на распространение трещины ГРП. На данной установке можно также создавать неравнокомпонентное трехмерное напряженно-деформированное состояние, которое во многом определяет геометрию трещины. В результате проведения экспериментов, направленных на решение указанных задач, установлено, что распределение порового давления, обусловленное эксплуатацией соседних скважин, действительно может влиять на траекторию развития трещин ГРП. Показано влияние существующих трещин на распространение новой трещины ГРП. Кроме того, в эксперименте удалось получить повторную трещину ГРП, которая прошла в направлении, отличающемся от направления первой трещины. Представленные результаты экспериментов позволяют лучше понять процессы формирования трещин ГРП на месторождении, которые следует учитывать при численном моделировании систем разработки, предусматривающих проведение ГРП.

Список литературы

1. Evaluation of refracture reorientation in both laboratory and field scales / H. Liu, Z. Lan, G. Zhang [et al.] // SPE 112445-MS. – 2008.

2. Elbel J.L., Mack M.G. Refracturing: Observations and Theories //

SPE-25464-MS. – 1993.

3. Berchenko I., Detournay E. Deviation of hydraulic fractures through poroelastic stress changes induced by injection and pumping // Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 1997. – V. 34. – № 6. – P. 1009–1019.

4. Andreev A.A., Galybin A.N., Izvekov O.Y. Application of complex SIE method for the prediction of hydrofracture path // Engineering Analysis with Boundary Elements. – 2015. – № 50. – C. 133–140.

5. Hagoort J., Weatheril B.D., Settari A. Modeling the propagation of waterflood-induced hydraulic fractures // SPE-7412-PA. – 1980.

6. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов, З.Ю. Степанова // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. –65 с.

7. De Pater C.J., Cleary M.P., Quinn T.S. Experimental Verification of Dimensional Analysis for Hydraulic Fracturing // SPE-24994-PA. – 1994.

8. The Study of the Unstable Fracure Propagation in the Injection Well: Numerical and Laboratory Modeling / M. Trimonova, N. Baryshnikov, E. Zenchenko [et al.] //

SPE-187822-MS. – 2017.

В статье рассмотрен подход к разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами горизонтальными скважинами, в которых выполнен многостадийный гидроразрыв пласта, а также с применением модифицированных систем разработки. С целью минимизации рисков эксплуатационного бурения и оптимизации проектных решений предложен систематизированный комплексный подход, включающий анализ геолого-промысловой и геофизической информации (включая материалы специальных исследований), интерпретацию сейсмических данных, анализ текущего состояния разработки, построение геолого-гидродинамических моделей с применением детального литолого-фациального анализа. Особенностью данного подхода является то, что данная работа ведется на постоянной основе и корректируется с учетом новой поступающей информации.

На примере пластов ачимовской толщи и тюменской свиты, характеризующихся высокой литолого-фациальной неоднородностью и сложностью прогнозирования технологических показателей, представлены подходы к проектированию и приведены результаты научно-инженерного сопровождения опытно-промышленных работ. Многовариантные расчеты оптимальных систем разработки для конкретных зон с привлечением трехмерного гидродинамического моделирования показали, что оптимальными по коэффициенту извлечения нефти и удельному накопленному чистому дисконтированному доходу являются системы, в которых соотношение добывающих горизонтальных скважин и нагнетательных наклонно направленных составляет 1:2 (базовая). Для нискосвязанных зон оптимальным является применение горизонтальных нагнетательных скважин. Расстояния между рядами отбора и нагнетания рекомендуется сокращать до 200 м при нефтенасыщенных толщинах, превышающих 12 м.

На основании проведенных расчетов подобраны участки для проведения опытно-промышленных работ, реализация которых осуществляется в настоящее время. Полученные первые результаты опытных работ подтверждаюте эффективность предложенных решений.

Список литературы

1. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65.

2. Повышение эффективности работы горизонтальных скважин путем оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта на северной лицензионной территории Приобского месторождения / А.М. Зорин, Т.С. Усманов, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 122–125.

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

4. Подбор оптимальных систем разработки для текущих зон бурения в условиях неопределенности геологических и технологических параметров / Д.Р. Нурлыев, И.И. Родионова, Э.П. Викторов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 60–63.

5. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 5. – С. 50–54.

Данная статья является продолжением научных публикаций ПАО «НК «Роснефть», посвященных результатам проведенных компанией в 2016-2017 гг. научно-исследовательских экспериментальных работ по обеспечению айсберговой безопасности при работах в морях Российской Арктики. Статья описывает уникальный опыт буксировки айсбергов при наличии на акватории морского льда. Впервые подтверждена не только практическая реализуемость таких операций, но и собрана уникальная информация о параметрах движения айсбергов в условиях ледяных полей. Буксировки проводились дизельным ледоколом «Новороссийск» во льду, сплоченностью до 8 баллов из 10 и толщиной до 15 см. Также в районе архипелага Земля Франца-Иосифа успешно проведена сверхдальняя 24-ч буксировка айсберга на расстояние более 90 км. В статье рассмотрены операционные условия проведения экспериментов. Определена зависимость силы буксировки айсбергов от скорости, а также обозначены технологические аспекты буксировки во льдах. Полученные в ходе экспериментов данные позволяют решить задачу буксировки айсбергов в начале ледообразования, что является чрезвычайно важным для увеличения сезона бурения в конце бурового сезона. Представленные результаты свидетельствуют о практической реализуемости буксировок айсбергов в условиях раннего ледообразования, а также позволяют проанализировать движение айсберга при преодолении сопротивления морского льда. Собранные данные могут быть использованы для разработки новых и актуализации действующих стандартов в области системы управления ледовой обстановкой, а также для разработки новых подходов к эффективному и безопасному освоению арктического шельфа.

Список литературы

1. Разработка и реализация технологии физического воздействия на айсберги для изменения параметров их дрейфа при освоении арктического шельфа / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 36–40.

2. Опыт обнаружения и оценки размеров айсбергов на акватории юго-западной части Карского моря / В.А. Павлов К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 82–87.

3. Eik K. Review of Experiences within Ice and Iceberg Management // Journal of Navigation. – 2008. – V. 61. – Р. 557–572. – DOI: 10.1017/S0373463308004839.

4. Greenland Iceberg Management: Implications for Grand Banks Management Systems / J. McClintock, T. Bullock, R. McKenna [et al.] // AMEC Earth&Environmental. – 2002. – Т. Perd/CHC Report 20-65.

5. Grand Banks Iceberg Management. Report, PERD/CHC. 5,2007 г., Т. Prepared by AMEC Earth & Environmental.

Оптимизация способов механизированной добычи нефти является основной задачей для рациональной разработки месторождения Белый Тигр. Сложные геолого-технические условия эксплуатации всех объектов разработки месторождения Белый Тигр требуют до принятия технико-технологических решений проведения опытно-промысловых испытаний различных способов механизированной добычи нефти с целью обоснования областей их эффективного применения, а также подбора рациональных компоновок скважинного оборудования.

Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки электроцентробежных насосов более экономичны и наименее трудоемки при обслуживании по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Требуется меньше пространства для наземного сооружения по сравнению с гдроприводными насосами, что особенно важно для морских стационарных платформ.

Основным способом механизированной добычи нефти на месторождении Белый Тигр является газлифт. Однако ввиду отставания строительства объектов газлифтной инфраструктуры с целью определения области применения гидропоршневых насосных установок и установок электроцентробежных насосов для условий месторождении Белый Тигр, в 1988 г. были проведены опытно-промысловые испытания гидропоршневых установок, а с марта 1991 г. – установок электроцентробежных насосов. Целью испытания и внедрения установок электроцентробежных насосов являлось определение области их применения при откачке газонасыщенной нефти из глубоких скважин с температурой флюида 110-130 ^оС.

В статье представлена хронология развития добычи нефти с помощью установок электроцентробежных насосов на месторождении Белый Тигр. Показана недостаточно высокая надежность насосных установок фирмы REDA, котороые эксплуатировались в скважинах нижнего миоцена.

Список литературы

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

2. Опыт апробации гидропоршневых насосных установок в скважинах месторождения Белый Тигр / В.А. Бондаренко, А.Н. Иванов, Е.В. Кудин, М.М. Велиев // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 92–95.

3. Богданов А.А. ЭЦН и эффективность их применения для добычи нефти // Нефтепромысловое дело. – 1992. – № 12. – С. 1–10.

4. Сальманов Р.Г. Применение газосепаратора к УЭЦН // Нефтепромысловое дело. – 1983. – № 5. – С. 8–9.

Энергоэффективность разогрева пласта на месторождениях высоковязкой нефти, разрабатываемых с применением закачки пара, во многом определяется минимизацией тепловых потерь в процессе транспортировки пара от парогенератора до устья скважины. Применение перегретого пара температурой 250-300 ⁰С предъявляет повышенные требования к теплоизоляционному материалу и делает актуальным вопрос его выбора. Наиболее распространенным и относительно недорогим материалом, применяемым для изоляции паропроводов, является стеклянное штапельное волокно. Однако при его применении имеет ряд ограничений.

В статье представлен анализ эффективности применения штапельного волокна на различных участках паропроводов. Оценка эффективности тепловой защиты паропроводов системы закачки пара в скважину проведена тепловизионным методом. Исследование выполнено с целью определения снижения температуры паропровода в зависимости от удаленности нагнетательных скважин от места парогенерации и условий транспортировки пара. Анализ полученных данных показывал, что максимально температура пара снижается на участках от блока парогенерации до выходных гребенок. При дальнейшем продвижении пара по стационарным паропроводам с промышленной теплоизоляцией температуры практически не уменьшается. Следовательно, для снижения тепловых потерь на участках паропроводов с температурой 250-280 ⁰С необходимо применять материалы с более высокими теплоизоляционными свойствами, чем штапельное волокно. Представлены результаты подбора таких материалов. На основании данных о коэффициенте теплопроводности рассмотренных видов теплоизоляции проведен ориентировочный расчет требуемой толщины теплоизоляционного слоя для паропровода диаметром 86 мм. Для оценки экономической эффективности замены штапельного волокна выполнен расчет сокращения тепловых потерь для различных теплоизоляционных материалов. Анализ результатов исследований показал, что для теплоизоляции паропроводов можно применять такие материалы, как базальтовая вата, пеностекло, аэрогель, алюмосиликатное волокно, кремнеземные материалы. Преимуществом этих материалов является возможность изготовления из них оболочек для фасонных элементов трубопроводов, для поверхностей которых характерны самые большие потери тепла.

Список литературы

1. Базукова Э.Р., Ваньков Ю.В. Тепловые потери паропроводов при ухудшении свойств изоляции в процессе эксплуатации // Инженерный вестник Дона. – 2015. – № 3. –

2. Гутников С.И., Лазоряк Б.И., Селезнев А.Н. Стеклянные волокна. – М.: МГУ имени М.В. Ломоносова, 2010. – 53 с.

При подземной добыче нефти на Ярегском месторождении, расположенном в Республике Коми, возникают проблемы, связанные с энергетической эффективностью и экологичностью данного процесса. В статье кратко изложена история добычи нефти на Ярегском месторождении. Рассмотрены свойства нефти, проблемы при добыче нефти шахтным способом и способы решения этих проблем. Использован системный комплексный подход к решению технических и экологических задач на основе применения системного анализа, исследования динамики и оптимизации энергетического баланса, математического моделирования процессов преобразования энергии вторичных тепловых ресурсов в экологически чистую тепловую энергию. Представлены результаты исследований, направленных на решение энергетических и экологических проблем развития подземной добычи нефти, повышение энергетической эффективности и снижение энергоемкости производства. Предложено использовать вторичные энергетические ресурсы и утилизировать низкопотенциальное тепло, которым располагает добывающее предприятие. Приведена обобщенная модель энергосбережения и экологизации нефтяных шахт. Обоснована необходимость разработки научных основ для создания технологий использования низкопотеницального тепла жидких загрязненных отходов и вентиляционных выбросов при шахтном способе добычи тяжелой нефти, а также технологий получения экологически чистой тепловой энергии для целей теплоснабжения. Приведены результаты энергетического обследования объектов нефтяных шахт. Рассмотрены преимущества предлагаемых технических решений при добыче тяжелой нефти на Ярегском месторождении. Показана возможность снижения затрат и повышения эффективности производственных процессов в условиях шахт пос. Ярега. Внедрение технологий энергосбережения и утилизации тепла позволяет улучшить характеристики энергоустановок в экологическом аспекте, поскольку величина выбросов загрязняющих веществ зависит от расхода топлива.

Список литературы

1. Наружный Е. Жемчужина Севера. Термошахтный способ добычи высоковязкой нефти //ТехНАДЗОР. – 2010. – № 7 (44).

2. Закиров Д.Г., Красноштейн А.Е. Энергетические и экологические проблемы развития угольной промышленности и пути их решения// Уголь. – 2009. – № 6. – С. 69–73.

3. Закиров Д.Г., Закиров Д.Д., Мухамедшин М.А. Научно-методические основы разработки программ повышения энергоэффективности и энергосбережения угольных предприятий на базе энергетических обследований // Уголь. – 2010. – № 3. – С. 66–68.

4. Перспективы использования низкопотенциального тепла вторичных энергетических ресурсов для целей теплоснабжения предприятия / Д.Г. Закиров, В.Э. Гуляев, И.Г. Мухамедов, Г.Д. Закиров // Материалы межрегиональной конференции «Законодательство о теплоснабжении, пути решения энергоэффективности теплоэнергетики. Новые энергоресурсосберегающие технологии и оборудование», 19–20 ноября 2010 г.

5. Закиров Д.Г. Инновационные решения в повышении энергетической эффективности и экологичности угольной промышленности // Уголь. – 2011. – № 4. – С. 73–75.

6. Закиров Д.Г. Разработка научно-методических основ повышения энергетической эффективности в угольной промышленности. // Уголь. – 2011. – № 10. – С. 43–45.

7. Пат. РФ № 2476798. Теплообменное устройство для охлаждения шахтной вентиляционной струи / Д.Г. Закиров, И.И. Боринских, Г.Д. Закиров, М.А. Мухамедшин, В.Э. Гуляев, С.А. Кузнецов; заявитель и патентообладатель Горный институт Уральского отделения РАН. – № 2011119716; заявл. 16.05.2011; опубл. 27.02.2013.

 Рассмотрены способы утилизации нефтяного газа (закачка в пласт, выработка электрической энергии, химическая переработка). Отмечено, что закачка в пласт не позволяет утилизировать нефтяной, а только отсрочивает проблему на время. Генерация энергии оправдана в тех случаях, когда источники электроэнергии, необходимой для обеспечения работы нефтепромыслов, оказываются труднодоступными. Химическая переработка нефтяного газа является наиболее перспективным методом его утилизации. Рассмотрены такие методы химической переработки, как фракционирование с последующим облагораживанием продуктов, получение синтетической нефти из «жирной» части нефтяного газа, производство из синтез-газа метанола и/или синтетической нефти (синтез Фишера – Тропша или двухстадийный методом через метанол). Отмечено, что производство метанола из нефтяного газа является довольно дорогостоящим проектом, который может быть реализован только при наличии потребности в этом продукте. Сделан вывод, что переработка нефтяного газа может осуществляться при использовании замкнутых технологических циклов с производством синтетической нефти как единственного продукта, выходящего из цикла. Попытки создания малотоннажных установок получения из нефтяного газа синтетической нефти через синтез Фишера – Тропша к настоящему времени не увенчались успехом вследствие высокой себестоимости такой нефти и ряда ее отрицательных свойств (высокой температуры застывания, плохой смешиваемости с сырой нефтью и дестабилизирующего влияния на нее). Наиболее перспективным методом является конверсия нефтяного газа в метанол с его последующим превращением в углеводородные продукты, обогащенные ароматическими соединениями. Этот метод является предпочтительным по сравнению с синтезом Фишера-Тропша, поскольку «ароматическая» синтетическая нефть отличается низкой температурой застывания, легко смешивается с сырой нефтью, не оказывает отрицательного воздействия на ее стабильность и может быть транспортирована по трубопроводу. В общий цикл переработки нефтяного газа также может быть включена технология термического разложения с получением водорода и «пироуглерода». Пироуглерод является компактным товарным продуктом, не требует специальных условий хранения и транспортировки. Водород используется для производства электричества.

Список литературы

1. Zhizhin M. NOAA. Cooperative Institute for Research in Environmental Sciences. – https://agu.confex.com/agu/fm16/meetingapp.cgi/Paper/138796

2. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации // Новости энергетики от 21.01.14. – http://novostienergetiki.ru/poputnyj-neftyanoj-gaz-i-problema-ego-utilizacii/

3. Решение проблемы сжигания попутного нефтяного газа / Neftegaz.ru от 18 июля 2017 г. – https://neftegaz.ru/science/view/1372-Reshenie-problemy-szhiganiya-poputnogo-neftyanogo-gaza

4. Anastas P.T., Warner J.C. Green Chemistry: Theory and Practice. – New York: Oxford University Press, 1998. – 30 р.

5. Popov R.G., Shpilrain E.E., Zaichenko V.M. Natural gas pyrolysis in regenerative gas heater, Part I: Natural gas thermal decomposition on heat saving matrix of regenerative gas heater // Int. J. Hydrogen Energy. – 1999. – V. 24. – P. 327–334.

6. Аль-Бермани А.Г. Создание технологий водородной энергетики // Молодой ученый. – 2014. – №18. – С. 217–219. – https://moluch.ru/archive/77/13321/

7. Новоселов С.В. Возможности использования водорода в качестве топлива двигателей внутреннего сгорания. – http://elib.altstu.ru/elib/ books/Files/va2000_2/pages/14/14.htm

8. Associated Petroleum Gas Flaring Study for Russia, Kazakhstan, Turkmenistan and Azerbaijan. Carbon Limits AS Report. 2011. – https://www.ebrd.com/downloads/sector/sei/ap-gas-flaring-study-final-report.pdf

9. Metkar A.P., Shinde V.V. Design of Injector for Hydrogen Operated S.I. // Engine International Journal of Scientific & Engineering Research. – 2017. – V. 8. – № 4. – https://www.ijser.org/researchpaper/Design-of-Injector-for-Hydrogen-Operated-S-I-Engine.pdf

10. Antunes J.M. Gomes, Mikalsen R., Roskilly A.P. An experimental study of a direct injection compression ignition hydrogen engine. // International Journal of Hydrogen Energy. – 2009. – V. 34. – № 15. – Р. 6516–6522. – http://www.mikalsen.eu/papers/hydrogenDI.pdf

11. Petrov A.E., Tsyplakov A.I., Zaichenko V.M. Piston engine on pure hydrogen // XXXII International Conference on Interaction of Intense Energy Fluxes with Matter. – March 1–6, 2017, Elbrus, Kabardino-Balkaria, Russia.

В настоящее время очевидным трендом развития автоматизированных систем управления производствами в нефтегазовой отрасли (НГО) является внедрение цифровизации технологических процессов и производств в рамках новой промышленной революции Industry 4. В статье выполнен анализ возможных путей цифровой (киберфизической) трансформации автоматизированных систем управления технологическими процессами НГО. Эволюционное развитие систем автоматизации на производствах НГО может протекать в рамках различных дорожных карт в зависимости от степени развития автоматизации на производстве, а также от финансового обеспечения и стратегических установок управляющей компании. Отмечено, что исходные уровни развития текущей автоматизации значительно различаются.

Исходя из особенностей развития, предложено в НГО выделять два блока производств, автоматизация которых в настоящее время имеет устоявшийся уровень развития: блок добычи, подготовки и транспорта нефти и газа и блок переработки нефти и газа и нефтехимии. Автоматизация технологических процессов первого блока производств характеризуется простейшей автоматикой, отсутствием внедрений автоматизированных систем усовершенствованного управления. Для таких производств не следует форсировать переход на технологии Industry 4. Стратегия внедрения современных систем автоматизации должна предусматривать последовательную замену полевой «проводной» автоматизации автономными сенсорными сетями с использованием простейших алгоритмов управления с прогнозированием на основе цифровых моделей активов.

В НГО для цифровизации производств в рамках парадигмы Industry4 наиболее подготовлены нефтехимические и нефтеперерабатывающие производства. На этих предприятиях уже внедрены АРС и МРС системы автоматизации. Рекомендовано дальнейшее развитие автоматизации на этих производствах выполнять путем эволюционного внедрения интернета вещей (IOT), интеллектуальных агентов, виртуальных слоев киберфизических систем, виртуальных агентов с модельным прогнозированием динамики ключевых процессов отельных активов и технологических процессов в целом с управлением в реальном и событийном времени. Цифровизация на основе автономных сенсорных сетей киберфизических систем позволит повысить эффективность эксплуатации физических активов НГО за счет их технологической самоорганизации при выполнении установленных планов и заданий.

Предлагаемая последовательность эволюционного развития цифровизации технологических процессов позволит любой крупной компании НГО формировать дорожные карты развития автоматизации для различных производств до 2023 г.

Список литературы

1. Цифровизация и интеллектуализация нефтегазовых месторождений / А.Н. Дмитриевский, В.Г. Мартынов, Л.А. Абукова, Н.А. Еремин // Автоматизация и IT в нефтегазовой области. – 2016. – № 2 (24). – С. 13–19.

2. Цифровая трансформация нефтегазовой отрасли. – http://oilandgasforum.ru/ data/files/Digest%20site/DAIDJEST%20 WEB2.pdf

3. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Инновационный потенциал умных нефтегазовых технологий // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 1. – C. 4–9.

4. NIST Special Publication 1500-201 Framework for Cyber-Physical Systems. – 2017 (June). – V. 1. – 79 р.

5. NIST Special Publication 1500-202 Framework for Cyber-Physical Systems. – 2017 (June). – V. 2. – 163 р.

6. FIPA 2000 Specifications. Geneva, Switzerland, Foundation for Intelligent Physical Agents,2002. – http://www.fipa.org/repository/fipa2000.html

7. Цветков В.Я. Управление с применением киберфизических систем //International Scientific Electronic Journal. – 2017. – № 3(27). – С. 55-60.

8. Jay L., Behrad B., Kao Hung-An. A Cyber-Physical Systems architecture for Industry 4.0-based manufacturing systems. ManufacturingLetters. – № 3. – Р. 18–23. – doi:10.1016/j.mfglet.2014.12.001

9. Yuan X., Anumba C.J., Partt K.M. Review of the potential for a cyber-physical system approach to temporary structures monitoring // Int. J. Archit. Res. – 2015. – V. 9. – № 3. – Р. 26–44.

10. Крижановский А.А. Вопросы реализации проблемно-ориентированных агентов интеграции знаний // Тр. ин-та / СПИИРАН. – 2003. – Вып. 1. – Т. 3.

11. EUPASS Adaptive Assembly Roadmap 2015-deliverable 1.5f»; Del. 1.5f″, EUPAS-SEvolvable Ultra Precision Assembly, NMP-2-CT-2004-507978, October 2008.

12. Evolvable Assembly Systems: entering the second generation / M. Onori, J. Barata, F. Durand, J. Hoos // In: Hu J (Hrsg.) Proceedings of the 4th CIRP Conference on Assembly Technologies and Systems. – 2012. – Р. 81–84.

В настоящее время на шельфе Вьетнама имеется много структур с относительно низкими величинами извлекаемых запасов. Разработка и эксплуатация этих структур путем создания независимых объектов добычи, подготовки, поддержания пластового давления и отгрузки продукции зачастую нерентабельна. Приведены примеры, которые показывают, что эффективным способом обеспечения рентабельности разработки малых морских месторождений является подключение их к существующей инфраструктуре объектов нефтегазодобычи. Длительно разрабатываемые месторождения, пройдя пик добычи, как правило, обладают избыточными мощностями подготовки нефти и газа, поддержания пластового давления и компримирования, которые требуют высоких эксплуатационных затрат на содержание. Подключение к этим мощностям малых месторождений может пролить срок их рентабельной эксплуатации. Важной задачей при этом является обеспечение безопасного трубопроводного транспорта и подготовки продукции малых месторождений, особенно при добыче высокозастывающих парафинистых нефтей шельфа Вьетнама. На основе накопленного опыта в СП «Вьетсовпетро» разработаны и внедрены методы оптимизации транспорта, в том числе технология обработки нефти депрессорными присадками, растворение высокопарафинистой нефти маловязкими разбавителями, транспорт нефти в газонасыщенном и газожидкостном состоянии, теплоизоляция и технологии очистки подводных трубопроводов. Это позволило осуществить успешное подключение пяти малых месторождений и разработать технологии подключения еще двух перспективных структур. Разработанные и применяемые в СП «Вьетсовпетро» методы и технологии транспорта, а также адаптация существующих систем промыслового сбора нефти и газа дают возможность при минимальных затратах обеспечивать надежный и бесперебойный процесс эксплуатации малых месторождений.

Список литературы

1. Развитие системы сбора, подготовки и транспорта нефти и газа в СП «Вьетсовпетро» с учетом подключения маргинальных месторождений / Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон, Фам Тхань Винь [и др.] // Тезисы докладов научной конференции по 35-летнему юбилею создания СП «Вьетсовпетро». – Вунг Тау, 2016. – С. 30.

2. Концепции проектирования обустройства морских месторождений / А.Г. Ахмадеев, А.С. Авдеев, С.А. Лайбольд, С.А. Иванов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 98–101.

3. Ахмадеев А.Г., Тонг Кань Шон, Иванов С.А. Комплексный подход к обеспечению транспортировки высокопарафинистых нефтей шельфовых месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 6. – С. 100–103.

4. Транспорт высокопарафинистых нефтей месторождения Южный Дракон – Дой Мой с низкой производительностью / Нгуен Тхук Кханг, А.Н. Иванов, Тонг Кань Шон, А.Г. Ахмадеев // Материалы Нефтегазового форума «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». – Уфа, 2011. – С. 114–115.

5. Ахмадеев А.Г., Фам Тхань Винь, Ле Данг Там. Внедрение адаптивных систем сбора нефти как метод оптимизации ее промыслового транспорта на шельфовых месторождениях // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 78–81.

Многие сложные технические системы характеризуются такими свойствами, как нелинейность, неравновесность, стохастичность. Природу этого следует искать в сложном взаимодействии составляющих элементов подобных систем. К настоящему времени выработан ряд научных подходов, которые позволяют корректно описывать такие системы или получать некоторые разумные оценки основных параметров. В данной статье показано, как применение одного из разработанных подходов (структурной минимизации риска) может быть плодотворно использовано при идентификации параметров процесса испарения в ходе налива нефти в танкеры.

Несмотря на хорошую изученность процессов испарения нефти, в случае налива танкеров использование привычных расчетных моделей вызывает ряд непреодолимых затруднений. Детерминированные модели, основанные на совместном решении системы уравнений диффузии, тепломассопереноса и газодинамики, очень громоздки, сложны в численной реализации, предъявляют высокие требования к точности и комплектности исходных данных. Стохастические модели, основанные на критериальных уравнениях массоотдачи, нуждаются в надежном базисе из результатов многочисленных экспериментальных исследований. При этом следует учитывать, что в условиях эксплуатации морских нефтеналивных терминалов большинство параметров, характеризующих процесс испарения нефти в ходе налива, не контролируется системами автоматики танкеров и причальных сооружений. Таким образом, отсутствует надежный источник информации о характеристиках исследуемого процесса. В статье предложен метод, представляющий собой некий компромисс, который опирается не только на результаты регрессионного анализа, но и позволяет комплексно учесть сложность модели.

Список литературы

1. Волкодаева М.В., Киселев А.В. О развитии системы экологического мониторинга качества атмосферного воздуха // Записки Горного института. – 2017. – Т. 227. – С. 589–596. – DOI: 10.25515/PMI.2017.5.589.

2. Сунагатуллин Р.З., Коршак А.А., Зябкин Г.В. Современное состояние рекуперации паров при операциях с нефтью и нефтепродуктами // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 5. – С. 2–10.

3. Выходцева Н.А., Костина Е.А., Уколова Е.С. Биомониторинг акватории бухты Козьмина в районе нефтеналивного терминала «Спецморнефтепорт Козьмино» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 1. – С. 86–91.

4. Пшенин В.В., Гайсин М.Т. Моделирование газодинамических процессов при наливе танкеров // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал) . – 2017. – № S28. – С. 3–12.

5. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи: Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Гилем, 1999. – 462 с.

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

7. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. – М.: Наука, 1974. – 223 с.

В статье дано описание разработки одного из методов рационального использования ингибиторов коррозии, применяемых с целью снижения уровня коррозионной активности жидкости в промысловых трубопроводах. Эффективность применения данного метода обеспечена за счет создания и реализации алгоритма автоматического регулирования подачи ингибитора коррозии в промысловые трубопроводы в зависимости от расхода проходящей жидкости с кустовых площадок (объектов подготовки и перекачки нефти, кустовых насосных станций и др.). Обеспечено дистанционное управление средствами дозирования реагента с автоматизированного рабочего места диспетчера. Это позволяет вести дистанционный контроль оборудования и сокращает трудозатраты, связанные с ручной регулировкой количества подаваемого реагента. Кратко рассмотрены проблемы, возникающие в ходе каждодневной работы при эксплуатации промысловых трубопроводов и нефтепромыслового оборудования для дозирования реагента, обусловившие интерес авторов к поиску путей их решения. Основной задачей являлось достижение минимальных затрат на реализацию метода без снижения надежности и нарушения целостности промысловых трубопроводов. Предложенные алгоритмы и подходы прошли испытания в системе ингибирования и коррозионного мониторинга промысловых трубопроводов Кальчинского месторождения ООО «РН-Уватнефтегаз» и показали свою эффективность. В статье даны формулы, заложенные в основу алгоритма автоматизированной системы управления технологическими процессами ингибирования промысловых трубопроводов. В результате мониторинга применения системы в течение 2 лет на месторождениях ООО «РН-Уватнефтегаз» подтверждена экономическая эффективность внедрения данного решения – получена существенная экономия ингибитора коррозии.

Список литературы

1. РД 39-0147103-324-88. Методика определения степени защиты сталей ингибиторами от коррозионно-механического разрушения в сероводородсодержащих минерализованных средах. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

2. Aжогин Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей. – M.: Mетaллyргия, 1974. – 256 с.

3. А.с. 1810498, 5 Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / В.А. Сафин, С.А. Шинкарев, А.Г. Гайнутдинов, И.А. Бакиров. – № 4782744/03; заявл. 11.01.90, опубл. 23.04.93.

4. А.с. 1578317, 5 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / О.М. Черыев. – № 4266700/24-03; заявл. 23.06.87; опубл. 15.07.90.

5. Петров И.В. Программируемые контроллеры. Стандартные языки и приемы прикладного проектирования. – М.: Солон-Пресс, 2004. – 256 c.

6. Автоматизированные системы управления в нефтяной и газовой промышленности / А.Д. Бренц [и др.]. – М.: Недра, 1982. – 233 с.

Одна из проблем предприятий нефтегазового комплекса – обращение с оборудованием, загрязненным отложениями, в которых присутствуют природные радионуклиды. Источниками радиоактивного загрязнения являются содержащиеся в земной коре и выносимые на поверхность в результате добычи нефти природные радионуклиды уранового и ториевого рядов - торий, радий и калий-40, основная составляющая отложений – радиобариты. В связи с этим существует потребность в очистке радиационно загрязненного оборудования для последующей эксплуатации либо экологически чистой утилизации.

В статье рассмотрена разработанная авторами технология удаления различных отложений с поверхностей нефтепромыслового оборудования. Разрушение прочных отложений осуществляется за счет использования энергии потока жидкости, подаваемого на гидроструйное устройство - генерируется пульсирующий кавитационный поток схлопывающихся газопаровых пузырьков, гидродинамическое силовое воздействие на отложения солей и высокоамплитудное виброволновое воздействие. Комбинированное воздействие обеспечивает высокоэффективную очистку при меньших энергетических затратах, чем при обычной высоконапорной очистке. Исследованы амплитудно-частотные и эрозионные характеристики струйного истечения. Выполнены обоснование профиля внутренних каналов насадок-кавитаторов, исследование оптимальных значений ряда технических и технологических параметров процесса очистки. Разработана, изготовлена и испытана универсальная установка высокого давления для реализации гидродинамической кавитационной очистки радиационно загрязненного оборудования. При выполнении исследований использовались методы физических экспериментов, численного моделирования с применением программных комплексов для гидродинамики Star CCM+, ANSYS, FlowVision 2.3, Autodesk CFD, аналитические и численные методы решения задач.

Имеется положительный опыт опытно-промысловых испытаний и внедрения оборудования и технологии дезактивации и очистки насосно-компрессорных труб, рабочих органов электроцентробежных насосов, на месторождениях Ставропольского края и в Украине.

Список литературы

1. Природа России: Радиационная безопасность нефтегазового комплекса. – http://www.priroda.ru/reviews/detail.php?ID=12065 (дата обращения: 07.08.19 г.).

2. О радиационном контроле объектов, загрязненных естественными радионуклидами в результате добычи углеводородов / В.Н. Рыжаков, Е.Н. Крапивский, Д.А. Амосов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 3. – С. 107–110.

3. Кулагин В.А. Методы и средства технологической обработки многокомпонентных сред с использованием эффектов кавитации: дисс. на соиск. учен. степ. докт. техн. наук. – Красноярск, 2004. – 409 с.

4. Ганиев С.Р. Исследование и разработка энергосберегающих технологий приготовления и гомогенизации буровых и тампонажных растворов, основанных на эффектах волновой механики: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2010. – 196 с.

5. Омельянюк М.В. Дезактивация нефтепромыслового оборудования от природных радионуклидов // Экология и промышленность России. – 2013. – № 2. – С. 1–9.

6. Омельянюк М.В. Очистка нефтепромыслового оборудования от отложений солей с природными радионуклидами // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2008. – №2. – С. 23–29.

7. База данных «Техника и технологии очистки нефтепромыслового оборудования от отложений» / Г.А. Казаров, А.П. Аладьев, М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян // Свидетельство об официальной регистрации № 2016621297. Дата рег. в Реестре Роспатента 21.09.16 г.; заявитель и правообладатель ФГБОУ ВО «КубГТУ». – № 2016621043; заявл. 25.07.16; опубл. 20.10.16.

8. Пат. № 2676071 РФ. Устройство для очистки внутренних поверхностей / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВО «КубГТУ». – № 2018118285; заявл. 17.05;18; опубл 25.12.18 г.

Добыча нефти сопровождается воздействием на все компоненты окружающей природной среды, в том числе почвенный покров. С одной стороны, происходят механические нарушения почвенного покрова, приводящие к его удалению или уплотнению, нарушению сложившейся структуры почвенного профиля, с другой стороны, меняются его качественные характеристики (геохимический фон). Любое техногенное вмешательство в природную среду вызывает ту или иную ответную реакцию, так как нарушается естественное состояние природных комплексов. Экологические последствия такого воздействия разнообразны. Изменяются водно-физические свойства почв, нарушается их кислородный режим, происходит их засоление и др. Эти изменения фиксируются посредством мониторинговых наблюдений. На длительно разрабатываемых месторождениях, прежде всего тех, разработка которых началась в советское время, фоновые наблюдения за состоянием природных сред, в том числе почв, не велись. К числу таких месторождений относится Родниковое нефтяное месторождение, разрабатываемое более 30 лет. В статье предпринята попытка анализа современного геохимического состояния почвенного покрова месторождения, а также прослеживания изменений, произошедших в почвенном покрове за время разработки месторождения. Показано, длительная разработка Родникового месторождения не оказала видимого влияния на геохимическое состояние почвенного покрова. Повышенное содержание некоторых загрязняющих веществ обусловлено не только и не столько техногенными факторами, сколько природными особенностями таежной зоны Западной Сибири. Для почв Родникового месторождения характерен довольно бедный микроэлементный состав. Отмечено повышенное содержание железа и марганца, что определяется природными особенностями исследуемой территории. Содержание нефтепродуктов в почве соответствует низкому уровню загрязнения, солевое загрязнение отсутствует.

Список литературы

1. Соромотин А.М., Хатту А.А., Солодовников А.Ю. Растительность длительно эксплуатируемых месторождений (на примере Родникового месторождения). В сб. Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона // Тр. ин-та / СургутНИПИнефть. – 2005. – Вып. 6. – С. 220–232.

2. Нечаева Е.Г. Ландшафтно-геохимическое районирование Западно-Сибирской равнины // География и природные ресурсы. – 1990. – № 4. – С. 77–83.

3. Московченко Д.В. Экогеохимия нефтегазодобывающих районов Западной Сибири / под ред. С.П. Арефьева. – Новосибирск: Гео, 2013. – 259 с.

4. ГН 2.1.7.2511-09. Ориентировочно-допустимые концентрации (ОДК) химических веществ в почве. – М., 2009.

5. Пиковский Ю.И. Природные и техногенные потоки углеводородов в окружающей среде. – М.: Изд-во МГУ, 1993. – 206 с.

6. Московченко Д.В. Биогеохимические особенности верховых болот Западной Сибири // География и природные ресурсы. – 2006. – № 1. – С. 63–70.

7. Изерская Л.А., Воробьева Т.Е. Формы тяжелых металлов в аллювиальных почвах Средней Оби // Почвоведение. – 2000. – № 1. – С. 56–62.

В последнее время увеличилась вероятность утечек на трассах продуктивных углеводородов. Это связано как с расширением трубопроводной сети, так и с естественным износом ее элементов. Поэтому в настоящее время большое внимание уделяется вопросам дистанционной диагностики состояния газо- и нефтепроводов и, в частности, поиску повреждений элементов трубопроводных трасс.

В данной статье предложен метод дистанционного обнаружения утечек углеводородов из подземных магистральных трубопроводов. Метод предполагает воздействие на почву, прилегающую к трассе трубопровода акустическим полем ультразвуковой волны, при котором происходит интенсивная дегазация почвы, сопровождаемая газовыделением с ее поверхности. Параллельно с процессом воздействия осуществляется хроматографический анализ состава выделяемого газа. Дано описание устройства, реализующего данный метод обнаружения утечек, связанных с локальными повреждениями трубы. Техническое решение устройства предполагает наличие ультразвукового магнитострикционного излучателя и акустического волновода, с помощью которого ультразвуковая волна направляется к поверхности земли. Рассмотрен ультразвуковой излучатель на базе магнитостриктора с тороидальным сердечником, выполненным в виде сборки из пластин пермендюра. В аппаратурном комплексе может быть использован малогабаритный хроматограф серийного производства. Габаритные размеры и масса всего аппаратурного комплекса допускает его размещение на автомобиле типа «Газель». Приведены результаты полевых испытаний рассмотренного метода и макета предлагаемого комплекса, проведенных на одной из газопроводных трасс. Результаты свидетельствуют об эффективности предлагаемого метода и аппаратурного комплекса.

Список литературы

1. Пат. № 2308640 РФ Способ определения мест утечек углеводородных компонент из подземного магистрального трубопровода / Е.А. Шиканов, А.В. Ильинский, Т.А. Титкина, Л.А. Шиканова, Н.Г. Лобачева; заявитель и патентообладатель Е.А. Шиканов. – № 2006109182/06; заявл. 23.03.06; опубл. 20.10.07.

2. Исследование ультразвукового воздействия на нефтяной пласт / Д.Н. Гуляев, Н.Е. Лазуткина, Ю.Ф. Жуйков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 60–63.

3. Автоматизированный контроль состояния трубопроводов в производственной сельхоззоне / В.В. Атаманов, Ю.Ф. Жуйков, В.Н. Пряхин, Е.А. Шиканов // Механизация и электрификация сельского хозяйства. – 2008. – Вып. 6. – С. 41–42.