В статье рассмотрены законодательные и нормативные аспекты импортозамещения на примере нефтегазового комплекса России. Отмечено, что подготовленные за последние 5 лет федеральные и отраслевые программы в основном сфокусированы на импортозамещении отдельных групп однородной продукции или изделий, в то время как зачастую в нефтегазовой промышленности более значимым становится реализация отдельных проектов. Более того, несмотря на применение инструментов стандартизации, включая формирование перспективных планов подготовки национальных стандартов, на пути успешного решения проблемы импортозамещения возникают барьеры, обусловленные не только проведением малоэффективной гармонизации стандартов, но и существенными различиями в отечественной и зарубежной нормативной практике подходов к управлению проектами. В статье приведены результаты анализа деятельности по гармонизации национальных документов по стандартизации с международными аналогами, осуществляемой в соответствии с Федеральным законом «О стандартизации в Российской Федерации», региональным законодательством Евразийского экономического союза, нормами «Соглашения по техническим барьерам» Всемирной торговой организации. В качестве примера рассмотрены планы работы технического комитета по стандартизации 023 «Нефтяная и газовая промышленность» с 2009 по 2020 гг. Кроме того, исследованы положения межгосударственных и национальных стандартов в области менеджмента проектов, подготовленных техническим комитетом 205 «Управление проектами», выявлены различия между российскими и международными стандартами в данной сфере. Определены также риски, вытекающие из установленных различий. Представлены направления совершенствования разработки нормативных документов в области проект-менеджмента, способствующие реализации задач импортозамещения в нефтегазовом комплексе.

Список литературы

1. Новый этап стандартизации нефтегазового комплекса / Г.И. Шмаль, В.Я. Кершенбаум, Гусева Т.А., Белозерцева Л.Ю. // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 78–80.

2. Новые подходы к управлению качеством и стандартизации сложных технических систем нефтегазового комплекса / Г.И. Шмаль, В.Я. Кершенбаум, В.Н. Протасов, О.О. Штырев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 145–147.

3. Аронов, И.З. Оценка вклада фонда стандартов Российской Федерации в экономику страны. Пять лет спустя / И.З. Аронов, А.М. Рыбакова, В.Ю. Саламатов [и др.] // Стандарты и качество. – 2020. - № 1. – С. 10–15.

4. «Пакетный принцип» разработки стандартов – незаслуженно забытая технология планирования в области стандартизации / И.З. Аронов, А.В. Зажигалкин, А.В. Раков [и др.] // Стандарты и качество. – 2015. – № 8. – С. 24–30.

5. Гусева Т.А., Новиков О.А. Особенности разработки проектов национальных стандартов в целях импортозамещения объектов нефтегазового комплекса России // Тр. ин-та / РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2018. – № 2. – С. 75–83.

6. Гусева Т.А. Создание конкурентоориентированных стандартов в целях реализации программы импортозамещения объектов нефтегазового комплекса России // Тр. ин-та / РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2018. – № 3. – С. 144–152.

7. Кершенбаум В.Я., Мороз А.Ю. Понятие «качественный стандарт» и разработка номенклатуры его показателей качества для формирования нормативной базы инновационного проекта в нефтегазовом машиностроении // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2019. – № 6. – С. 40–43.

В статье представлены результаты фациального анализа и реконструкции обстановок осадконакопления пермско-юрских отложений востока Баренцева моря, в том числе его южной части, Печорского моря и соседней суши на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть». Работа выполнена на основе ревизии, дообработки и седиментологических исследований остаточного керна 18 скважин. Сведения об органических остатках, детальное изучение ихнофоссилий, осадочных текстур и структур, их вертикальной изменчивости и анализ материалов каротажа позволили проследить в юрских отложениях уровни и зоны развития морских, в том числе относительно глубоководных, и опресненных водоемов, а также сделать выводы о развитии субаэральных обстановок. В пермском терригенном интервале преобладают регрессивные последовательности от шельфовых до баровых и дельтовых отложений. В триасовых отложениях на большей части рассматриваемой территории преимущественно развиты континентальные, приливно-отливные и заливно-лагунные фациальные комплексы. При этом степень «мористости» вплоть до развития шельфовых фаций нарастает в северном направлении центральной части бассейна. В разрезе юрских отложений, наиболее полно охарактеризованных керном, наблюдается четкая смена приливно-отливных и эстуариевых фаций нижней юры фациями открытого волнового побережья и шельфа среднего отдела юры и, наконец, относительно глубоководными верхнеюрскими отложениями. Выделенные по керну и каротажу фации стали основой  геологического толкования сейсмофаций и прогноза зон, наиболее благоприятных для развития нефтегазоносных комплексов на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Устрицкий В.И., Тугарова М.А. Уникальный разрез перми и триаса, вскрытый скважиной Адмиралтейская-1 (Баренцево море) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/2/18_2013.pdf

2. Boggs S. Jr. Principles of Sedimentology and Stratigraphy. – Pearson Prentice Hall, 2006. – 662 p.

3. Boyd R., Dalrimple R., Zaitlin B.A. Classification of clastic coastal depositional environments // Sedimentary Geology. – 1992. – V. 80 (3–4). – P. 139–150.

4. Ichnology and sedimentology of shallow to marginal marine systems: Ben Nevis & Avalon Reservoirs, Jeanne d’Arc Basin / S.G. Pemberton, M. Spila, A.J. Pulham [et al.]. – 2001, Geological Association of Canada Short Course Notes, Canada, St. John’s. – 2001. – V. 15. – 343 p.

5. Рейнек Г.-Э., Сингх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления (с рассмотрением терригенных кластических осадков. – М.: Недра, 1981. – 439 с.

В настоящее время российская Арктика представляет собой один из немногих крупных регионов мира с высоким потенциалом нефтегазоносности, что обусловливает актуальность региональных геологических исследований. Осадочный чехол акватории Восточной Арктики представлен преимущественно апт-кайнозойскими отложениями, а на некоторых участках предполагается присутствие и более древнего, палеозойского чехла. Объектами изучения являются терригенные клиноформные комплексы, развитые в пределах меловой и кайнозойской частей осадочного разреза. Наиболее подходящим инструментом для детальной оценки внутреннего геологического строения клиноформных комплексов в настоящее время является секвенс-стратиграфический анализ. Такой анализ был выполнен по опорным сейсмическим профилям, расположенным в северной части Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Интерпретация проведена с использованием геолого-геофизических данных о скв. Айон-1 и АСЕХ в американском секторе Чукотского моря, а также результатов изучения обнажений материкового обрамления морей Восточной Арктики и островной суши. В осадочном чехле в результате выполненного детального сейсмостратиграфического расчленения разреза выделены границы секвенций, трансгрессивные поверхности и поверхности максимального затопления, разделяющие разрез на системные тракты. Используя результаты интерпретации опорных сейсмопрофилей, построены хроностратиграфические диаграммы Уиллера и выделены одновозрастные региональные события: трансгрессии и регрессии. Установлены основные этапы формирования осадочных отложений регрессивно-трансгрессивных циклов. Меловой клиноформный комплекс имеет преимущественно регрессивное строение, а кайнозойский клиноформный комплекс включает две трансгрессивно-регрессивные части. Выделение регрессивных и трансгрессивных трендов позволило уточнить стратиграфическую принадлежность отложений осадочного чехла. Для всего осадочного разреза установлены четыре крупных трансгрессивно-регрессивных цикла, разделенных региональными границами. Нижняя граница отвечает глобальному затоплению в танетское время (палеоцен), в ходе которого произошло смещение береговой линии в направлении палеосуши на сотни километров. Вторая граница также соответствует глобальному затоплению, установленному в лютетское время (средний эоцен), после чего тренд осадконакопления изменился на регрессивный. Следующая региональная граница отвечает эрозионному этапу в бартонское время (средний эоцен) и маркирует конец регрессии и начало трансгрессии. Верхняя граница соответствует этапу затопления, установленному в приабонское время (поздний эоцен). В дальнейшем основной цикл осадконакопления сменился на регрессивный, продолжавшийся вплоть до настоящего времени.

Результаты проведенного комплексного анализа позволили ПАО «НК «Роснефть» уточнить возраст и условия формирования мезозойско-кайнозойских отложений, а также прогноз наличия и распространения в них элементов углеводородных систем (выделены интервалы региональных коллекторов, нефтегазоматеринских толщ, флюидоупоров)

Список литературы

1. Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 20–28.

2. Построение комплексной сейсмогеологической модели шельфа Восточно-Сибирского моря / А.Б. Попова, О.С. Махова, Н.А. Малышев [и др.] //

Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 30–34.

3. Hubbard R.J., Edrich S.P., Rattey R.P. Geologic evolution and hydrocarbon habitat of the «Arctic Alaska Microplate» // Marine and Petroleum Geology. – 1987. –  V. 4 (1). – P. 2–34. 

4. An Overview of the Fundamentals of Sequence Stratigraphy and Key Definitions / J.C. Van Wagoner [et al.] // In: Sea-Level Changes: an Integrated Approach. – Society of Economic Paleontologists and Mineralogist, 1988. – V. 42.

5. Позаментьер Г.В., Аллен Дж.П. Секвенсная стратиграфия терригенных отложений. Основные принципы и применение. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. – 436 c.

6. Haq B.U., Hardenbol J, Vail P.R. Chronology of Fluctuating Sea Levels Since the Triassic // Science. – 1987. – V. 235. – P. 1156–1167. –  doi:10.1126/science.235.4793.1156.

7. Деформации и этапы структурной эволюции мезозойских комплексов Западной Чукотки / Б.Г. Голионко, Е.В. Ватрушкина, В.Е. Вержбицкий [и др.] // Геотектоника. – 2018. – № 1. – С. 63–78.

8. Тектоника Южно-Анюйской сутуры (Северо-Восток Азии) / С.Д. Соколов, М.И. Тучкова, А.В. Ганелин [и др.] // Геотектоника. – 2015. – № 1. – С. 5–30.

9. The South Chukchi Sedimentary Basin (Chukchi Sea, Russian Arctic): Age, structural pattern, and hydrocarbon potential, in D. Gao, ed. / V.E. Verzhbitsky, S.D. Sokolov, E.M. Frantzen [et al.] // Tectonics and sedimentation: Implications for petroleum systems: AAPG Memoir 100. – 2012. – P. 267–290.

10. Александрова Г.Н. Геологическое развитие Чаунской впадины (Северо-Восток России) в палеогене и неогене // Бюл. Моск. общества испытателей природы. Отд. геол. –  2016. – Т. 91. – Вып. 6. – С. 148-164.

11. Expedition 302 Scientists / J. Backman, K. Moran, D.B. McInroy, L.A. Mayer // Sites M0001–M0004. Proceedings of the Integrated Ocean Drilling Program. – 2006. – V. 302. – doi:10.2204/iodp.proc.302.104.2006

12. Расчленение разреза айонской скважины по новым биостратиграфическим данным / В.Я. Слободин, Б.И. Ким, Г.В. Степанова, Ф.Я. Коваленко // Стратиграфия и палеонтология мезо-кайнозоя Советской Арктики. – Л.: ПГО Севморгеология, 1990. – С. 43–58.

13. Exploring the long-term Cenozoic Arctic Ocean climate history: a challenge within the International Ocean Discovery Program (IODP) / R. Stein, W. Jokat, F. Niessen,  E. Weigelt // Review article. –  September 2015 / Accepted: 20 October 2015 / Published online: 20 November 2015. - DOI 10.1007/s41063-015-0012-x.

Нефтяные ресурсы мирового шельфа оцениваются в 457 млрд т н. э. По данным Международного энергетического агентства, треть нефти и газа в мире добывается на морских месторождениях, и с каждым годом эта доля будет расти. Специфические условия морских нефтегазовых месторождений накладывают строгие ограничения на все стадии их эксплуатации, начиная с выбора принципиальных схем разработки месторождений и заканчивая обустройством с учетом объемов и физико-химических свойств добываемой продукции, гидрометеорологических условий, расстояния от берега, глубины моря, наличия береговой инфраструктуры, транспортировки добытой продукции до берега и многих других факторов. На начальной стадии освоения месторождения главную роль играют риски, связанные с геологическим строением, которые напрямую влияют на величину доказанных запасов нефти и газа. Степень неопределенности таких параметров, форма и размеры залежи, положение водонефтяного контакта, расположение и проводимость тектонических нарушений, распределение и связность коллекторов, площади районов, содержащих перспективные ресурсы, и др., достаточно высока. Проекты разработки шельфовых месторождений требуют больших инвестиций вследствие более высокой стоимости разведки, бурения, капитального строительства объектов обустройства и их обслуживания, транспортировки продукции, мероприятий по охране окружающей среды. Поэтому оценка степени неопределенности параметров на начальной стадии разработки и выработка мероприятий по ее снижению являются одними из ключевых задач при освоении морских месторождений.

В статье показано изменение модели геологического строения месторождения Белуга по мере бурения новых скважин, получения данных добычи, материалов гидродинамичесих исследований скажин и новых данных сейсморазведки 3D. Даны рекомендации, связанные с корректировкой схемы разбуривания месторождения, изменением план-графика бурения новых скважин, проведением дополнительных исследований и геолого-технологических мероприятий.

Список литературы

1. Разработка шельфовых месторождений СП «Вьетсовпетро» / Ты Тхань Нгиа, М.М. Велиев, Ле Вьет Хай, А.Н. Иванов. – С.-Пб: Недра, 2017. – 386 с.

2. Велиев М.М., Щекин А.И. Особенности обоснования оптимальных вариантов разработки шельфовых нефтяных месторождений // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Материалы XII Всероссийской научно-практической конференции в рамках XII Российского энергетического форума. – Уфа, 2012. – С. 44–45.

3. Ахмеджанов Т.К., Ыскак А.С. Освоение шельфовых месторождений. – Алматы: КазТНУ, 2008. – 259 с.

Основой построения комплексных геолого-геофизических моделей являются данные сейсморазведочных съемок, поскольку они наиболее равномерно и плотно распределены в зонах исследования. В процессе обработки сейсморазведочных данных, их интерпретации и анализа появляется огромное количество вторичных данных, которые принято называть атрибутами. Количество вычисляемых атрибутов может в десятки и сотни раз превышать количество обработанных данных (полнократных и частично-кратных стеков амплитуд волнового поля). Потенциал использования атрибутов огромен. Они помогают более детально интерпретировать разломы, приразломные зоны, зоны трещиноватости, контакты пластов, контуры литологических фаций, которые сложно уверенно выделить по картам, срезам, разрезам или кубам обработанных данных. Примером атрибутов являются результаты вычислений разнообразными инверсионными методами, поскольку они позволяют, при наличии скважинных данных, построить полуколичественные и количественные модели упругих параметров горных пород и оценить важные инженерные и промысловые параметры. Современные методы атрибутного анализа предлагают в качестве наилучших решений различные способы преобразования, интеграции и комплексирования. С учетом большого количества атрибутов, число комбинаций может быть значительным. Таким образом, перед исследователями возникают типичные проблемы, характерные для Больших Данных. Несмотря на накопленный опыт в комплексировании атрибутов, наиболее эффективные и интересные решения могут быть пропущены. Особенности исходных данных сейсморазведки морских акваторий и накопленный опыт позволили создать алгоритмы и схемы работ, которые могут быть использованы для выделения статистически значимых ассоциаций атрибутов. Несмотря на то, что алгоритмы достаточно требовательны к вычислительным ресурсам, можно значительно сократить время вычислений за счет применения методов параллельного программирования.

Список литературы

1. Yunsong Huang. Full Waveform Inversion with Multisource Frequency Selection. For Marine-streamer or Land-streamer Data. – LAP Lambert, 2017. – 116 р.

2. Pisupati P.B.  Seisic Waveform Inversion // Geophysical Journal International. – 2017. – P. 1076–1092.

3. Chopra S., Castagna J.P. AVO. – Tulsa, Oklahoma, USA: Society of Exploration Geophysics, 2014. – 304 р. – https://doi.org/10.1190/1.9781560803201

4. Buland A., Kolbjornsen A., Omre H. Rapid spatially coupled AVO inversion in the Fourier domain // Geophysics. – 2003. – № 68 (3). – Р. 824–836.

5. Francis A. Understanding stochastic inversion: Part 1 // First Break. – 2006. – V. 24. – Р. 69–77.

6. Francis A. Limitations of Deterministic and Advantages of Stochastic Seismic Inversion // Canadian Society of Exploration Geophysicists. – 2005. – № 2. – Р. 1–12.

7. Andrieu C.A., Djuric P.M., Doucet A. Model selection by MCMC computation // Signal Processing. – 2001. – № 81. – Р. 19–37.

8. Brooks S.P. Markov chain Monte Carlo and its application // The Statistician. – 1998. – № 47. – Р. 69–100.

9. Introducing Ji-Fi – Joint Impedance & Facies Inversion / M.A.C. Kemper, K. Waters, A. Somoza [et al.] // Ikon Science. ­ Proceedings of 6th EAGE Saint Petersburg International Conference and Exhibition. – 2014. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.20140151

10. Colombo D., De Stefano M. Geophysical modeling via simultaneous joint inversion of seismic, gravity and electromagnetic data: application to prestack depthimaging // The Leading Edge. – 2007. – March. – P. 326–331.

11. Кубышта И.И., Павловский Ю.В., Емельянов П.П. Эффективность технологий инверсии данных сейсморазведки 3D как основа построения и уточнения сейсмогеологической модели вендских отложений месторождения Восточной Сибири // PROнефть. – 2016. – № 1. – С. 27–37.

12. Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Яковлев И.В. Почти все о сейсмической инверсии. Ч. 1 // Технологии сейсморазведки. – 2009. – № 4. – С. 3–16.

13. Еремин Н.А., Кондратюк А.Т., Еремин Ал. Н. Ресурсная база нефти и газа арктического шельфа Pоссии. – http://www.http://oilgasjournal.ru/2009-1/3-rubric/eremin.pdf

14. Особенности бурения скважин на арктическом шельфе / В.Г. Кузнецов, Н.Е. Щербич, А.И. Сазонов, С.Е. Кузьменко. – Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2016. – 52 с.

15. Castagna J.P., Bazle M.L., Kan T.K. Rock physics – The link between rock properties and AVO response / in J.P. Castagnaand, M.M. Backus, eds. // Off-set-dependent reflectivity // Theory and practice of AVO analysis. – Soc. Expl. Geophys. – 1993. – V. 8. – P. 135–171.

16. Сахаутдинов И.Р., Вахитова Г.Р. Анализ результатов восстановления и коррекции плотностных свойств горных пород // Вестник Башкирского университета. – 2018. – Т. 23. – № 2. – С. 299–304.

17. Ведерников Г.В., Максимов Л.А., Чернышова Т.И. Прогноз залежей углеводородов по характеристикам микросейсм. – http://geovers.com/base/ files/gr11/papers/15_Vedernikov_GV.pdf

18. Воронов М.В., Пименов В.И., Суздалов Е.Г. Прикладная математика: технологии применения. В сб. Интервальное оценивание коэффициента корреляции. – М.: Юрайт, 2017. – 168 с.

19. Андерсон Т. Статистический анализ временных рядов. – М.: Мир, 1976. – 755 c.

20. Fuzzy Cluster Analysis: Methods for Classification / F. Höppner, R. Kruse, F. Klawonn, T. Runkler. – Willy, 1999. – 289 p.

21. Patrascu V. A Generalization of Gustafson-Kessel Algorithm Using a New Constraint Parameter // Proceedings of the Joint 4th Conference of the European Society for Fuzzy Logic and Technology and the 11th Rencontres Francophones sur la Logique Floue et ses Applications, Barcelona, Spain, 7–9 September 2005. – Р. 1250–1255. 

Процесс строительства скважин может сопровождаться различными осложнениями. Несмотря на имеющийся опыт бурения в различных горно-геологических условиях, затраты на устранение осложнений при проводке скважин достигают 7-10 % общей стоимости бурения. На ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью горных пород, затрачивается более 50 % времени проведения аварийных работ. Это обусловливает повышенные требования к качеству технологических жидкостей, в том числе применяемых при ремонте скважин. Отмечено, что перспективными для приготовления технологических жидкостей являются каустобиолиты – природные органогенные материалы (сапропели, торф, бурые угли и др). Буровые растворы на основе гуматов экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования могут применяться для рекультивации нарушенных земель. Для оценки перспективности использования органоминеральных коллоидных систем в качестве технологических жидкостей для строительства и ремонта скважин проведены лабораторные исследования основных свойств реагента ОМК-1.

В статье приведены физико-химические и реологические показатели органоминерального коллоида. По результатам исследований основных свойств дисперсий реагента ОМК-1 подобраны рецептуры минерализованных жидкостей высокой плотности для условий аномально высокого пластового давления, а также облегченных жидкостей для условий аномально низкого пластового давления. Приведены результаты стендовых испытаний блокирующего действия на керновый материал различных типов буровых растворов на основе органоминерального коллоида. Сделан вывод, что реагент ОМК-1 можно рекомендовать для получения высокоэффективных технологических жидкостей для бурения и капитального ремонта скважин. На основе органоминеральной коллоидной системы могут быть разработаны пресные, ингибированные, минерализованные буровые растворы, прямые и обратные эмульсии. Экологически чистые технологические жидкости обладают регулирующими структурно-реологическими свойствами, способствуют сохранению устойчивости ствола скважин, характеризуются достаточно низкой водоотдачей при невысокой стоимости.

Список литературы

1. Косаревич И.В., Битюков Н.Н., Шафапенко О.С. Ингибированные растворы на основе сапропелей // Пути повышения скоростей бурения геолого-разведочных скважин в осложненных условиях. – Минск: БелНИГРИ, 1983. – С. 57–65.

2. Кустышев А.В., Леонтьев Д.С. Исследование свойств торфощелочного раствора для бурения скважин в глинистых породах // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 3. – С. 56–58.

3. Гасумов Р.А., Минченко Ю.С. Технологические жидкости на биополимерной основе для повышения эффективности ремонта скважин // Булатовские чтения: мат-лы III Международной научно-практической конференции, Краснодар, 31 марта 2019 г. – 2019. – Т. 2. – С. 64–67.

4. Егорова Е.В., Минченко Ю.С., Симонянц С.Л. Обоснование типов и свойств буровых растворов для строительства высокодебитных скважин в сложных горно-геологических условиях // Инженер-нефтяник. – 2019. – № 1. – С. 22–26.

5. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Об эффективности применения наполнителей растительного происхождения к технологическим жидкостям // Естественные и технические науки. – 2016. – № 6 (96). – С. 48–59.

6. Гасумов Р.А., Минченко Ю.С. Технологические жидкости, препятствующие миграции пластовых флюидов в заколонном пространстве при строительстве скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – № 6. – С. 21–24.

7. Гасумов Р.А. Восстановление и повышение производительности газовых и газоконденсатных скважин физико-химическими методами // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 5. – С. 54–57.

8. Реагентные композиции, направленные на восстановление и повышение производительности газовых скважин со сложными горно-геологическими условиями / Р.А. Гасумов, В.А. Суковицын, А.А. Гаврилов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 8. – С. 52–57.

В статье рассмотрена нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Низкопроницаемые коллекторы являются важнейшим нетрадиционным источником углеводородов, освоение которых осложняется аномалиями фильтрации. Имеющиеся исследования представляют нелинейную фильтрацию аналогично фильтрации вязкопластичной жидкости с выделением начального (пускового) градиента давления, проницаемость определяется законом Дарси. В статье предложен новый степенной закон, связывающий скорость фильтрации с градиентом давления, который исключает наличие начального градиента давления. Проницаемость в степенном законе фильтрации не соответствует проницаемости по закону Дарси и является переменной величиной. Отнесение коллектора к классу низкопроницаемых осуществляется на основе значений абсолютной проницаемости, которая не учитывает физико-химических взаимодействий при фильтрации целевых фаз. Абсолютная проницаемость характеризует исключительно структуру порового пространства. Фазовая проницаемость учитывает эффекты сопротивления движению фаз при их физико-химическом взаимодействии со скелетом. Взаимосвязь фазовой и абсолютной проницаемости при степенном законе фильтрации существует лишь для фиксированных значений градиентов давления. Показано, что в реально существующих диапазонах градиентов давления в низкопроницаемых коллекторах фазовая проницаемость не является постоянной величиной, а увеличивается с ростом градиента давления. Отмечено, что классические гидродинамические модели неприменимы для описания фильтрации в низкопроницаемых коллекторах. Степенной закон фильтрации обусловливает нелинейность уравнения сохранения массы и предопределяет нетрадиционный вид уравнения пьезопроводности. Отличия заключаются в коэффициенте пьезопроводности и нелинейности уравнения. Соответствие классическим уравнениям наблюдается лишь в частном случае равенства единице показателя степени в степенном законе фильтрации. Сделан вывод, что формальное использование коммерческих симуляторов для прогноза разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами некорректно.

Список литературы

1. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения / В.А. Байков, Р.Р. Галеев, А.В. Колонских [и др.] //  Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – Вып. 31. – C. 8–12.

2. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Влияние на технологические показатели разработки месторождения / В.А. Байков, Р.Р. Галеев, А.В. Колонских [и др.] //  Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – Вып. 31. – C. 17–19.

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984, – 211 с.

4. Ли Сюаньжань. Нелинейная фильтрация воды в низкопроницаемых коллекторах // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». – 2015. – № 3 (23). – С. 116–121.

5. Baoquan Z., Linsong C., Chunlan L. Low velocity non-linear flow in ultra-low permeability reservoir // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2011. – V. 80 – P. 1–6.

6. Threshold Pressure Gradient in Ultra-low Permeability Reservoirs / H. Fei, L.S. Cheng, O. Hassan [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2008. – V. 26. – P. 1024–1035.

7. Pseudo threshold pressure gradient to flow for low permeability reservoirs / W. Xiong, Q. Lei, S. Gao [et al.]  // Petroleum Exploration and Development. – 2009. – V. 36. – P. 232–236.

8. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем). – М.: МАКС пресс, 2008. – 448 с.

9. Levorsen A.I. Geology of Petroleum. – San Francisco: W. H. Freeman and Company, 1967. – 724 p.

10. Effect of absorption boundary layer on nonlinear flow in low permeability porous media / X. Wang, Z. Yang, Y. Qi, Y. Huang // Journal of Central South University of Technology. – 2011. – V. 18. – P. 1299–1303.

11. Сопоставление величин проницаемости продуктивных пород-коллекторов по жидкости и газу / А.Г. Ковалев, А.М. Кузнецов, А.Б. Баишев [и др.] // Тр. ин-та / ВНИИнефть им А.П. Крылова. – 2001. – Вып. 125. – С. 61–63.

Прорыв нагнетаемой воды к забоям добывающих скважин приводит к резкому снижению эффективности вытеснения нефти и не позволяет достичь добычного потенциала залежи. Особенно это характерно для трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений вязкой нефти. В статье рассмотрены результаты трассерных исследований и работ по выравниванию профиля приемистости (ВПП) на очаге нагнетательной скважины Дачного месторождения, разрабатываемого ООО «УК «Шешмаойл». До и после проведения работ по ВПП выполнены трассерниые исследования с использованием флуоресцентных трассеров. Это позволило на качественном и количественном уровне оценить перераспределение фильтрационных потоков между двумя одновременно эксплуатируемыми объектами разработки: верейским горизонтом и башкирским ярусом. Предложенный подход к интерпретации результатов трассерных исследований имеет некоторые отличия от общепринятого и обеспечивает более точный расчет значений фильтрационно-емкостных характеристик межскважинного пространства и параметров выявленных каналов фильтрации. Результаты повторных трассерных исследований свидетельствуют об изменении фильтрационных потоков вследствие блокировки естественных и техногенных трещин сшитым полимером, который образуется при закачке реагента NGT-Chem-2 при ВПП нагнетательной скважины. Технологическую эффективность операции ВПП оценивали по данным месячных эксплуатационных рапортов скважин с помощью модуля «Анализ ГТМ» ПО «NGT-SMART», согласно действующим отраслевым и локальным руководящим документам по расчету технологической эффективности геолого-технических мероприятий. В результате ВПП получена дополнительная добыча нефти более 1000 т за 3 мес, что свидетельствует о вытеснении нефти из застойных зон и повышении нефтеотдачи.

Список литературы

1. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. – М.: Недра, 1986. – 157 с.

2. Соколовский Э.В. Исследование заводнения нефтяных залежей индикаторами. Тематические научно-технические обзоры. Сер. Добыча. – М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

3. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. – М.: Наука, 1966. – 664 с.

4. Методическое руководство по приемке, анализу и систематизации результатов трассерных исследований в организациях Группы «ЛУКОЙЛ». Редакция 1.0. – М.: ОАО «ЛУКОЙЛ», 2012. – 69 c.

5. РД 39-0147428-235-89. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей. – Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989. – 79 с.

6. РД 153-39.1-004-96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности и применения методов увеличения нефтеотдачи. – М.: ВНИИНЕФТЬ, 1996. – 87 с.

7. Анализ интерференции скважин на основе алгоритмов комплексирования промысловых данных / А.В. Чорный, И.А. Кожемякина, Н.Ю. Чуранова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 36–40.

8. Мордвинов В.А., Мартюшев Д.А., Пузиков В.И. Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин сложнопостроенной нефтяной залежи // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 120–122.

Рассмотрены способы совершенствования технологии кислотно-проппантного гидроразрыва пласта (ГРП) для карбонатных пластов месторождений ОАО «Удмуртнефть», позволяющие проводить эффективную стимуляцию скважин с учетом геологических особенностей коллекторов, затрудняющих проведение ГРП. В ОАО «Удмуртнефть» к таким геологическим особенностям относятся большие интервалы перфорации (до 200 м); наличие близкорасположенных водо- или газонасыщенных прослоев; значительно различающиеся свойства одновременно разрабатываемых объектов; недостаточная эффективность системы поддержания пластового давления; низкие пластовые давления и температуры. В статье приведены технологические решения для каждого фактора, осложняющего проведение ГРП. Для высокорасчлененных объектов с большими интервалами перфорации рекомендовано проводить ГРП с отсыпкой проппантом нижних интервалов в процессе закачки. Подход реализуется по следующей схеме: на первом этапе проводится стимуляция нижнего вскрытого горизонта, затем выполняется отсыпка проппантом забоя до заданного интервала перфорации, после осаждения проппанта в стволе скважины выполняется стимуляция пласта через верхние интервалы. В условиях близкорасположенных водо- или газонасыщенных прослоев эффективно проведение ГРП с постадийной, чередующейся с остановками, закачкой кислотных составов с постепенным увеличением скорости закачки и последующим закреплением проппантом созданной трещины. Для стимуляции одновременно разрабатываемых пластов с различающимися свойствами предложено проводить ГРП по адаптивному дизайну, т.е. изменяемому в процессе проведения закачки. Показано, что при низком пластовом давлении оптимальным является ГРП с применением блокирующих составов на основе сшитого геля, закачиваемых с большим расходом.

Применение предлагаемых способов к технологии проппантно-кислотного ГРП позволяет повысить эффективность операций, снизить риски, проводить эффективную стимуляцию скважин в сложных геологических условиях, а также увеличить фонд скважин-кандидатов для проведения ГРП и расширить потенциал бурения новых скважин на ранее не разрабатывавшихся участках.

Список литературы

1. Применение кислотно-проппантного гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» / А.Ю. Топал, Т.С. Усманов, А.М. Зорин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 34–37.

2. Hydraulic Fracture Geometry Investigation for Successful Optimization of Fracture Modeling and Overall Development of Jurassic Formation in Western Siberia / A. Nikitin, A. Yudin, I. Latypov [et al.] // SPE-121888-MS. – 2009.

3. Robust Technique for Real-Time Closure Stress Determination / C.A. Wright, L. Weijers, W.A. Minner, D.M. Snow // SPE-30503-PA. – 1996.

4. Влияние кислотных составов на упруго-прочностные свойства терригенных коллекторов Пермского края / В.В. Плотников, П.Н. Рехачев, Н.Н. Барковский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 100–104.

5. Гидравлический разрыв пластов с низким пластовым давлением / Р.Р. Ибатуллин, О.В. Салимов, В.Г. Салимов, А.В. Насыбуллин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 108–110.

В статье рассмотрены сравнительные характеристики различных технологий выполнения повторного гидравлического разрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах: «слепой» одностадийный ГРП, SpotFrac, ГРП с применением химического отклоняющего агента, iFrac. Приведены результаты анализа эффективности повторных ГРП в горизонтальных скважинах с многостадийным ГРП, выполненных специалистами ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2015-2018 гг. с помощью указанных технологий. Обосновано успешное выполнение повторного ГРП в несколько стадий на основе оценки дополнительно создаваемых напряжений в горных породах при закачке расклинивающего агента. Создание и закрепление трещины при проведении первой стадии повторного ГРП приводит к увеличению давления смыкания в области порта инициации трещины пропорционально параметрам геометрии трещины, что может позволить инициировать последующие трещины в других портах горизонтального ствола. Предложен алгоритм определения интервалов последовательной инициации трещин в горизонтальном стволе на каждой стадии повторного ГРП и оценки количества повторно стимулируемых портов. Алгоритм включает построение карты пластового давления с учетом выработки пласта в прискважинной области по данным гидродинамического моделирования, расчет поля напряжений вдоль горизонтального ствола, дизайн трещины ГРП. Вычисления выполнены в корпоративных программных комплексах «РН-ГеоСим», «РН-ГРИД», «РН-КИН». Алгоритм определения интервалов инициации трещин апробирован на примере скв. 1 одного из месторождений Западной Сибири. Показано, что из трех проведенных стадий повторного ГРП на двух стадиях был простимулирован один и тот же порт. Верификация расчетов проведена на основе фактических данных мини-ГРП, погрешность расчетов составила около 1 %.

Список литературы

1. http://www.petrogastech.ru/ru/services/neftegazovyy-servis/zakanchivanie-skvazhin/

2. Разработка нефтяных сверхнизкопроницаемых коллекторов/ И.С. Афанасьев, В.А. Байков, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 82–86.

3. Федоров А.И., Давлетова А.Р., Писарев Д.Ю. Использование геомеханического моделирования для определения давления смыкания трещин гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 50–53.

4. Халтурин Е.А. Совершенствование технологии многостадийного и повторного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием// Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 44–46.

5. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.И. Федоров,  А.Р. Давлетова, А.В. Колонских,  К.В. Торопов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 25–29.

6. Пат. 1782294 СССР, МКИ F04 D 13/12/ Входное устройство скважинного насоса / В.И. Чудин, В.И. Попов; заявитель и патентообладатель Научно-производственное малое предприятие «Новые технологии эксплуатации скважин». – № 904827428; заявл. 21.05.90; опубл. 15.12.92.

7. Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Прикладные задачи технологии гидравлического разрыва пластов. – Казань: ФЭН, 2018. – 380 с.

8. РН-БашНИПИнефть: наукоемкое ПО, курс на развитие // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 84–85.

Капиллярная пропитка влияет на интенсивность притока нефти к добывающей скважине. Одним из факторов, определяющих скорость капиллярной пропитки, являются геомеханические свойства горной породы. В результате упругопластических деформаций горной породы при разработке месторождения геомеханические свойства изменяются, что приводит к снижению дебитов добывающих скважин. Обработки призабойной зоны пласта с помощью волнового воздействия могут восстановить проницаемость горной породы за счет изменения геомеханических свойств.

Для оценки влияния деформаций на фильтрационные свойства выполнено моделирование волнового воздействия на призабойную зону пласта. В модели деформация представлена изменением геомеханических свойств, таких как прочность на сжатие и растяжение, модуль упругости, коэффициент Пуассона. В качестве фильтрационного свойства, подверженного влиянию деформации, рассмотрена самопроизвольная капиллярная пропитка. В исследованиях использован песчаник пермских отложений, соответствующий терригенным породам месторождений юга Пермского края. С использованием стандартного оборудования проведены эксперименты по статическому нагружению образцов различного размера. Определены зоны уплотнения и упругой деформации. Создана экспериментальная установка по динамическому нагружению с использованием магнитострикционного преобразователя. Выполнено исследование горной породы при создании динамической нагрузки на пяти режимах. На каждом режиме исследовано семь частот. Показано снижение механических свойств горной породы в зоне упругой деформации. Выявлено влияние волнового воздействия на фильтрационные свойства призабойной зоны терригенных пластов. Сделан вывод о возможности увеличения проницаемости призабойной зоны пласта и дополнительной добычи нефти при волновом воздействии в зоне уплотнения.

Список литературы

1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: монография. – М.: Недра, 1971. – 312 с.

2. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 1. – С. 64–66.

3. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1970. – 239 с.

4. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. – М.: Недра, 1977. – 159 с.

5. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пласты. – М.: Мир, 2001. – 258 с.

6. Прачкин В.Г., Галяутдинов А.Г. Волновые технологии интенсификации добычи нефти // Нефтегазовое дело. – 2015. – № 5. – С. 215–235.

7. Вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты с земной поверхности / Б.Ф. Симонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 5. – С. 41–46.

8. Музипов Х.Н., Савиных Ю.А. Новая технология повышения производительности добывающих скважин с помощью ультразвука // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 12. – С. 53–54.

9. Каракетов А.В. Обоснование эффективности вибросейсмического воздействия на залежь // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 66–69.

10. Разработка технологии ударно-волнового воздействия на прискважинную зону в продуктивном интервале при заканчивании скважин / Р.Р. Хузин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 104–107.

11. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия / В.П. Дыбленко [и др.]. – М.: Недра, 2000. – 381 с.

12. Казаков А.А. Механизм преодоления капиллярных барьеров в порах переменного сечения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 1993. – № 6. – С. 35–40.

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

14. Mikhaltsevitch V., Lebedev M., Gurevich B. A laboratory study of the elastic and anelastic properties of the sandstone flooded with supercritical CO2 at seismic frequencies // Energy Procedia. – 2014. – № 63. – Р. 4289–4296.

Основным осложняющим фактором в условиях разработки нефтегазоконденсатных залежей является интенсивный прорыв газа газовой шапки к забоям добывающих скважин, что увеличивает газовый фактор и дебит газа, снижает добычу нефти. Ввиду необходимости поиска эффективных решений по ограничению добычи прорывного газа на месторождении N в скв. 1, 2 и 3 проведены опытно-промышленные работы по испытанию технологии изоляции газопритока жидкостью на основе мазута марки Ф-5. В статье представлены результаты лабораторных исследований фракционного состава нефти, полученного до и после закачки газоизолирующего реагента в пласт. Исследования выполнены методом имитированной дистилляции с использованием газожидкостного хроматографа «Кристалл 5000.2», оборудованного пламенно-ионизационным детектором и капиллярной колонкой МХТ 2887 c неполярной неподвижной фазой. Метод обсеспечивает разделение углеводородных компонентов в соответствии с их температурами кипения. По результатам работ построены распределения углеводородных фракций исследуемых проб нефти и газоизолирующей жидкости, с помощью которых прослежена динамика выноса мазута на устье скважины. Хроматографическим методом определена доля выносимого из призабойной зоны газоизолирующего агента. Правильность хроматографических определений оценена путем сравнения с результатами, полученными на основе измерений плотности исследуемых образцов. Установлено, что обработка скважин гидрофобным составом на основе мазута марки Ф-5 оказалась неэффективной при изоляции газопритока. Анализ состава жидкости, выносимой из скважины при освоении, показал наличие значительного количества газоизолирующей смеси. В рамках данной работы предложен информативный дополнительный метод контроля эффективности технологии газоизоляции при проведении опытно-промышленных работ по динамике изменения углеводородного состава продукции скважин.

Список литературы

1. Поиск технологического решения восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа при разработке нефтегазовых месторождений вязкой нефти / В.Н. Хлебников, A.C. Мишин, C.B. Антонов [и др.] // Башкирский химический журнал. – 2013. – Т. 20. – № 3. – С. 95–98.

2. Делия С.В., Голенкин М.Ю., Бяков А.П. Новый подход к оценке эффективности геолого-технических мероприятий с учетом эффекта от снижения добычи прорывного газа // Геология, география и глобальная энергия. – 2014. – № 3. – С. 84–87.

3. Изоляционные технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири / Л.А. Томская, И.И. Краснов, Д.А. Мараков [и др.] // Вестник Северо-Восточного федерального университета им. М.К. Аммосова. – 2016. – № 3. – С. 50–60.

4. Васильев В.П. Аналитическая химия. Физико-химические методы анализа. – М.: Дрофа, 2007. – 383 с.

На современном этапе развития нефтяной промышленности процесс добычи нефти часто сопровождается проявлением различных осложняющих факторов, которые негативно влияют на работу нефтепромыслового оборудования. Вопросы поддержания работоспособности нефтепромыслового оборудования остаются одной из наиболее актуальных проблем нефтяной отрасли в настоящее время. В связи с этим одной из приоритетных задач нефтяной отрасли является выбор наиболее эффективных методов борьбы с осложнениями и их своевременное и качественное предупреждение. Несмотря на существенные различия в механизмах проявления осложняющих факторов, а также в интенсивности их проявления и методах борьбы с ними на разных нефтедобывающих предприятиях, система борьбы с осложнениями имеет ряд общих закономерностей. Эффективность выбора оптимальных методов борьбы с негативными факторами в добыче нефти напрямую зависит от комплексного подхода к определениям этих закономерностей. Для решения рассматриваемой проблемы необходимо четко представлять механизмы физико-химических процессов, а также причины, способствующие возникновению факторов, осложняющих работу оборудования в различных условиях. Особое внимание следует уделять качественному выбору методов борьбы с осложнениями, позволяющих достичь наибольшей эффективности в различных промысловых условиях, а также экономической целесообразности применения этих методов. Перспективные меры, направленные на борьбу с осложнениями, часто включают внедрение принципиально новых технических и технологических решений, направленных на снижение негативного влияния осложнений на технико-экономические показатели предприятия.

Показано, что квалифицированное применение комплекса рассмотренных в статье методов защиты нефтепромыслового оборудования от осложняющих факторов позволит не только существенно продлить срок службы оборудования, но и сократить затраты на капитальные и текущие ремонты, уменьшить потери продукции и улучшить экологическую обстановку.

1. Техника и технология добычи нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз» / Г.Г. Гилаев, С.И. Стрункин, И.Н. Пупченко [и др.]. – Самара: Нефть. Газ. Новации, 2014. – 528 с.

2. Разработка месторождений Самарской области (от практики к стратегии) / Г.Г. Гилаев, А.Ф. Исмагилов, А.Э. Манасян [и др.]. – Самара: Нефть. Газ. Новации, 2014. – 368 с.

3. Гилаев Г.Г., Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р. Современные методы насосной добычи нефти. – Уфа: Восточная печать, 2016. – 412 с.

4. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах / Г. Гилаев, М.А. Бурштейн, Г.Т. Вартумян, А.Т. Кошелев. – Краснодар: Сов. Кубань, 2003. – 222 с.

5. Добыча нефти. Наземное и подземное оборудование / Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаев, М.Я. Хабибуллин, Р.М. Тухтеев. – Краснодар: Советская Кубань, 2003. – 320 с.

6. Гилаев Г.Г. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на сложнопостроенных нефтегазовых месторождениях. – Краснодар: Советская Кубань, 2003. – 304 с.

Нефтяные месторождения, разрабатываемые ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», существенно различаются литологическими особенностями, глубиной залегания и состоянием продуктивных пластов. Поддержание пластового давления и повышение коэффициента извлечения нефти обеспечиваются закачкой минерализованных сточных вод, поверхностно-активных веществ, различных химических реагентов, высокотемпературного пара. Высокое содержание углекислого газа и сероводорода во флюидах Усинского и Возейского месторождений является причиной аномально высокого коррозионного поражения нефтепромыслового оборудования. Скорость коррозии локальных участков нефтесборных коллекторов составляет в среднем 3,5 мм/год. Коррозионные процессы в НКТ развиваются еще активнее: на некоторых локализованных участках скорость коррозии достигает 25-30 мм/год. Коррозионная ситуация на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» служит основанием для разработки и проведения комплекса антикоррозионных мероприятий, который включает различные методы и технологии защиты поверхности, направленные на повышение эксплуатационной надежности скважинного оборудования и трубопроводных систем.

Повысить надежность промыслового оборудования можно с использованием анализа коррозионно-механических процессов. Решение задачи по созданию и внедрению новых коррозионно-стойких материалов для промыслового оборудования включает всесторонний анализ условий эксплуатации и потенциальных изменений в ходе проведения геолого-технических мероприятий на месторождении; оценку коррозионно-механического состояния оборудования. Выбор системы легирования исходного материала (порошка для напыления) должен осуществляться в соответствии с классическими представлениями о влиянии тех или иных химических элементов на прочность и коррозионную стойкость. Затем необходимы выбор и адаптация (доработка до необходимого состояния) структурно-фазового состава исходного порошкового материала и покрытия для конкретных условий эксплуатации. Тестирование полученного покрытия должно выполняться непосредственно в скважинных условиях. Технологические решения должны разрабатываться для конкретных месторождений с учетом глубин и особенностей промыслового оборудования.

Проблемы повышения надежности промыслового оборудования, с которыми сталкивается ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», являются общими для предприятий нефтегазовой отрасли. В статье приведен пример анализа применимости коррозионно- и износостойких газотермических покрытий для различных узлов нефтепромыслового оборудования.

Список литературы

1. Особенности структурообразования газотермических покрытий из коррозионностойкого порошкового материала типа 316L / Р.Д. Бакаева, Л.Х. Балдаев, Д.З. Ишмухаметов [и др.] // Металлург. – 2018. – № 4. – С. 76–83.

2. Меркушкин Е.А., Березовская В.В. Корреляционная зависимость потенциала питтингообразования и показателей PREN и MARC для аустенитных коррозионностойких сталей. В сб. Инновации в материаловедении и металлургии // Материалы IV Международной интерактивной научно-практической конференции. – Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, Институт материаловедения и металлургии. – 2015. – С. 355–358.

3. Особенности структурообразования газотермического покрытия, сформированного методом HVAF из порошкового материала на основе Fe-Cr14-Ni6-Si3 / Р.Д. Бакаева, Л.Х. Балдаев, Д.З. Ишмухаметов, А.Ю. Рашковский // Металлург. – 2018. – № 7. – С. 81–86.

4. Сопоставление применяемых методов оценки пористости газотермических покрытий / Р.Д. Бакаева, Л.Х. Балдаев, Д.З. Ишмухаметов [и др.] // Практика противокоррозионной защиты. – 2017. – № 4 (86). – С. 41–53.

5. 3D simulation of the permeability tensor in a soil aggregateon basis of nanotomographic imaging and LBE solver / F. Khan, F. Enzmann, M. Kersten [et al.] // J Soils Sediments. – 2012. – V. 12. – 86 p. – https://doi.org/10.1007/s11368-011-0435-3

Фонд причальных и портовых сооружений ПАО «Транснефть» в настоящее время состоит из четырех морских терминалов. На фоне их постоянной модернизации и увеличения пропускной способности все более актуальным становится вопрос сохранения целостности и безаварийной эксплуатации причальной инфраструктуры. В частности, для повышения противокоррозионной надежности причальных комплексов проводится техническое перевооружение системы электрохимической защиты объектов, эксплуатируемых в морской воде. При осуществлении электрохимической защиты причальных сооружений ранее применялась протекторная защита. В настоящее время приняты новые технические решения, требующие обоснования выбора оборудования для эксплуатации в морской воде. В процессе проектирования и поиска оптимальных технических решений возникают различные сложности – это и размещение оборудования в акватории, и способ прокладки кабельных линий, и множество других вопросов. Но не менее важным является выбор оборудования, включаемого в Реестр основных видов продукции Компании и обеспечивающего эксплуатационную надежность.

Для подтверждения технических характеристик средств электрохимической защиты различных отечественных производителей проведены испытания анодных заземлителей и электродов сравнения длительного действия в реальных условиях эксплуатации причальных сооружений. В качестве образцов анодных заземлителей исследовались аноды из различных материалов, в том числе получившие широкое распространение – на основе титана с электропроводящим покрытием из каталитических металлов (КМ) или смешанных металлических оксидов (ММО - mixed metal oxides). Получены критические значения электрических характеристик в натурных условиях эксплуатации. В качестве образцов электродов сравнения исследованы различные типы изделий – хлорсеребряные, биметаллические и цинковые электроды. В процессе испытаний оценивались такие показатели, как стабильность собственного потенциала и корреляция потенциала образцов с током катодной поляризации.

В статье приведены результаты испытаний и предварительные выводы, касающиеся выбора оборудования для технического перевооружения системы электрохимической защиты морских сооружений. Все виды проведенных испытаний будут использованы при разработке проектных решений по техническому перевооружению систем электрохимической защиты причальных и портовых сооружений ПАО «Транснефть», технических требований к оборудованию для включения в реестр основных видов продукции, а также для актуализации корпоративных нормативных документов в области антикоррозионной защиты морских сооружений.

Список литературы

1. Поиск технических решений по защите причальных сооружений от коррозии / А.В. Валюшок [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 6. – С. 82–92.

2. Зорина Г.Н., Першуков В.В., Католикова Н.М. Основные материалы анодных заземлителей. Сравнительный анализ и область применения // Коррозия территории «Нефтегаз». – 2017. – № 3 (38). – С. 42–44.

3. Бэкман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии: Справочное издание / пер. с нем. – М.: Металлургия, 1984. – 496 с.

4.  ISO 15589-2:2012. Промышленность нефтяная и газовая. Катодная защита систем транспортирования по трубопроводам. Морские трубопроводы // Petroleum and gas Industry. Cathodic protection systems of transportation by pipeline. Offshore pipelines.

5. Пат. 2865459 РФ. Установка для испытаний электродов сравнения в морских условиях / А.Ф. Копысов, В.Ю. Корзинин, А.В. Гончаров, А.В. Валюшок, А.В. Замятин; заявители и патентообладатели ПАО «Транснефть, ООО «НИИ Транснефть». – № 2017136074, заявл. 11.10.17; опубл. 18.04.19.

6. Пат. 2678942 РФ. Установка для испытаний анодных заземлителей в морских условиях / А.Ф. Копысов, В.Ю. Корзинин, А.В. Гончаров, А.В. Валюшок, А.В. Замятин; заявители и патентообладатели ПАО «Транснефть, ООО «НИИ Транснефть». – № 2017136075, заявл. 11.10.17; опубл. 04.02.19.

7. Потенциал титанового анода с токопроводящим покрытием в различных грунтах и морской воде при напряжении до 100 В. Влияние размеров дефектов покрытия на величину потенциала / В.А. Попов, В.А. Желобецкий, С.В. Никифоров [и др.] // Коррозия. Территория Нефтегаз. – 2016. – № 2 (34). – С. 68-71.

8. Дамаскин Б.Б., Петрий О.А. Введение в электрохимическую кинетику. – М.: Высшая школа, 1983. – 400 с.

В статье рассмотрены вопросы необходимости учета тиксотропных свойств нефти при пуске нефтепроводов после длительной остановки, а также при расчете времени его безопасной остановки. Для оценки параметров тиксотропии предлагается использовать результаты лабораторного изучения образцов нефти на ротационном вискозиметре. Определены типовые свойства реологических кривых течения нефти с тиксоптропными свойствами для пускового режима течения. Показано, что реологическая кривая течения при прямом ходе измерений на вискозиметре ротационного типа характеризуется наличием участков снижения и роста напряжений сдвига. Впервые для описания таких кривых предложено использовать волновое уравнение затухающих колебаний. Данное уравнение, дополненное моделью нелинейно-вязкопластичных жидкостей, позволяет точно находить области проявления тиксотропных свойств нефти. Представлены результаты экспериментальных исследований проявления тиксотропных свойств двух образцов нефти при снижении температуры. Волновое уравнение затухающих колебаний позволило довольно точно математически описать восходящие и нисходящие участки на кривых напряжений сдвига, наблюдаемых при низких температурах нефти. Опыты показали, что волновой характер кривых, описывающих реологию тиксотропной нефти, не изменяется со снижением температуры за исключением амплитуды максимальных колебаний и является инвариантным свойством исследуемой жидкости. Предложенное описание физического механизма проявления волновых свойств на основе упрочнения надмолекулярной парафиновой кристаллической решетки, свойственной тиксотропной нефти, объясняет инвариантность функции изменения частоты и коэффициента затухания при пусковых процессах в начале движения подвижного цилиндра ротационного вискозиметра. Результаты лабораторных исследований позволили определить характер изменения контуров зон проявления тиксотропных свойств нефти в зависимости от температуры и скорости сдвига.

Список литературы

1. Дягтерев В.Н. Вопросы пуска нефтепровода с парафинистой нефтью после его длительной остановки. Обзорная информация. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М: ВНИИОЭНГ, 1982. – 61 с.

2. Арменский Е.А. К вопросу остановок нефтепроводов при перекачке высокопарафинистых нефтей // Проблемы нефти и газа Тюмени. – 1977. – № 37. – 60 с.

3. Абузова Ф.Ф., Абрамзон Л.С. Распространение давления в трубопроводе с застывшей нефтью или нефтепродуктом // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 3. – С. 64–66.

4. Абузова Ф.Ф., Абрамзон Л.С. Приближенный метод расчета распространения давления в трубопроводе с застывшей нефтью // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 5. – С. 55–56.

5. Абрамзон Л.С. О возможных механизмах распространения давления в трубопроводах с застывшей нефтью // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 9. – С. 63–64.

6. Скрипников Ю.А., Губин В.Е., Абрамзон Л.С. Особенности сдвига охлаждаемой тиксотропной жидкости // Транспорт нефти и нефтепродуктов. – 1966. – № 7. – С. 3–6.

7. Губин В.Е., Скрипников Ю.В., Абрамзон Л.С. О статическом напряжении сдвига вязкопластичных нефтей // Транспорт высоковязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. – 1970. – Вып. – С. 39–50.

8. Тугунов П.И., Новосёлов В.Ф., Гольянов А.И. Остывание нефтей и нефтепродуктов в подземных трубопроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1968. – № 3 – С. 15–18.

9. Тян В.К., Пименов А.В. Комплексное исследование процессов сдвига застывшей парафинистой нефти в трубопроводе // Вестник Самарского государственного технического университета. – 2013. – № 4 (40). – С. 218–221.

10. Математическое моделирование застывшей парафиновой нефти при транспортировке по трубам / В.К. Тян, В.Н. Дегтярев, П.В. Тян, А.В. Пименов // Известия Самарского научного центра РАН. – 2009. – Т. 11 (27). – № 5 (2). – С. 358–361.

11. Тян В.К. Редукция процедуры синтеза многомерных линейных систем управления к синтезу одномерных с типовым объектом // Новые технологии, мехатроника, автоматизация, управление. – 2008. – № 4 (85). – С. 2–7.

12. Николаев А.К., Зарипова Н.А., Деминин Е.С. Тиксотропия: изучение явления на примере нефти Восточно-Бирлинского месторождения // Деловой журнал NEFTEGAZ.RU. – 2018. – № 2. – С. 92–95.

13. Кондрашева Н.К., Байталов Ф.Д., Бойцова А.А. Сравнительная оценка структурно-механических свойств тяжелых нефтей тимано-печорской провинции // Записки Горного института. – 2017. – Т. 225. – С. 320–329.

14. The Asymptotic Rheological Model of Anomalously Viscous Oil / R. Tashbulatov, R. Karimov, A. Valeev [et al.] // Journal of Engineering and Applied Sciences, 2018. – V. 13. – Issue 7. – P. 5502–5506. – DOI: 10.3923/jeasci.2018.5502.5506

15. Асимптотическая модель для описания реологической кривой неньютоновского течения нефтяных смесей / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2017. – № 5 – C. 14–23.

16. Modeling Rheological Properties in Blending of Anomalously Viscous Oils / R. Tashbulatov, R. Karimov, A. Valeev [et al.] // Journal of Engineering and Applied Sciences, 2018. – V. 13. – Issue 5. – P. 4728–4762. – DOI: 10.3923/jeasci.2018.4728.4732

Территория хозяйственной деятельности ПАО «Сургутнефтегаз» длительное время ограничивалась правобережьем среднего течения р. Оби. За более чем 50-летний период нефтегазодобычи запасы углеводородов значительно сократились. Для поддержания сложившегося уровня нефтедобычи в компании проводится большая работа по восполнению ресурсной базы, в том числе за счет поисково-разведочных работ на новых территориях. В числе таких территорий – юг Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры (ХМАО-Югры). В настоящее время Нефтеюганский район по плотности лицензионных участков занимает первое место в ХМАО-Югре. Долгое время малоизученными оставались юг и юго-восток района, но и на эту территорию стали выдавать лицензии на поиск и разведку углеводородного сырья. На нескольких лицензионных участках поисково-разведочные работы проводит ПАО «Сургутнефтегаз». При этом, как известно, воздействие на окружающую среду оказывается даже на стадии поисково-разведочных работ. Оно может сопровождаться изменением внешнего облика ландшафтов и исходной геохимической обстановки природных сред. На одни компоненты природы (почвенно-растительный покров) воздействие является точечным и ограничивается строительными площадками, на другие (водная среда) оно несколько больше в силу особенностей природного компонента.

При работе на лицензионных участках, в соответствии с лицензионным соглашением об условиях пользования недрами, ПАО «Сургутнефтегаз» проводятся исследования по определению воздействия на окружающую среду посредством экологического мониторинга природных сред. Результаты исследований включают определение как фонового состояния, так и текущего, что позволяет определять степень и последствия воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду.

Список литературы

1. Атлас Тюменской области. Вып. 1. – М.: ГУГК, 1971.

2. Ильина И.С., Махно В.Д. Геоботаническое картографирование. Врезка на карте «Растительность Западно-Сибирской равнины». – М.: ГУГК, 1976.

3. Даниленко Л.А., Малышкина Л.А. Охрана природы и рациональное использование природных ресурсов // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 72–74.

4. Солодовников А.Ю., Соромотин А.М. Экологическое состояние территории Туканской группы лицензионных участков // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 135–138.

Реализуемый в настоящее время шахтный способ разработки Ярегского месторождения вязкой нефти допускает свободное стекание нефти в открытой канавке по почве наклонной выработки до места сбора и дальнейшей перекачки. При этом как за счет теплообмена шахтного воздуха с горными породами, вмещающими транспортную выработку, так и за счет теплообмена воздуха с нефтяным потоком воздух интенсивно нагревается, и его температура превышает допустимые правилами безопасности значения. Неблагоприятные условия на рабочих местах не только снижают производительность труда персонала, но и пагубно влияют на здоровье работников. Анализ литературных источников показал, что нормализация тепловых условий в горных выработках является важной и актуальной задачей для нефтяных шахт Ярегского месторождения.

В статье выполнена оценка влияния свободно стекающей нефти по почве в открытой канавке на формирование теплового режима транспортной выработки и необходимости разработки новых технических решений по снижению его интенсивности. Для оценки значимости влияния данного источника тепловыделения в выработке на приращение температуры воздуха сравнивался градиент теплового потока в выработке при наличии стекающей нефти и без данного источника. Построена математическая модель. Аналитически решена система дифференциальных уравнений, описывающая процесс формирования тепловых условий в горной выработке. Определены абсолютная и относительная ошибки прогноза величины теплового потока и температуры в конце горной выработки. По полученным формулам проведены расчеты. Установлено, что ошибки в определении градиента теплового потока могут достигать существенных значений. Причем, ошибка в определении температуры в конце выработки может существенно превышать допустимые в инженерной практике значения.

Сделан вывод, что при прогнозировании тепловых условий в нефтяных шахтах необходимо тщательно анализировать влияние всех тепловых источников. Получены зависимости для определения относительной ошибки, обусловленной неучетом теплообмена шахтного воздуха с транспортируемой в открытой канавке нефтью, при вычислении градиента температуры и собственно температуры в конце транспортной выработки,. Установлено, что транспортирование нефти в открытых канавках по почве выработки существенно влияет на уровень теплообмена с вентиляционным воздухом. Важным фактором нормализации параметров микроклимата является разработка технологических и технических решений по снижению влияния данного источника или его исключению из процессов теплообмена в горных выработках.

Список литературы

1. Чеботарев А.Г. Состояние условий труда и профессиональной заболеваемости работников горнодобывающих предприятий // Горная промышленность. – 2018. – № 1 (137). – С. 92–95.

2. Чеботарев А.Г., Афанасьева Р.Ф. Физиолого-гигиеническая оценка микроклимата на рабочих местах в шахтах и карьерах и меры профилактики его неблагоприятного воздействия // Горная промышленность. – 2012. – № 6. – С. 34–40.

3. Epstein Y., Moran D.S. Thermal comfort and the heat stress indices // Industrial Health. – 2006. – № 44 (3). – Р. 388–398.

4. Parsons K. Heat stress standard ISO 7243 and its global application // Industrial Health. – 2006. – № 44 (3). – Р. 368–379.

5. Hunt A.P., Parker A.W., Stewart I.B. Symptoms of heat illness in surface mine workers // International Archives of Occupational and Environmental Health. – 2013. – № 85 (5). – Р. 519–527.

6. Рудаков М.Л., Коробицына М.А. О возможности нормализации температуры воздуха в буровых галереях нефтяных шахт // Безопасность труда в промышленности. – 2019. – № 8. – С. 66–71.

7. Николаев А.В. Способ проветривания уклонных блоков нефтешахт, повышающий энергоэффективность подземной добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 133–136.

8. Influence of environmental technologies on the economic component in the normalization of thermal conditions in oil-stores / V.R. Alabyev, M.N. Kruk, M.A. Korobitcyna, I.S. Stepanov // Journal of Environmental Management and Tourism. – 2018. – Т. 9. – № 1 (25). – С. 75–81.

9. Нор М.А., Нор Е.В., Цхадая Н.Д. Источники нагревающего микроклимата при разработке месторождений высоковязких нефтей термошахтным способом// Записки Горного института. – 2017. – Т. 225. – С. 360–363. – DOI: 10.18454/PMI.2017.3.360.

10. Щербань А.Н., Кремнев О.А., Журавленко В.Я. Руководство по регулированию теплового режима шахт. – М.: Недра, 1977. – 359 с.

11. Воропаев А.Ф. Тепловое кондиционирование рудничного воздуха в глубоких шахтах. – М.: Недра, 1979. – 192 с.

12. Мартынов А.А., Малеев Н.В., Яковенко А.К. Программное обеспечение расчета температуры воздуха на выемочных участках глубоких шахт // Уголь Украины. – 2011. – № 3. – С. 34–36.

13. Galkin A.F. Thermal control in mine openings // Metallurgical and mining Industry. – 2015. – № 2. – Р. 304–307.

14. Galkin A.F. Thermal conditions of the underground town collector tunnel // Metallurgical and Mining Industry. – 2015. – № 8. – Р. 70–73.

15. Дядькин Ю.Д. Основы горной теплофизики для шахт и рудников Севера. – М.: Недра, 1968. – 256 с.

Ежегодно в России в процессе эксплуатации автозаправочных станций (АЗС) в атмосферу сбрасываются сотни тысяч тонн паров нефтепродуктов. Это негативно влияет на экологическую ситуацию. Поэтому сокращение выбросов углеводородов является важнейшей задачей современной инженерии.

В статье рассмотрено технологическое решение, позволяющее уменьшить потери нефтепродукта при больших дыханиях резервуаров АЗС с применением систем улавливания и рекуперации паров бензина на основе встроенных устройств охлаждения паров непосредственно в дыхательных линиях. Отходящая при заполнении резервуара паровоздушная смесь охлаждается в дыхательных линиях резервуаров с помощью вихревой воздушной холодильной машины. В качестве охладителя в данной системе использована вихревая труба. Преимущество ее использования заключается в удобстве обслуживания и безопасности конструкции. В отличие от существующих систем улавливания и рекуперации паров, предложенная установка не требует больших затрат и расходов на эксплуатацию. Для проверки работоспособности вихревой трубы создана модель движения частиц смеси внутри дыхательной линии. Рассмотрен процесс укрупнения капель, в результате которого капли фиксируются на стенках канала и в виде пленок, которые под действием сил гравитации возвращаются в объем резервуара. Достаточно мелкие капли могут быть вынесены в атмосферу потоком смеси. Приведены схема установки и компоновка оборудования. Установка состоит из машин и аппаратов, выполняющих функции охлаждения потока насыщенной паровоздушной смеси, сепарации жидкого топлива из этой смеси и возврата жидкого топлива в резервуар.

Отмечено, что опыт эксплуатации системы улавливания и рекуперации паров топлива на 40 АЗС свидетельствует об  эффективности использования данной установки.

Список литературы

1. Александров А.А., Архаров И.А., Емельянов В.Ю. Деньги на ветер. Обзор действующих систем улавливания паров нефтепродуктов // Современная АЗС. – 2005. – № 10. – С. 130–133.

2. Капитонова Ю.Б. Актуальность проблемы снижения потерь топлива в системе нефтепродуктообеспечения // Вологдинские чтения. – 2006. – № 56. – С. 29–31.

3. Кулагин А.В. Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения из горизонтальных подземных резервуаров АЗС: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа: УГНТУ, 2003. – 24 c.

4. Автозаправочные станции: Оборудование. Эксплуатация. Безопасность / В.Г. Коваленко, A.C. Сафонов, А.И. Ушаков, В. Шергалнс. – СПб.: НПИКЦ, 2003. – 280 с.

5. Лукин В.Д., Анципович И.С. Рекуперация летучих растворителей в химической промышленности. – Л.: Химия, 1981. – 78 с.

6. Оборудование, сооружения, основы проектирования химико-технологических процессов защиты биосферы от промышленных выбросов / А.И. Родионов, Ю.П. Кузнецов, В.В. Зенков, Г.С. Соловьев. – Л.: Химия, 1985. – 352 с.

7. Лукин В.Д., Курочкина М.И. Очистка вентиляционных выбросов в химической промышленности. – Л.: Химия, 1980. – 232 с.

8. Пат. на полезную модель 94549 РФ. Система для улавливания и рекуперации паров горючего из резервуаров / С.А. Квашенников, А.В. Косова, С.А. Сидоров, А.Е. Утятников; заявитель и патентобладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт». –  № 2010104086/22; заявл. 09.02.10; опубл. 27.05.10.

9. Мартынов А.В., Бродянский В.М. Что такое вихревая труба? – М.: Энергия, 1976. – 152 с.

10. Лапшин Р.М., Макаров Г.Ю., Тарасова Н.П. Нестационарные режимы теплопереноса в испарительных термосифонах при низких давлениях // Тр. ин-та / НГТУ им. Р.Е. Алексеева. – 2012. – № 1 (94). – С. 114–119.

11. Цегельский В.Г., Ермаков П.Н., Спиридонов В.С. Защита атмосферы от выбросов углеводородов из резервуаров для хранения и транспортирования нефти и нефтепродуктов // Безопасность жизнедеятельности. – 2001. – № 3. – С. 16–18.

12. ГОСТ Р 58404-2019. Станции и комплексы автозаправочные. Правила технической эксплуатации. – Введ. 2019-06-01. – М.: Стандартинформ, 2019. – 49 с.