В статье рассмотрены изменения в глобальной экономике и энергетике, произошедшие за последние 1,5 года. Показаны основные движущие силы этих изменений – ценовые и торговые войны и резко возросшая волатильность на мировых сырьевых рынках, коронавирусная пандемия, сопровождаемая экономическим спадом и обвалом цен на энергоносители. Рассмотрено влияние пандемии COVID-19 и кризиса, вызванного коронавирусом, на глобальную экономику и энергопотребление. Показаны различные оценки воздействия этого кризиса на развитие экономических процессов и их эволюцию. Сделан вывод, что в условиях сложившейся высокой неопределенности все эти оценки заслуживают внимательного рассмотрения. Названы основные неопределенности, связанные с экономическими перспективами, включая траекторию развития пандемии, последствия и продолжительность мер по сдерживанию распространения вируса, стратегии его повторного возникновения, а также форму и скорость выздоровления людей по мере удаления пандемии, а также неопределенности, связанные с выходом из кризиса. Проведен анализ имеющихся прогнозов развития экономической ситуации и энергопотребления в текущем году, сделанных Мировым валютным фондом, Еврокомиссией, Международным энергетическим агентством (МЭА), Секретариатом ОПЕК и другими организациями. Особое внимание уделено оценкам и прогнозам спроса на нефть и нефтепродукты в увязке с необходимостью ускорения перехода на экологически чистую энергию с целью смягчения рисков изменения климата, успехами в повышении энергоэффективности и развитии возобновляемых источников энергии, технологическим развитием в целом. Подробно рассмотрены прогноз инвестиции в энергетический сектор глобальной экономики, сделанный МЭА, и основные изменения инвестиционной активности из-за кризиса, вызванного коронавирусом. Особое внимание уделено анализу возможного влияния рассматриваемого кризиса на энергетический сектор российской экономики. Сделан вывод, что наступивший глобальный многоуровневый кризис должен стимулировать преодоление сырьевой зависимости российской экономики, формирование инновационной экономики на основе наукоемкого промышленного производства. Этот кризис должен стать дополнительным доводом для руководства страны принимать все возможные меры по ускоренной диверсификации российской экономики, обеспечению развития нефтегазохимии и других отраслей, связанных с глубокой переработкой природных ресурсов.

Список литературы

1. Мастепанов А.М. Мировая энергетика – новые вызовы. Доклад на ежегодном форуме Клуба Ниццы «Энергетика и геополитика». – http://www.iehei.org/ Club_de_Nice/2010/MASTEPANOV_2010.pdf

2. Мастепанов А.М. Мир на изломе или новая реальность: о прогнозах развития энергетики и ее нефтегазовой отрасли // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2020. – № 5. – С. 9-10.

3. https://rbc.us20.list-manage.cjm/track/click?u=9593212aae48ef980d8bc6b57&d =a38263a3f4&e=9626405cf2

4. Global Energy Review 2020. The impacts of the Covid-19 crisis on global energy demand and CO2 emissions. – IEA, April 2020. – 55 р. – https://webstore.iea.org/login?ReturnUrl=%2fdownload%2fdirect%2f2995

5. European Economic Forecast. Spring 2020. INSTITUTIONAL PAPER 125 | MAY 2020. European Commission. Directorate-General for Economic and Financial Affairs. – 216 р. – https://ec.europa.eu/info/business-economy-euro/economic-performance-and-forecasts/economic-forecast...

6. Europe’s moment: Repair and Prepare for the Next Generation. European Commission. Brussels, 27.5.2020. COM(2020) 456 final. – https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?qid=1590732521013&uri=COM:2020:456:FIN

7. https://www.ecfr.eu/article/commentary_the_coronavirus_a_geopolitical_earthquake?

8. Противодействие кризису: приоритетные задачи для мировой экономики. – https://www.imf.org/ru/News/Articles/2020/04/07/sp040920-SMs2020-Curtain-Raiser

9. World Economic Outlook, April 2020: The Great Lockdown. – https://www.imf.org/en/Publications/WEO/Issues/2020/04/14/weo-april-2020

10. OPEC Monthly Oil Market Report – April 2020; OPEC Monthly Oil Market Report. – May 2020. – https://momr.opec.org/pdf-download/

11. Oil Market Report. Ежемесячные выпуски. – https://www.iea.org/reports/oil-market- report-

12. Oil 2020. Analysis and forecast to 2025. – IEA, 9 March 2020. – 120 р. – https://www.iea.org/reports/oil-2020

13. World Energy Investment 2020. – IEA, May 2020. – 207 р. – https://webstore.iea.org/download/direct/3003

14. Мастепанов А.М. Энергетический переход как новый вызов мировой нефтегазовой отрасли// Энергетическая политика. – 2019. – Вып. 2. – С. 62–69.

15. Мастепанов А.М. Энергетический переход: к чему готовиться мировому нефтегазу // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2019. – № 10 (178). – С. 5–14.

16. Оганесян Т. Большая «зеленая» сделка ЕС. – https://stimul.online/articles/sreda/bolshaya-zelenaya-sdelka-es/

17. Сидорович В. Европейское «Зеленое соглашение» и его последствия для России. – https://renen.ru/the-european-green-deal-and-its-implications-for-russia/

18. Садыркин П. Зеленый шанс. Коронавирус меняет мировую экономику. Как Россия может выиграть от этого? – https://lenta.ru/articles/2020/05/08/chance/

19. Кортунов А.В. Баланс слабостей. Как эпидемия изменит отношения России и ЕС. – https://carnegie.ru/commentary/81601?mkt_tok=eyJpIjoiWm1

20. Габуев А., Умаров Т. Экстренное сближение. Как пандемия усилит зависимость России от Китая. – https://carnegie.ru/commentary/81633

Необходимость более полного согласования стратегических и технологических целей в краткосрочной и долгосрочной перспективе при формировании стратегических планов устойчивого развития вертикально интегрированных компаний (ВИНК) потребовала развития концепции технологической стратегии. Сценарные прогнозные проработки вопросов технологического развития нефтедобычи показывают, что новая технологическая стратегия должна основываться на принципах внедрения технологий мирового класса. Ключевым направлением технологической стратегии должен стать комплекс принципиально новых прорывных технологий, которые в настоящее время апробируются в мировой нефтегазовой практике. Технологическая стратегия должна восприниматься как инструмент, участвующий в управлении активами компании, вносящий заметный вклад в создание ее стоимости, и как интегральная часть стратегии устойчивого развития, воплощающая основные технико-технологические и организационно-управленческие инновации. Экономические цели, касающиеся приобретения, эксплуатации и замещения технологии, должны устанавливаться с учетом особенностей технологической стратегии в каждом бизнес-сегменте компании. Расширение возможностей стратегического анализа за счет конкретизации технологического фактора и включения в рассмотрение технологической стратегии позволяет менеджменту получать ответы на принципиальные вопросы, связанные с реализацией стратегических целей компании. Среди них: может ли компания в рамках выбранной технологической стратегии рассчитывать на достижение конкурентного преимущества; насколько реализация данной технологической стратегии может обеспечить стратегическую безопасность и экономическую независимость компании в долгосрочной перспективе; способствуют ли масштаб и гибкость выбранной технологической стратегии решению стратегических задач устойчивого развития.

В статье рассмотрена проблема установления динамического соответствия между стратегической, инновационной и технологической деятельностью при формировании планов в условиях реализации стратегии устойчивого развития ВИНК. В числе основных вопросов – систематизация ключевых факторов устойчивого развития ВИНК, концепция технологической стратегии ВИНК и инновационный аспект ее реализации.

Список литературы

1. Синельников А.А. Реализация стратегического подхода к управлению технологическим развитием нефтегазовой компании // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2013. – № 3. – С. 119–137.

2. Синельников А.А. Стратегическое управление реализацией долгосрочного плана технологического развития нефтегазовой компании // Труды

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2013. – № 4. – С. 116–132.

3. Управление инновационной деятельностью и основы патентного дела в нефтегазовом комплексе / А.Ф. Андреев, А.А. Синельников, К.А. Ренкель, Г.Б. Лоповок. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013. – 358 с.

4. Булискерия Г.Н., Синельников А.А. Управление инновационными процессами в нефтегазовом комплексе // Нефть, газ и бизнес. – 2014. – № 3. – С. 25–31.

5. Булискерия Г.Н. Оценка и выбор организационно-управленческих приоритетов технологического обеспечения нефтегазовых проектов: автореф. дис. … канд. эк. наук. – М., 2017. 

В статье рассмотрены принципы раздела прибыльной продукции, используемые в соглашениях о разделе продукции (СРП): раздел прибыльной продукции в зависимости от достижения инвестором определенного уровня внутренней нормы доходности (ВНД). Предложено применение данных принципов к капиталоемким, дорогостоящим и высокорискованным научно-исследовательским и опытно-конструкторским работам, инновационным проектам. В результате анализа определено, что применение указанных принципов может частично нивелировать риски компании (инвестора) при реализации инновационных проектов. Разработана также методика расчета многовариантной шкалы раздела прибыли в зависимости от изменения значения входного параметра. Входным параметром могут служить как внешние факторы (цены на нефть, курс доллара и др.), так и внутренние (успешность научно-исследовательской работы, успешность опытно-конструкторской работы, успешность внедрения, капитальные и эксплуатационные затраты, стоимость результата инноваций и др.). Шкала построена таким образом, что доля прибыли инвестора зависит от достижения инвестором определенной нормы внутренней нормы доходности. В примере, приведенном в статье, исходная внутренняя норма доходности инвестора принята равной 20 %. Показано, что применение многовариантной шкалы раздела прибыли позволит хеджировать риски инвестора и обеспечить надежность достижения планируемых экономических результатов инновационного проекта. Существенным преимуществом такой модели раздела прибыли становится возможность получения государством дополнительных доходов в периоды относительного повышения значения входного параметра (например, цен на нефть). Получение дополнительных доходов возможно с самого начала реализации проекта с учетом текущей ситуации при реализации инновационного проекта, а не в виде фиксированной ставки налога на прибыль.

Список литературы

1. Хасанов И.Ш. Экономический анализ российских СРП и разработка схемы многовариантного раздела продукции между инвестором и государством: автореф. дис. ... уч. степ. канд. эконом. наук. – Уфа, 2007. – 26 с.

2. Хасанов И.Ш. Инвестиционный анализ принципов раздела прибыльной продукции. – Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2006. – 22 с.

3. Хасанов И.Ш., Марданов Т.Т. Для месторождений на условиях СРП необходимы усовершенствованные инструменты оценки экономической эффективности // Нефтегазовое дело. – 2006. – http://www.ogbus.ru. – http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/HasanovI/HasanovI_1.pdf

4. Методика обоснования многовариантного раздела продукции при освоении нефтяных месторождений на условиях СРП / И.Ш. Хасанов, В.Ф. Дунаев, Р.Н. Бахтизин, А.Ф. Исмагилов // Нефть, газ и бизнес. – 2003. – № 2 – С. 5–9.

5. Алпаров Р.М., Хасанов И.Ш., Мешков И.А. Возможности совершенствования инструментов оценки экономической эффективности инновационных проектов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 8–11.

6. Дунаев В.Ф., Белкина Е.Ю., Хасанов И.Ш. Формирование системы управления научно-исследовательскими и опытно-конструкторскими работами нефтегазовой компании. – Уфа: Мир печати, 2015. – 206 с.

7. Белкина Е.Ю., Хасанов И.Ш., Половинкин Е.А. Методические подходы российских нефтегазовых компаний к оценке эффективности инновационных проектов // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 4. – С. 70–73.

8. Методика оценки эффективности инновационных проектов в ОАО «НК «Роснефть» / А.Ф. Исмагилов, Е.Ю. Белкина, И.Ш. Хасанов, Л.Н. Борцвадзе // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12. – С. 10–13.

В 2019 г. в рамках регионального проекта дочернего общества компании ПАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Шельф-Арктика» выполнялись работы по изучению геологического строения, условий формирования и фациальной диагностики меловых отложений российского сектора Баренцева моря с целью поиска в них новых перспективных объектов и наращивания ресурсной базы компании ПАО «НК «Роснефть».

В статье рассмотрены результаты исследований, которые включали интерпретацию сейсмических данных, анализ материалов изучения разрезов скважин и обнажений островного обрамления Баренцева моря, выделение типовых сейсмофаций и их фациальную интерпретацию, выбор интервалов построения карт, анализ карт толщин и карт сейсмофаций и собственно, фациально-палеогеографические реконструкции. В качестве основного интерпретационного метода использовалась секвенсная стратиграфия, в качестве хроностратиграфического каркаса обосновывались и коррелировались границы секвенций и поверхности максимального затопления. В результате в изучаемом нижнемеловом интервале разреза выделены семь секвенций: пять из них (третьего порядка) в неокомской и две (второго порядка) в апт-альбской частях разреза. Картопостроение выполнялось по двум уровням: объединенному (нижний (LST) и трансгрессивный (TST) системные тракты) и верхнему (HST).

Одним из наиболее интересных результатов работы является выделение в течение формирования нижних системных трактов трех секвенций эпизодов форсированной регрессии и связанных с ними ступенчато-погружающихся крутопадающих клиноформных тел. Эти тела по ряду ярких признаков интерпретированы как отложения дельт бровок шельфа. Отложения подобного генезиса отличаются высоким содержанием песчаного материала и представляют собой толщи-коллекторы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Результаты исследования позволяют существенно снизить риски, связанные с выявлением коллекторов на объектах, расположенных в зонах распространения рассмотренных отложений.

Список литературы

1. Seldal J. Lower Cretaceous: the next target for oil exploration in the Barents Sea? // Petroleum Geology Conference series. – 2005. – Р. 231–240.

2. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1000000 (третье поколение). Серия Северо-Карско-Баренцевоморская. Лист R-39,40 – о. Колгуев – пролив Карские Ворота. Объяснительная записка / В.А. Журавлев, Е.А. Кораго, Д.А. Костин [и др.]. – СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2014. – 405 с.

3. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Северо-Карско-Баренцевоморская. Лист S-36, 37. – Баренцево море (зап. и центр. части). Объяснительная записка / А.Г. Бургуто, В.А. Журавлев, Г.А. Заварзина [и др.]. – СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2016. – 144 с.

4. Черкесов О.В., Бурдыкина М.Д. О стратификации мезозоя Новой Земли по находкам переотложенной фауны // Палеонтологическая основа стратиграфических схем палеозоя и мезозоя островов Советской Арктики. – Ленинград: НИИГА, 1981. – C. 85–99.

5. Мордасова А.В. Условия формирования и перспективы нефтегазоносности верхнеюрско-нижнемеловых отложений Баренцевоморского шельфа: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – М., 2018. – 157 с.

6. Geological structure and history of the Arctic Ocean based on new geophysical data: Implications for palаeoenviroment and palаeoclimate. Part 2. Mesozoic to Cenozoic geological evolution / A. Nikishin, E. Petrov, S. Cloetingh [et al.] // Earth-Science Reviews. – 2019. – DOI: 10.1016/j.earscirev.2019.103034.

7. Lower Cretaceous tectonostratigraphic evolution of the Northcentral Barents Sea / B. Kairanov, A. Escalona, A. Mordasova [et al.] // Journal of Geodynamics. – 2018. – V. 119. – P. 183–198. – DOI: 10.1016/j.jog.2018.02.009.

8. Forced regressions in a sequence stratigraphic framework: concepts, examples and exploration significance / H.W. Posamentier, G.P. Allen, D.P. James, M. Tesson // AAPG Bull. – 1992. – V. 76. – P. 1687–1709.

9. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокома Западно-Сибирской плиты (история становления представлений) // Тр. ин-та / СНИИГГиМС. – 2003. – 141 с.

10. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносности отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – Тюмень. – 2004. – 43 c.

11. Porebski S., Steel R. Shelf-margin deltas: their stratigraphic significance and relation to deep water sands // Earth-Science Reviews. – 2003. – V. 62. – Р. 283–326.

12. Posamentier H.W., Morris W.R. Aspects of the stratal architecture of forced regressive deposits / In: Hunt, D., Gawthorpe, R.L. (Eds.) // Sedimentary Responses to Forced Regressions. Geol. Soc. London, Spec. Publ. – 2000. – V. 172. – P. 19–46.

13. Sequence stratigraphy and architecture of the Late Pleistocene Lagniappe delta complex, northeast Gulf of Mexico / V. Kolla, P. Biondi, B. Long, R. Fillon // In: Sedimentary Responses to Forced Regressions / edited by D. Hunt, R.L. Gawthorpe // Geol. Soc. London, Spec. Publ. – 2000. – V. 172. – P. 291–327.

14. Aksu A.E., Piper D.J.W. Progradation of Late Quaternary Gediz delta, Turkey // Mar. Geol. – 1983. – No. 54. – P. 1–25.

15. Tesson M., Posamentier H.W., Gensous B. Stratigraphic organization of Late Pleistocene deposits of the western part of the Golfe du Lion shelf (Langedoc shelf), western Mediterranean Sea, using high-resolution seismic and core data // AAPG Bull. – 2000. – V. 84. – P. 119–150.

16. McMaster R.L., de Boer J., Ashraf A. Magnetic and seismic reflection studies on continental shelf off Portuguese Guinea, Guinea, and Sierra Leone, West Africa // AAPG Bull. – 1970. – V. 54. – Р. 158–167.

17. Pegler E.A. Mid- to Late Quaternary environments and stratigraphy of the southern Sierra Leone shelf, West Africa // J. Geol. Soc. London. – 1999. – V. 156. – Р. 977–990.

18. Anatomy of collapsed and re-established delta front in Lower Cretaceous of eastern Spitsbergen: gravitational sliding and sedimentation processes / W. Nemec, R.J. Steel, J. Gjelberg [et al.] // AAPG Bull. – 1988. – V. 72. – Р. 454–476.

19. Deltas versus rivers on the shelf edge: their relative contributions to the growth of shelf margins and basin-floor fans (Barremian and Eocene, Spitsbergen) / R.J. Steel, J. Crabaugh, M. Schellpeper [et al.] // Proc. GCSSEPM Foundation 20th Ann. Res. Conf., Deepwater Reservoirs of the World. – Houston, 2000. – Р. 981–1000.

20. Симоновa В.А., Карякин Ю.В., Котляровa А.В. Физико-химические условия базальтового магматизма архипелага Земля Франца-Иосифа // Геохимия. – 2019. – Т. 64. – № 7. – С. 700–725.

21. Новые данные о возрасте базальтового магматизма архипелага Земля Франца-Иосифа / В.В. Абашев, Д.В. Метелкин, В.А. Верниковский [и др.] // Материалы 51-го Тектонического совещания «Проблемы тектоники континентов и океанов». – Т. 1. – М., 2019. – С. 3–8.

В статье представлены результаты работ по созданию фациальной модели пласта ПК₁ Ново-Часельского и Западно-Часельского месторождений, расположенных в северной части Западной Сибири. Целевой объект (пласт ПК₁) характеризуется крайне высокой латеральной и вертикальной неоднородностью, невыдержанностью свойств и литологической изменчивостью. Все эти особенности строения объекта обусловлены полигенным составом слагающих его отложений. Согласно региональным данным, накопление пласта ПК₁ происходило в пределах прибрежной аккумулятивной равнины, периодически заливаемой морем. На основании фациального анализа кернового материала, интерпретации результатов геофизических исследований скважин и сейсморазведки в разрезе пласта ПК₁ выделено четыре седиментационных циклита, сформировавшихся в континентальных (циклит ПК₁⁴), переходных (циклиты ПК₁³ и ПК₁²) и прибрежно-морских (циклит ПК₁¹) обстановках осадконакопления. Для каждого циклита построены фациальные 2D схемы, для каждой фациальной группы получены индивидуальные петрофизические зависимости проницаемости от пористочти, выполнен прогноз зон развития коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Установлено, что наилучшими ФЕС обладают песчаные отложения речных (ПК₁⁴), приливно-отливных каналов (ПК₁³, ПК₁²), а также предфронтальной зоны пляжа (ПК₁¹). Наиболее высокопроницаемые отложения связаны с фациями речных русел и приливно-отливных каналов, развитых в нижней, водонасыщенной части пласта, что создает высокий риск опережающего прорыва воды при заложении эксплуатационных скважин в зоне развития наложенных (унаследованных) каналов. Полученные результаты позволяют оптимизировать положение скважин проектного фонда с целью достижения планового профиля добычи и снижения рисков опережающего прорыва воды.

Список литературы

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

2. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 344 с.

3. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ. – Екатеринбург: УГГГА, 2002. – 147 с.

4. Жемчугова В.А., Бербенев М.О., Наумчев Ю.В. Использование новых технологий сейсморазведочных работ для повышения эффективности геологоразведочных работ (на примере верхнемеловых отложений севера Западной Сибири) // Технологии сейсморазведки. – 2015. – № 3. – С. 80–88.

5. Ольнева Т.В. Жуковская Е.А. Сейсмовидение геологических процессов и явлений: русловые отложения континентальных обстановок осадконакопления // Геофизика. – 2016. – № 2. – С. 2–9.

6. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А.Э. Конторович, С.В. Ершов, В.А. Казаненков [и др.] // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № 5–6. – С. 745–776.

7. Недоливко Н.М., Перевертайло Т.Г., Баркалова А.М. Генетические признаки и условия образования верхнепокурских отложений юго-восточной части Пур-Тазовского междуречья // Академический журнал Западной Сибири. – 2015. – Т. 11. – № 1(56). – С. 91–95.

8. Бербенев М.О. Особенности строения и углеводородная продуктивность отложений покурской свиты на Русско-Часельском мегавале (Западная Сибирь) // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории: материалы VII Всероссийского литологического совещания. Т. 1 – Новосибирск, 2013. – С. 85–89.

9. Зунде Д.А., Попов И.П. Методика построения сиквенс-стратиграфической модели покурской свиты // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 5. – С. 54–59. 

В процессе вскрытия горных пород в результате контакта с технологическими жидкостями, используемыми при бурении и освоении скважины, изменяются состав, механические и физико-химические свойства пород. В статье приведены результаты экспериментальных исследований воздействия буровых растворов на глинистые породы, неустойчивые в процессе бурения скважин, и жидкостей освоения – на песчаные породы с целью оценки изменения трещинно-порового пространства коллекторов. Эксперименты проводились на выпиленными из керна образцах, которые помещались в технологические жидкости и выдерживались в них определенное время. Время выдержки выбиралось таким образом, чтобы оно позволяло моделировать реальные процессы воздействия технологических жидкостей на породы с повышенной трещиноватостью или пористостью. Предварительная оценка влияния технологических жидкостей на пустотное пространство пород выполнялась путем визуального сравнения томографических изображений экспериментальных образцов до и после воздействия растворов. Количественная оценка проводилась с применением оригинальных способов обработки томографических данных. Рассчитано распределение количества трещин и пор по размерам, а также построены карты объемной трещиноватости и пористости образцов. Для глинистых покрышек при моделировании использованы два буровых раствора с разным содержанием минеральных солей. При моделировании воздействия на пористое пространство песчаного коллектора последовательно исследованы процессы фильтрации бурового раствора, вызова притока и обработки кислотным составом. Полученные данные позволяют рассчитывать фракционный состав микрокольматантов, вводимых в состав бурового раствора, давать оценку его ингибирующим свойствам и принимать обоснованные решения по использованию кислотных составов.

Список литературы

1. Абросимов А.А. Разработка методик определения фильтрационно-емкостных свойств и остаточной водонасыщенности горных пород по данным рентгеновской томографии и численного моделирования: автореф. дис. … канд. техн. наук. – М., 2017. – 23 с.

2. Жуковская Е.А., Лопушняк Ю.М. Использование рентгеновской томографии при исследовании терригенных и карбонатных коллекторов // Геология и геофизика, – 2008. – № 1. – С. 25–27.

3. Еременко Н.М., Муравьева Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3. – С. 1–12.

4. Изменение состава и структуры терригенных пород под воздействием буровых растворов / И.Л. Некрасова, К.П. Казымов, А.А. Предеин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – Вып. 6. – С. 37–43.

5. Возможности компьютерной томографии керна для прогноза коллекторских свойств осадочных горных пород / М.В. Шалдыбин, Ю.М. Лопушняк, С.Ю. Филимонов, А.Г. Скрипкин // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории. – 2013. – Т. III. – С. 270–273.

6. Van Geet M., Swennen R., Wevers M. Quantitative analysis of reservoir rocks by microfocus X-ray computerized tomography // Sedimentary Geology. – 2000. – V. 132. – No. 1–2. – P. 25–36.

7. Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983. – 31 с.

8. Габузов Г.Г. Оценка влияния свойств бурового раствора на устойчивость глинистых пород // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 9. – С. 34–36.

9. Петрофизические методы исследования кернового материала (Терригенные отложения) / М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков [и др.]. – М.: Изд-во МГУ, 2008. – 112 c.

10. Осипов В.И.,Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. – М.: Наука, 2001. – 238 с.

11. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // J. Petroleum Tech. – 1977. – № 6. – Р. 586–592.

В настоящее время на территории Западной Сибири выявлены и вовлечены в разработку основные рентабельные запасы углеводородов, сосредоточенные в однородных по разрезу и площади объектах c хорошо прогнозируемыми свойствами. Для пополнения ресурсной базы требуется максимально подробное изучение сложнопостроенных залежей и перспективных объектов, связанных с ачимовской толщей и отложениями тюменской свиты. Наибольший интерес для восполнения ресурсной базы представляет тюменская свита. На месторождениях, в пределах которых ведется добыча углеводородов, в разработку не вовлечены как целые залежи, так и части залежей. При большом количестве таких объектов отсутствует единая методика оценки невовлеченных запасов. С целью унификации и автоматизации процесса оценки не вовлеченных в разработку запасов разработаны алгоритм оценки качества запасов и способы визуализации полученных результатов.

В научной литературе нет единого и однозначного определения термина «не вовлеченные в разработку запасы углеводородов». Для выполнения поставленных задач выделено четыре основных критерия: геология, инфраструктура, заповедная территория, плотность сейсмической изученности. Для критерия «геология» установлены пять основных характеристик, которые можно применить, работая с прототипом Optimus Oil - программным комплексом, разрабатываемым специалистами ПАО «Сургутнефтегаз». Программа«Optimus Oil работает на основе запросов из существующих баз данных, анализирует алгоритм выделения перспективных участков, приводит все гриды к единому формату (размер сетки, координаты, размерность), имеется калькулятор гридов. Сформированы критерии оценки качества запасов, выполнено построение карт, создан прототип, в котором реализовано чтение карт, внедрен базовый набор инструментов. Данный прототип может быть использован для оценки и выбора сценария развития изучаемой территории. Программа позволит стадийно вводить перспективные объекты в разработку с наименьшими затратами.

Список литературы

1. Направления развития когнитивных технологий в периметре «Блока разведки и добычи» компании «Газпром нефть» / В.В. Яковлев, М.М. Хасанов, А.Н. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 6–9.

2. Кутузова М. Цифровая революция: как будет меняться нефтегазовая промышленность // Нефть и капитал. – 2017. – Декабрь. – С. 45–48.

3. Абровский Н.П. Творчество: системный подход, законы развития, принятия решений // Информатизация России на пороге XXI века. – М.: СИНТЕГ, 1998. – 312 с.

При эксплуатации нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений наличие в продукции добывающих скважин песка, парафина, сероводорода, гидратов и солей обычно вызывает осложнения и связанные с этим частые ремонтно-восстановительные работы. Эти осложнения при эксплуатации морских скважин усугубляются и приобретают затяжной характер, так как гидрометеорологические условия не всегда позволяют беспрепятственно и своевременно принимать меры по нормализации работы скважин. В морских условиях особое внимание должно быть уделено профилактике и предупреждению образования асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО) в скважинном и поверхностном нефтепромысловом оборудовании. В присутствии смол и асфальтенов происходит кристаллизация парафинов. Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей, которые часто становятся центрами кристаллизации парафина, способствует упрочнению АСПО.

В статье рассмотрен опыт борьбы с АСПО при добыче нефти на месторождении Белый Тигр. Нефти месторождения Белый Тигр высокопарафинистые, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Это создает ряд серьезных проблем. Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию скважин, является образование АСПО на поверхности внутрискважинного оборудования, которое приводит к снижению межремонтного периода работы и эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин. По имеющейся промысловой информации, полученной на скважинах месторождений Белый Тигр при работах, связанных с канатными операциями, наиболее интенсивные отложения парафина происходят в колонне НКТ, с глубины 1000 м до устья скважины. Кристаллы парафина образуются с глубины 1500 м, на глубине 1000 м парафины могут отлагаться уже в большом количестве.

Список литературы

1. Велиев М.М., Зунг Л.В. Определение физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – Вып. 2 (96). – С. 88–96.

2. Зунг Л.В., Велиев М.М. Технология удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – Вып. 3 (97). – С. 45–54.

3. Насыров A.M. Способы борьбы с отложениями парафина. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – 44 с.

4. Предотвращение образования и удаление имеющихся отложений в насосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании / Н.Т. Кханг, Н.Т. Ван, А.Г. Ахмадеев, М.М. Велиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – Вып. 2 (84). – С. 30–39.

В статье рассмотрены подходы к решению задачи увеличения коррозионной стойкости нефтегазопроводов, выкидных линий трубопроводов добывающих скважин и соединительных деталей. Для решения поставленной задачи предложено использование конструкций с внутренним антикоррозионным покрытием. Показаны преимущества комплексного подхода, применяемого, в частности, в системе ПАО «Сургутнефтегаз», и включающего как внедрение эффективных инженерных решений, так и введение в производственный процесс соответствующих организационно-технических мероприятий, состоящих в установлении жестких требований к антикоррозионному исполнению рассматриваемых изделий. Эффективность рассмотренных решений подтверждена данными опытно-промышленной эксплуатации трубопроводов НГДУ «Комсомольскнефть». Показано значительное (многократное) снижение удельного числа инцидентов, связанных с отказами трубопроводных систем, после оснащения их конструктивными элементами, имеющими внутреннее коррозионное покрытие. Приведен также ряд теоретических обоснований особенностей протекания процессов коррозии. Дано описание механизма взаимодействия перекачиваемых углеводородных сред, имеющих абразивные включения с пленкой оксидов, находящихся на внутренней стенке трубопровода.

В статье также затронута важная особенность эксплуатации трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием – необходимость защиты внутренней части сварного соединения при монтаже. Показаны недостатки метода, применяемого в настоящее время для решения этой задачи. В качестве альтернативы существующему методу предложено использование сразу нескольких разновидностей безмастичных втулок, разработанных, испытанных и успешно эксплуатируемых специалистами НГДУ «Комсомольскнефть». Несмотря на существенный рост показателей надежности при применении элементов с повышенной коррозионной стойкостью, остается нерешенной проблема определения остаточного ресурса таких трубопроводов с точностью, приемлемой для принятия производственных решений в процессе эксплуатации трубопроводных систем. Эту задачу предложено решать с помощью обеспечения систем промысловых нефтепроводов узлами контроля коррозионной стойкости, которые оборудуются легко демонтируемым участком трубопровода, подлежащего дальнейшему визуальному и инструментальному осмотру. Показано, применение таких узлов на Русскинском нефтяном месторождении позволяет прогнозировать срок службы нефтесборных систем месторождений углеводородов.

Список литературы

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов». – 2017. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_146173/

2. ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. – http://docs.cntd.ru/document/1200032590

Активно развивающаяся супрамолекулярная химия, вероятно, придет в скором времени в соприкосновение с областью присадок для сырой нефти. Важная особенность супрамолекул заключается в способности к самовосстановлению после механических и других внешних воздействий. Причиной этого являются слабые нековалентные взаимодействия, лежащие в основе их образования. Ван-дер-ваальсовы, кулоновские взаимодействия, водородные связи представляют собой лабильные контакты, связывающие элементы (мономеры) супрамолекул, благодаря которым макрообъект способен гибко реагировать на изменения окружающей среды. Этим супрамолекулы отличаются от прочных ковалентных соединений. Для восстановления самоорганизующихся систем требуется определенное время. Восстановление поверхностно-активных веществ, например, может занять до нескольких десятков часов в зависимости от их химического строения и химического окружения. Прочные супрамолекулы, имеющие в своей основе диполь-дипольные взаимодействия, водородные связи, должны быстрее восстанавливать свою структуру после снятия механических напряжений. Это качество особенно перспективно с точки зрения создания противотурбулентных присадок, способных «возрождаться» после прохождения центробежного насоса. Традиционные карбоцепные полимеры в этих условиях необратимо теряют способность к снижению гидродинамического сопротивления. Кроме того, слабые взаимодействия предполагают существование ансамбля частиц различной молекулярной массы в данный момент времени. При этом низкомолекулярные частицы могут выполнять функцию депрессорных присадок, а высокомолекулярные – противотурбулентных. Поскольку депрессорные присадки расходуются по мере связывания парафином, необходима начальная концентрация супрамолекул порядка нескольких сотен миллионных долей.

В статье приведены возможные виды супрамолекул, основанные на кислотно-основных, комплементарных и гидрофобных интерполимерных взаимодействиях, которые могут стать основой присадок универсального действия.

Список литературы

1. Ezrahi S., Tuval E., Aserin A. Properties, main applications and perspectives of worm micelles // Advances in Colloid and Interface Science. – 2006. – December 21. – № 128–130. – P. 77–102. – DOI: 10.1016/j.cis.2006.11.017

2. Pat. USA 6774094. Drag reduction using fatty acids / V. Jovancicevic, K. Bartrip; assignee Baker Hughes Incorporated. – Appl. № 09/944,837; filed: 30. 08. 2001; publ. 10.09.2004.

3. Investigation of cationic surfactants as clean flow improvers for crude oil and a mechanism study / X. Gu, F. Zhang, Y. Li [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 164. – P. 87–90.

4. Darabi Ahmad, Soleymanzadeh Aboozar Evaluation of Drag Reduction by Cationic Surfactant in Crude Oil. – https://www.nisoc.ir/_DouranPortal/Documents/2_20100120_123001.pdf

5. Несын Г.В., Валиев М.И., Гареев М.М. Устойчивые к деструкции агенты снижения гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 6. – С. 652–659.

6. Zakin J.L., Zhang Y., Ge W. Drag reduction by surfactant giant micelles. In: Giant Micelles: Properties and Applications / Edited by: R. Zana, E.W. Kaler. – Boca Raton (Fl): CRC Press, 2007. – P. 473–492.

7. Pat. USA 7288506. Aluminum carboxylate drag reducers for hydrocarbon emulsions / V. Jovancicevic, S. Campbelle, S. Ramachandran., P. Hammonds, Weghorn S.; assignee Baker Hughes Incorporated. – Appl. No. 10/720,655; filed: 24.11.2003; publ. 30.10.2007.

8. Synthesis and characterization of nanohybrid of poly(octadecylacrylates derivatives)/montmorillonite as pour point depressants and flow improver for waxy crude oil / A.M. Al-Sabagh [et al.] // Journal of Applied Polymer Science. – 2019. – V. 136. – № 17. – P. 47333. – DOI: 10.1002/app.47333.

9. Sabadini E., Francisco K.R., Bouteiller L. Bis-Urea-Based Supramolecular Polymer: The First Self-Assembled Drag Reducer for Hydrocarbon Solvents // Langmuir. – 2010. – V. 26. – № 3. – P. 1482–1486.

10. Malik S., Mashelkar R.A. Hydrogen bonding mediated shear stable clusters as drag reducers // Chemical Engineering Science. – 1995. – № 50 (1). – P. 105–116. – DOI: 10.1016/0009-2509(94)00125-B

11. Бектуров Е.А. Тройные полимерные системы в растворах / под ред. Б.А. Жубанова. – Алма-Ата: Наука, 1975. – 252 с.

В статье поставлена новая задача формирования грузопотоков нефти различных месторождений по системе магистральных нефтепроводов с возможностью управления реологическими свойствами перекачиваемой продукции за счет рационального смешивания в узловых точках трубопроводной системы – на нефтеперекачивающих станциях с резервуарными парками. Актуальность постановки этой задачи обусловлена современной тенденцией увеличения доли добычи высоковязкой и застывающей при высоких температурах нефти, а также необходимостью их вовлечения в магистральный трубопроводный транспорт в ближайшей перспективе. Решение рассматриваемой задачи позволит формировать маршруты движения потоков нефти различных месторождений таким образом, чтобы обеспечивались минимальные суммарные затраты энергии на перекачку. Для определения параметров смешивания в узловых точках в качестве основного расчетного модуля предложено использовать стандартный алгоритм многомерной оптимизации – симплекс-метод. Целевая функция представлена в виде суммарных энергозатрат на перекачку в зависимости от концентраций смешеивания нефти в узловых точках системы магистральных нефтепроводов. Предложен способ расчета целевой функции для любой разветвленной сети магистральных нефтепроводов с применением алгоритмов построения дерева смешивания и определения свойств нефти с использованием алгоритма обхода дерева. Также рассмотрены вопросы определения границы допустимого смешивания исходя из обеспечения массового баланса и сохранения запаса качества сдаваемой потребителям нефти. В качестве примера задача решена для элемента магистральной нефтепроводной системы с четырьмя узлами смешивания нефти в случае повышения вязкости нефти одного из поставщиков. Проведение многомерной оптимизации энергопотребления для данной системы позволило выявить возможность повышения ее энергоэффективности более чем на 2 %.

Список литературы

1. Кацал И.Н. О качестве нефти в системе магистрального транспорта ОАО «АК «Транснефть» // 4-ая Международная конференция Argus Рынок российской нефти 2014. – https://www.transneft.ru/pressroom/docs8.

2. О формировании грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» / И.Н. Кацал, А.Ю. Ляпин, Е.С. Дубовой [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2 (22). – С. 92–95.

3. Каримов Р.М., Ташбулатов Р.Р., Мастобаев Б.Н. Повышение энергоэффективности перекачки за счет перераспределения грузопотоков и оптимального смешения реологически сложных нефтей // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2017. – № 3. – С. 13–18.

4. Ташбулатов Р.Р. Прогнозирование вязкостно-температурных характеристик течения смесей при совместной транспортировке различных нефтей в системе магистральных нефтепроводов: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2019. – 135 с.

5. Ахназарова С.Л., Кафаров В.В. Методы оптимизации эксперимента в химической технологии. – М.: Высшая школа, 1985. – 327 с.

6. Montgomery D.C. Design and Analysis of Experiments. – Hoboken: John Wiley, 2017. – 629 p.

7. Управление качеством нефти: Информационное обеспечение / М.С. Гришанин, С.А. Андронов, И.Н. Кацал, Н.А. Козобкова // Трубопроводный транспорт нефти. – 2016. – № 4. – С. 4–11.

8. Закиров А.И. Обоснование режимов трубопроводного транспорта битуминозной нефти: дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2016. – 170 с.

9. Method for Calculating the Viscosity of Multicomponent Oil Blend / R.R. Tashbulatov, R.M. Karimov, B.N. Mastobaev, O.A. Makarenko // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. – 2019. – DOI:10.1088/1755-1315/272/2/022196

10. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов . – СПб: Недра, 2008. – 488 с.

11. Ремез Е.Я. Основы численных методов чебышевского приближения. – Киев: Наукова думка, 1969. – 624 с.

12. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

13. Винарский М.С., Лурье М.В. Планирование эксперимента в технологических исследованиях. – Киев: Техника, 1975. – 168 с.

14. Stephens R. Essential Algorithms: A Practical Approach to Computer Algorithms . – Hoboken: John Wiley, 2013. – 759 p.

15. Узловая реологическая задача смешения нефтей для оптимального распределения грузопотоков в разветвленной сети нефтепроводов / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 5. – С. 532–539.