В статье рассмотрена новая парадигма развития нефтегазового комплекса России, предложенная академиком РАН А.Э. Конторовичем в 2020 г. Отмечено, что в настоящее время нефтяная промышленность сталкивается с целым рядом серьезных трудностей, таких как истощение месторождений, сокращение числа открытий новых месторождений, неэффективность методов добычи, обусловленная отсутствием современных инновационных технологий, несовершенство законодательства, лицензирование крупных государственных предприятий, недостаточность разведанных запасов, а также нехватка финансирования. Показано, что в мире по-прежнему будут периоды дестабилизации нефтяного рынка (кризисы), и в таких условиях нужна более продуманная политика России в вопросах нефтегазодобычи. В связи с этим большой интерес представляют предложения А.Э. Конторовича о необходимости смены нынешней парадигмы развития, которая состояла в последовательном освоении новых нефтегазоносных провинций, двигаясь с запада на восток.

При обсуждении новой парадигмы использован опыт успешного освоения нефтяных ресурсов старейшего нефтегазодобывающего региона России – Республики Татарстан. За длительную историю развития нефтяной отрасли в республике накоплен огромный опыт разведки и разработки нефтяных месторождений – от мелких и мельчайших до гигантских и супергигантских. Найдены подходы к рациональному освоения различных групп и категорий месторождений. Отработаны наиболее эффективные методы поисков, разведки и доразведки нефтяных месторождений, современные наиболее совершенные гидродинамические методы разработки месторождений с традиционными и трудноизвлекаемыми запасами, в том числе на поздних стадиях разработки. Широкое применение нашли методы увеличения нефтеотдачи  для различных геолого-физических условий, в том числе извлечения остаточных запасов длительно эксплуатируемых месторождений. Накоплен большой опыт разработки сложнопостроенных мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Ведутся научно-исследовательские и опытно-промышленные работы по поискам эффективных методов освоения нетрадиционных залежей нефти (выоковязких, сверхвысоковязких нефтей и природныйх битумов, в сланцевых и им подобных отложениях), а также по изучению феномена возможной подпитки залежей осадочного чехла глубинными углеводородами. Сделан вывод, что предложенная А.Э. Конторовичем новая парадигма развития нефтегазового комплекса России затрагивает актуальные проблемы отрасли, требует дополнительного анализа и дальнейшего развития.

Список литературы

1. Конторович А.Э. Глобальные проблемы нефти и газа и новая парадигма развития нефтегазового комплекса России // Наука из первых рук. – 2016. – № 1. – С. 6–17.

2. Шмаль Г.И. О новой парадигме развития нефтегазовой геологии // Материалы Международной научно-практической конференции. – Казань: Ихлас, 2020. – С. 3–5.

3. Муслимов Р.Х. О новой парадигме академика А.Э. Конторовича – развитие нефтегазового комплекса России // Материалы Международной научно-практической конференции. – Казань: Ихлас, 2020. – С. 5–13.

4. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 2. / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров [и др.]. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. – 484 с.

5. Муслимов Р.Х. Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. – Казань: ФЭН, 2009. – 727 с.

6. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. 75 лет опыта. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 608 с.

7. Муслимов Р.Х. Негативное влияние процесса «старения» залежей на потенциальные возможности нефтедобычи и пути повышения эффективности разработки на поздней стадии // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы V международной конференции. Ч. II. – М.: Изд-во МГУ, 2001.

8. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача; прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). – Казань: ФЭН. – 2014. – 750 с.

9. Мустафин И.А. Геолого-технологические результаты гидродинамического метода разработки месторождений нефти в РФ на примере супергигантов Ромашкино и Самотлор». – Казань: Фолиант, 2018. – 88 с.

10. Непримеров Н.Н., Шарагин А.Г. Особенности внутриконтурной выработки нефтяных пластов. – Казань: Изд-во КГУ, 1961. – 213 с.

11. Особенности состава остаточной нефти в заводненных терригенных коллекторах / Т.Н. Юсупова, Л.М. Петрова, Р.З. Мухаметшин [и др.] // Тр. Международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)». – Т. 3. – Казань, 1994.

12. Славин В.И., Химич В.Ф. Геодинамические модели формирования АВПД и их практическое значение // Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД / Тр. ин-та / ВНИГРИ. – 1987.

13. Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н. Моделирование разработки нефтяных месторождений с учетом их переформирования на поздней стадии и подпитки глубинными углеводородами // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 56–60.

14. Муслимов Р.Х. Основные направления создания геологических моделей для разведки и разработки залежей нетрадиционных углеводородов // Материалы Международной научно-практической конференции «Моделирование геологического строения и процессов разработки – основа успешного освоения нефтяных и нефтегазовых месторождений» 4–5 сентября 2018. – Казань: Слово, 2018.

Высокая фациальная изменчивость пород пласта В₁₃ непской свиты определяет анизотропию фильтрационно-емкостных свойств и сложность выделения перспективных участков под поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. В результате исследований керна, обработки и интерпретации сейсморазведки 3D создана детальная сейсмофациальная модель отложений. Ее применение позволило повысить степень подтверждаемости моделей бурением с 15 до 85 %, что дало возможность оптимизировать число поисково-разведочных скважин, которые необходимо пробурить; снизить степень неопределенности при подсчете запасов и создать объективную основу для проектирования. Лучшие с точки зрения исходных фильтрационно-емкостных свойств (до засолонения) коллекторы пласта В₁₃ формировались в нижней части пласта, они представлены фациями опесчаненных конусов выноса и распределительных каналов, уверенно выделяемых с помощью современной сейсморазведки 3D. Ширина флювиальных конусов колеблется от 5-7 до 10-18 км, длина – от 5-8 до 20 км. По результатам изучения керна, материалам геофизических исследований скважин и данным сейсморазведки установлено закономерное уменьшение общих и эффективных толщин к краям конусов, а также увеличение доли глинистой фракции. Неопределенность оценки вертикальной и латеральной анизотропии распределения коллектора в пласте, чувствительная к параметрам разработки, учтена в виде альтернативных концепций в 3D геологических и гидродинамических моделях. Разработанные методики и подходы, созданные концептуальные модели и полученные результаты, такие как размеры фациальных тел, их связность и фильтрационно-емкостные свойства, могут быть использованы для месторождений-аналогов региона с целью подготовки достоверной основы для планирования бурения и прогнозирования добычи.

Список литературы

1. Воробьев В.С., Чеканов И.В., Клиновая Я.С. Модель распространения терригенных коллекторов и засолоненных песчано-гравелитистых отложений в пределах месторождений центральной части Непского свода // Геология нефти и газа. – 2017. – № 3. – C. 47–60.

2. Miall A.D. The Geology of Fluvial Deposits: sedimentary facies, basin analysis and petroleum geology. – Berlin-Heidelberg: Springer-Verlag, 2006. – P. 503.

3. Variable style of transition between Palaeogene fluvial fan and lacustrine systems, southern Pyrenean foreland, NE Spain / A. Saez, P. Anadon, M.J. Herrero, A. Moscariello // Sedimentology. – 2007. – V. 54. – P. 367–390.

4. Hampton B.A., Horton B.K. Sheetflow fluvial processes in a rapidly subsiding basin, Altiplano plateau, Bolivia // Sedimentology. – 2007. – V. 54. – P. 1121–1147.

5. Quantification of a distributive fluvial system: the salt wash dfs of the morrison formation, SW U.S.A. / A. Owen, G.J. Nichols, A.J. Hartley [et al.] // Journal of Sedimentary Research. – 2015. – V. 85. – P. 544–561.

6. Nichols G.J., Fisher J.A. Processes, facies and architecture of fluvial distributary system deposits // Sedimentary Geology. – 2007. – 195. – P. 75–90.

В статье предложено ввести новую стадию преобразований пород при техногенном воздействии на них с целью увеличения эффективности добычи полезных ископаемых – техноморфизм, который нельзя отнести к природному процессу (литогенезу). Техноморфизм – процесс преобразований горных пород в пластовых условиях при определенном техногенном воздействии. Целью изучения процессов техноморфизма является повышение эффективности добычи полезных ископаемых путем прогноза изменений свойств породы при определенном техногенном воздействии на нее. Изучение техноморфизма рассмотрено на примере термического воздействия на нефтематеринские верхнеюрские отложения Западной Сибири. При закачке воздуха происходит самовоспламенение нефти, ее окисление с выделением тепла, повышением температуры в проницаемых прослоях коллекторов. В результате в породах-коллекторах, отличающихся повышенным содержанием органического вещества (до 5 %), органическое вещество окисляется. При продолжении закачки кислорода с водой в породах образуется гипс или ангидрит, запечатывающий открытое емкостное пространство пород. В этом случае дальнейшая закачка кислорода становится невозможной. Предложена схема изменений органического вещества, минералов и емкостного пространства пород верхнеюрских отложений в зависимости от температуры. Отмечено, что изучение техноморфизма пород при различных техногенных воздействиях будет способствовать более глубокому пониманию изменений минерально-компонентного состава пород, их емкостного пространства, различных свойств, что позволит корректировать решения, направленные на разработку технологий увеличения нефтеотдачи и добычи полезных ископаемых в целом. По мнению автора, исследования техноморфизма становятся все более актуальными в связи с практическими задачами производственной деятельности человека.

Список литературы

1. Фролов В.Т. Литология. Кн. 1. – М.: Изд-во МГУ, 1992. – 335 с.

2. Ферсман А.Е. Геохимия. Т.2. – Л.: ОНТИ-Химтеорет, 1934. – 354 с.

3. Геологический словарь. Т. 3. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2012. – 440 с.

4. Минеральные компоненты почв: учебное пособие по некоторым главам курса химии почв / С.Я. Трофимов, Т.А. Соколова, Т.Я. Дронова, И.И. Толпешта. – М., 2007. – 109 с.

5. Глазовская М.А. Геохимия природных и техногенных ландшафтов СССР. – Тула: Гриф и К, 2007. – 104 с.

6. Немова В.Д. Многоуровневая литологическая типизация пород баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 13–17 .

7. Вассоевич Н.Б., Баженова О.К., Бурлин Ю.К. Нефтематеринский потенциал осадочных образований. – М.: ВИНИТИ, 1982. – 136 с.

8. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов / под ред. В.Н. Шванова. – Спб.: Недра, 1998. – 352 с.

9. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин. – М.: Изд-во МГУ, 2000. – 384 с.

10. Новый отечественный способ разработки месторождений баженовской свиты. Часть 1. / В.Ю. Алекперов, В.И. Грайфер, Н.М. Николаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 100–105.

11. Промысловые исследования внутрипластовых окислительных процессов при термогазовом воздействии на породы баженовской свиты / А.А. Боксерман, В.Н. Власов, А.С. Ушакова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 2–6; № 5. – С. 78–82.

12. Кокорев В.И. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти: дис. ... д-ра техн. наук. – М., 2010. – 318 с.

13. Никитина Е.А., Толоконский С.И., Щеколдин К.А. Анализ результатов лабораторных исследований и промысловых работ по применению термогазового метода увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство – 2018. – № 9. – С. 62–67.

14. Щеколдин К.А. Исследование возможностей регулирования технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты // Территория Нефтегаз. – 2012. – № 9. – С. 66–71.

15. Extracting hydrocarbons from Huadian oil shale by sub-critical water / S. Deng, Z. Wang, Q. Gu, F. Meng [et al.] // Fuel Process. Technol. – 2011. – V. 92. – P. 1062–1067. – https://doi.org/10.1016/J.FUPROC.2011.01.001.

15. Термическое разложение природного доломита / А.И. Ратько, А.И. Иванец, А.И. Кулак [и др.] // Неорганические материалы. – 2011. – Т. 47. – № 12. – С. 1502–1507.

16. Немова В.Д., Панченко И.В. Локализация приточных интервалов баженовской свиты и их емкостное пространство на Средне-Назымском месторождении // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/4/11_2017.pdf

17. Бурлин Ю.К., Плюснина И.И. Фазовые переходы кремнезема в нефтеносных толщах // Вестник Московского университета. – 2008. – № 3. – Сер. 4. – Геология. – С. 24–31.

18. Дегидратация глин различного состава при прокаливании / Р.З. Рахимов, Н.Р. Рахимова, А.Р. Гайфуллин, В.П. Морозов // Строительные материалы и изделия. Изв. КГАСУ. – 2016. – № 4 (38). – С. 388–394.

19. Гуляшинов П.А., Палеев П.Л., Гуляшинов А.Н. Изучение процесса термического разложения скородита и пирита // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2017. – № 12–1. – С. 22–27.

20. Вишняк А.И. Изменение химического состава подземных вод в ограниченных карбонатных структурах при окислении пирита покровных отложений (на примере Полдневского месторождения Егоршинско-Каменской синклинали Восточно-Уральского прогиба): автореф. дисс. ... канд. геол.-мин. наук. – М., 2005.

21. Шаяхметов А.У., Мустафин А.Г., Массалимов И.А. Особенности термического разложения оксида, пероксида, гидроксида и карбоната кальция // Вестник Башкирского университета. – 2011. – Т. 16. – № 1. – С. 29–32.

22. Лабораторные исследования закачки воздуха в керогенсодержащие породы. Часть 1: отработка методов управления фронтом горения / Т.М. Бондаренко, Д.А. Метт, В.Д. Немова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 28–32.

Определение насыщенности керна нефтематеринских отложений баженовской свиты стандартными методами является нетривиальной задачей, что препятствует проведению систематических замеров. Примером является существующий метод отгонки воды в аппарате Закса (или Дина – Старка), который не позволяет определять небольшие количества воды с высокой точностью. Кроме того, этот метод не является «поточным» – на один замер уходит до недели. Это приводит к использованию при подсчете запасов и планировании разработки значений нефтенасыщенности, которые не подтверждены фактическими данными или определены на единичных образцах керна. В статье предложен способ, основанный на совмещении тепловых и спектрометрических методов, который позволил провести на керне 12 месторождений определение как водонасыщенности, так и нефтенасыщенности. Результаты свидетельствуют о значительной изменчивости насыщенности по разрезу баженовской свиты, а модальные значения водонасыщенности превышают те, что обычно применяются при подсчете запасов. Из-за значительного влияния «масштабного» фактора на свойства керна баженовской свиты реальные значения водонасыщенности могут оказаться еще более высокими. Немаловажное значение имеет степень подвижности воды в открытом поровом пространстве. Устоявшее мнение, что вся вода в баженовской свите связана с глинистыми минералами, не подтверждается специально проведенными исследованиями. Полученные зависимости водосодержания и глинистости имеют линейную зависимость с высокой дисперсией значений. Наиболее низкие значения водосодержания тяготеют к высококремнистым и карбонатным породам, а вода в открытых порах является скорее капиллярно связанной. Изучение особенностей выделения воды в температурном интервале, соответствующем разложению (пиролизу) органического вещества и минералов, показало наличие большого количества воды в закрытых порах.

Список литературы

1. Брехунцов А.М., Нестеров  И.И. (мл.), Нечипорук Л.А. Современное состояние и перспективы освоения ресурсов нефти и газа юрских горизонтов Западной Сибири в свете прогнозов академика И.М. Губкина/ А.М. Брехунцов // Геология и геофизика. – 2017. – Т. 58. – № 3–4. – С. 445–454.

2. Волков В.А. Перспективы сланцевой «революции» в Югре – самые радужные, но технология разработки баженовской свиты еще не выработана// Недропользование XXI век. – 2018. – № 4. – С. 52–57.

3. Пористость и нефтенасыщенность пород баженовской свиты / А.Э. Конторович [и др.] // Геология нефти и газа. – 2018. – № 5. – С. 61–73.

4. Factors influencing oil saturation and exploration fairways in the lower cretaceous Quantou Formation tight sandstones, Southern Songliao Basin, China / Kelai Xi [et. al]  // Energy Exploration & Exploitation. – 2018. – V. 36 (5). – Р. 1061–1085.

5. Силич В.Е. Поровые воды пород баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения // В сб. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / под ред. И.И. Нестерова. – Тюмень: ЗапСибНИПИ, 1985. – С. 87–91.

6. Назина Л.А., Скляр Ю.Г. Корреляция содержания физически связанной воды и емкостных свойств массивных образцов пород баженовской свиты // Геология нефти и газа. – 1991. – № 8. – С. 15–18.

7. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И. Ермаков [и др.] / под ред. В.И. Ермакова, А.Н. Кирсанова. – М.: Недра, 1995. – 464 с.

8. Кузьмин Ю.А., Судат Н.В. Особенности геологического строения, оценки и учета в госбалансе запасов углеводородов в отложениях баженовской свиты месторождений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. – 2011. – № 24. – http://www.oilnews.ru/24-24/osobennosti-geologicheskogo-stroeniya-ocenki-i-ucheta-v-gosbalanse-zapas...

9. Мелантерит и ссомольнокит как продукты выветривания пирита баженовской свиты / Ю.Н. Занин [и др.] // Литология и полезные ископаемые. – 2009. – № 3. – С. 294–296.

10. Water Generation during Pyrolysis of Oil Shales. 1. Sources / T. Coburn [et al.] // Energy and Fuels. – 1989. – V. 3. – № 4. – Р. 216–223.

11. Меленевский В.Н., Никитина Е.И. Исследование процессов газовыделения из природного кварца // Известия АН СССР. Сер. геологическая. – 1981. – № 9. – С. 81–91.

12. Конторович А.Э. Феномен баженовской свиты: литология, органическая геохимия, палеогеография, постседиментационная эволюция, потенциал аккумуляции нефти и газа // Труды VIII Всероссийского литологического совещания «Эволюция осадочных процессов в истории Земли», 27–30 октября 2015, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – Т. 1, 419 с.

13. Клубова Т.Т. Глинистые коллекторы нефти и газа. – М.: Недра, 1988. – 157 с.

14. Глотов А.В., Скрипкин А.Г., Горшков А.М. Лабораторная оценка пористости и насыщенности отложений баженовской свиты различными методами // Каротажник. – 2019. – Вып. № 6 (3). – С. 23–40.

15. Глотов А.В., Михайлов Н.Н. Влияние «масштабного» фактора на свойства пород баженовской свиты / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 6 (342). – С. 42–48.

Доманикоидная высокоуглеродистая формация, представленная чередованием глинисто-кремнисто-карбонатных пород с повышенным содержанием органического вещества, охватывает стратиграфический интервал от саргаевского горизонта верхнего девона до низов турнейского яруса нижнего карбона и имеет широкое распространение на востоке Восточно-Европейской платформы. В статье приведены результаты сейсмостратиграфического и циклостратиграфического анализа, по результатам которого создана региональная геологическая модель формирования доманикоидного комплекса. В строении среднефранско-турнейских доманикоидных отложений выделяются три области, которые различаются по составу, строению, толщинам и условиям формирования: карбонатной платформы, склонов и внутришельфовой впадины. Выявленная цикличность в строении изучаемого комплекса показала, что разрез состоит из четырех крупных циклитов второго порядка, накопление которых происходило на этапе повышений уровня моря на фоне общей регрессии. Анализ вещественного состава отложений дал возможность в пределах каждого цикла выделить различные обстановки осадконакопления и характерные для этих областей типовые разрезы. Борта впадины слагают известняки мелководного шельфа, а склоны представлены чередованием обломочных известняков, глинистых известняков и смешанных кремнисто-карбонатных и карбонатно-кремнистых пород. Глубоководная впадина характеризуется некомпенсированным осадконакоплением смешанных кремнисто-карбонатных и карбонатно-кремнистых пород с высоким содержанием органического вещества (среднее содержание – более 2,5 %), с которыми связана область высоких перспектив доманикоидной высокоуглеродистой формации. Определены зоны преимущественного развития этих отложений. Зоны ранжированы по степени перспективности. Высокоперспективная зона, где суммарная тощина высокоуглеродистых кремнисто-карбонатных и карбонатно-кремнистых пород достигает 90-140 м, распространена в центральной части прогиба.

Список литературы

1. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.И. Коробова [и др.] // Георесурсы. – 2017. – Т. 1. – С. 112–124.

2. Сравнение разрезов доманиковых отложений волго-уральского и тимано-печорского бассейнов в местах естественного выхода на дневную поверхность / А.П. Завьялова, В.В. Чупахина, А.В. Ступакова  [и др.] // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. – 2018. – № 6. – С. 57–73.

3. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях / А.И. Варламов, В.И. Петерсилье, Н.К. Фортунатова [и др.]. – М.: ГКЗ, 2019. – С. 483–500.

4. Вассоевич Н.Б., Корнилова Н.Н., Чернышев В.В. О содержании углеродистого органического вещества в континентальном секторе осадочной оболочки Земли // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. – 1973. – № 1. – С. 8–23.

5. Баженова Т.К. Смешанные породы, содержащие некарбонатный углерод // Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов. – СПб.: Недра. – 1998. – С. 265–269.

6. Доманиковые отложения Тимано-печорского и Волго-Уральского бассейнов / Т.А. Кирюхина, Н.П. Фадеева, А.В. Ступакова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2013. – № 3. – С. 76–87.

7. Юсупова И.Ф., Фадеева Н.П., Шарданова Т.А. Влияние повышенных концентраций органического вещества на свойства пород // Георесурсы. – 2019. – Т. 21. – № 2. – С. 183–189.

8. Генерационный потенциал пород доманиковой формации Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна / Н.П. Фадеева, Е.В. Козлова, Е.Н. Полудеткина [и др.] // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология – 2015. – № 6. – С. 44–52.

9. Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области / Г.Ф. Ульмишек, А.В. Шаломеенко, Д.Ю. Холтон, М.В. Дахнова // Геология нефти и газа – 2017. – № 5 – С. 67–78.

10. Методика прогноза структурно-литологических и литологических ловушек нефти и газа в верхнедевон-турнейском и нижнепермском карбонатных нефтегазоносных комплексах востока Волго-Уральской НГП / Н.К. Фортунатова, А.Г. Швец-Тэнэта-Гурий, М.А. Бушуева [и др.] // Геология нефти и газа – 2019. – № 3 – С. 23–38

В последние годы технологии обработки морских сейсморазведочных данных совершили огромный скачок за счет развития вычислительной техники. Свое применение нашло множество алгоритмов сигнальной обработки и построения глубинного изображения, ранее не имевших практической реализации. С их появлением весьма актуальным стал вопрос корректного использования новых методик и технологий в графе обработки и контроля качества полученных результатов. В статье показан пример обработки морских сейсморазведочных данных разных лет, которые получены на шельфе о. Сахалин, характеризующемся сложными сейсмогеологическими условиями, в частности, наличием скоплений приповерхностного газа в верхних слоях осадочных пород и изменчивыми акустическими характеристиками морского дна. При решении данной задачи использованы различные алгоритмы сигнальной обработки и построения изображений, предназначенные для повышения качества данных с целью улучшения пространственной и динамической разрешенности для последующего прогноза характеристик резервуаров. Детально рассмотрены вопросы подавления волн-спутников (дегостинг) и кратных волн, результаты согласования динамических характеристик разных съемок. Дано описание ключевых этапов построения скоростной модели и глубинной миграции до суммирования. Приведено сравнение результатов архивной обработки и переобработки, позволяющее сделать вывод, что применение современных технологий дало возможность улучшить динамические характеристики и повысить разрешенность сейсмической записи в целевых интервалах с сохранением истинных характеристик сигнала. Реализованный подход к обработке сложных данных позволил значительно детализировать геологическое строение перспективных отложений и выявить новые локальные поисковые объекты.

Список литературы

1. Технология подавления волн-спутников с использованием данных гидрофонов ближней зоны при обработке морских сейсмических данных / Е.В. Валькова, А.С. Корнев, Р.Р. Нагаев [и др.] // 22-я научно-практическоя конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2020», сентябрь 2020. – https://www.elibrary.ru/ item.asp?id=44427068

2. Особенности обработки сейсмических данных на шельфе Баренцева моря в условиях «жесткого» дна / А.С. Корнев, Л.М. Савицкий, В.Я. Кибальчич [и др.] // Геофизика. – 2019. – № 3. – С. 34–40.

3. Применение количественного контроля качества в процессе обработки данных сейсморазведки / А.Ю. Никульников, С.В. Горбачев, Д.Н. Мясоедов, Т.В. Нурмухамедов // Геофизика. – 2019. – № 1. – С. 55–64.

4. Особенности ослабления вторичных пульсаций источника при обработке морских сейсмических данных разных лет / А.В. Филимонов, С.В. Горбачев, В.В. Ланцев [и др.] // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2018. – № 1–2. – С. 32–39.

5. Филимонов А.В., Мясоедов Н.К., Горбачев С.В. Широкополосная обработка сейсморазведочных данных 3D на примере шельфа Черного моря // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 4. – С. 36–39.

6. Особенности обработки 3D данных при решении сложных задач, приуроченных к газовым аномалиям шельфа Сахалина / А.Б. Попова, С.В. Горбачев, М.А. Самаркин, Е.А. Курин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 28–32.

7. Ghost effect analysis and bootstrap deghosting application on marine streamer data / B. Bai, C. Chen, M. Yang, P. Wan // Conference Proceedings, 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013, Jun 2013. - https://www.earthdoc.org/content/papers/10.3997/2214-4609.20130491

В статье рассмотрены результаты переобработки ретроспективных данных сейсморазведки 2D/3D с целью получения дополнительной геологической информации на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» без существенного увеличения финансовых расходов на проведение дорогостоящих полевых работ. Особенно это актуально в связи с началом широкого изучения более глубоко залегающих перспективных геологических интервалов в сложных сейсмогеологических условиях, В первую очередь отмеченное касается морских геолого-разведочных исследований на мелководных акваториях и в транзитных зонах, где, с одной стороны, стоимость подготовки объектов на порядок выше, чем на суше; с другой - первичные данные характеризуются наличием большого спектра различных помех, существенно искажающих динамические характеристики волнового поля. С учетом того, что одним из самых затратных этапов при изучении мелководных акваторий является сбор первичных геофизических, в первую очередь сейсморазведочных, данных более актуальной становится переобработка полученной ранее «ретроспективной» информации с применением новых технологий.

Разработанный специалистами ПАО «НК «Роснефть» граф обработки с использованием новых технологий (устранение волн-спутников, итерационное подавление кратных волн, учет поглощения и анизотропная миграция до суммирования в глубинной области) позволяет выполнить обработку без искажения распределения динамических характеристик сейсмической записи. Применение технологии широкополосной обработки позволяет увеличить объем полезной геологической информации, получаемой из сейсмических данных и оптимизировать объемы проведения новых дорогостоящих полевых исследований. Предложенный подход позволит в более сжатые сроки получать представление о геологическом строении изучаемой территории на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» и, как следствие, в более ранние сроки и с меньшими затратами подготавливать детальные сейсмические исследования для заложения скважин и проведения разведочного бурения.

В статье рассмотрены результаты работ по изучению особенностей освоения залежей углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами, которые проводятся в ОАО «Зарубежнефть» и Российском университете дружбы народов. Исследованы геологические факторы, которые влияют на эффективность воздействия на пласт в процессе разработки залежей нефти и газа (поддержание пластового давления, водогазовое воздействие, закачка реагентов, уменьшающих вязкость нефти, нагнетание пара и др.). Приведена расширенная схема типизации факторов, определяющих существование скоплений углеводородов, которые относятся к трудноизвлекаемым запасам. Затронуты в том числе вопросы освоения залежей нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами. Рассмотрены случаи, когда недоучет зон повышенной проницаемости, обусловленной развитием трещин, определяет как практически исключение верхних частей залежей углеводородов из разработки, так и возможность формирования путей для опережающего обводнения, которые негативно влияют на разработку месторождений нефти и газа. Особое внимание уделено анализу механизма образования и эволюции трещинного типа пустот в карбонатных отложениях. Такой анализ позволяет повысить надежность определения характера распространения данного типа пустот в объеме залежи. На примере ряда залежей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, приуроченных к карбонатным коллекторам, выделены два типа трещиноватых слоев. Первый встречается в верхней части толщи, залегающей над породами с каверно-поровым и поровым типами коллектора, к нему приурочены части залежей, которые часто не учитываются при подсчете запасов углеводородов. Второй тип фиксируется в центральной части залежи и нередко определяет опережающее заводнение, что отрицательно влияет на коэффициент извлечения нефти.

Список литературы

1. Систематизация геологических факторов, определяющих существование скоплений углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами / А.Б. Сапожников, П.Н. Страхов, В.П. Филиппов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 10. – C. 4–9.

2. Гаврилов В.П. Прогноз возможных трендов в развитии отечественного и мирового топливно-энергетического комплекса // Геология нефти и газа. – 2016. – № 5. – С. 24–31.

3. Учет неоднородности продуктивных отложений при построении геологических моделей, как резерв повышения эффективности водогазового воздействия / П.Н. Страхов, А.А. Белова, А.А. Маркелова, Е.П. Страхова // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 46–49.

4. Страхов П.Н., Сапожников А.Б., Богданов О.А. Перспективы увеличения добычи нефти за счет освоения скоплений с трудноизвлекаемыми запасами отложений фаменского яруса юго-западной части Хореверской впадины // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2017. – № 4. – С. 24–27.

5. Локализация объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в составе залежей, приуроченных к карбонатным отложениям / П.Н. Страхов, О.А. Богданов, В.Н. Колосков, А.Б. Сапожников // Наука и техника в газовой промышленности. – 2017. – № 4. – С. 3–11.

6. Страхов П.Н. Причины ослабления корреляционных связей между условиями осадконакопления и емкостными свойствами карбонатных отложений в процессе их литогенеза // Геология нефти и газа. – 1996. – № 9. – С. 30–37.

7. Страхов П.Н. Формирование каверно-порового пространства в карбонатных отложениях. – М.: Информационно-внедренческий центр «Маркетинг», 2005. – 76 с.

8. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод. – М.: Недра, 1984. – 101 с.

9. Карбонаты: минералогия и химия. / П.Х. Риббе, Р.Дж. Ридер, Дж.Р. Голдсмит [и др.]. – М.: Мир, 1987. – 496 с.

Активное развитие строительства скважин с горизонтальным окончанием привело к массовому применению геонавигации для сопровождения бурения таких скважин. Важным стал вопрос повышения эффективности проводки скважин. Для эффективной проводки горизонтальных скважин в сложных геологических условиях используется комплекс каротажа в процессе бурения, который зачастую полнее, чем комплекс, применяемы в наклонно направленных скважинах. Как правило, от долота до приборов каротажа в процессе бурения расположена зона непромера (вплоть до -20 м для некоторых методов каротажа). В результате происходит задержка в принятии решений, а эффективность проводки скважин снижается относительно потенциально возможной. Выходом из ситуации являются наддолотные датчики, которые позволяют определять необходимые параметры на долоте (как правило, данные гамма-кароьажа или удельное электрическое сопротивление). Возможной альтернативой (дополнением) существующим на рынке решениям может являться использование данных геолого-технологических исследований (ГТИ). Однако текущий уровень ГТИ в России таков, что не позволяет опираться на получаемые данные при принятии решений, связанных с геонавигацией при бурении скважин. Особенно это касается геологической информации, получаемой по шламограммам и материалам газового каротажа. Несмотря на это, регистрируемые станцией ГТИ технологические параметры непрерывно используются для целей безаварийного бурения.

В статье предложен алгоритм, позволяющий прогнозировать наличие коллектора по технологическим параметрам бурения. В частности, алгоритм дает возможность прогнозировать коэффициент пористости и показания плотностного гамма-гамма каротажа на долоте для терригенных отложений Западной Сибири при роторном бурении скважин. Построение алгоритма выполнено путем настройки параметров технологических параметров бурения на данные геофизических исследований скважин (ГИС) и результаты их интерпретации. Получен ряд концептуальных наблюдений, которые связаны с разной физической основой определения свойств пород в конкретной точке по данным буровой механики и ГИС, позволяют объяснять процессы, происходящие во время бурения и прогнозировать свойства на долоте. Итоговый алгоритм требует калибровки с учетом материалов ГИС при бурении первых 100-150 м горизонтальной секции скважины.

Список литературы

1. 50 лет геолого-технологических исследований. История. Новый взгляд на развитие ГТИ в России / Э.Е. Лукьянов, К.Н. Каюров, А.А. Шибаев, И.Л. Шраго // Бурение и нефть. – 2018. – № 7/8. – С. 2–9.

2. Эффективное изучение и проводка горизонтальных скважин требуют расширенного комплекса исследований / Э.Е. Лукьянов [и др.] // Каротажник. – 2019. – Вып. 4 (298). – С. 114–134.

3. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические и геофизические исследования в процессе бурения. – Новосибирск: Изд. Дом «Историческое наследие Сибири», 2009. – 752 с.

4. Лукьянов Э.Е. Информационно-измерительные системы геолого-технологических и геофизических исследований в процессе бурения. – Новосибирск: Изд. Дом «Историческое наследие Сибири», 2010. – 816 с.

5. Лукьянов Э.Е. Интерпретация данных ГТИ. – Новосибирск: Изд. Дом «Историческое наследие Сибири», 2011. – 944 с.

6. Лукьянов Э.Е. Петрофизическая модель процесса бурения – основа интерпретации данных ГТИ. – Новосибирск: Изд. Дом «Историческое наследие Сибири», 2015. – 312 с.

7. Лукьянов Э.Е., Кудашева С.В. Методические рекомендации по интерпретации данных ГТИ. – Новосибирск: Изд. Дом «Историческое наследие Сибири», 2016. – 512 с.

Ограниченное применение газовых методов увеличения нефтеотдачи для низкопроницаемых коллекторов, в том числе при давлениях, превышающих 40-60 МПа, обусловлено высокими капитальными вложениями в увеличение давления закачки вытесняющего агента. В статье предложено решение, позволяющее повысить эффективности разработки низкопроницаемых нефтяных залежей многопластовых нефтегазовых месторождений. В качестве источника закачиваемого агента рассматривается газ газовых или газоконденсатных залежей того же месторождения при условии, что газовые и нефтяные залежи пересекаются в плане. Способ позволяет исключить оборудование для повышения давления газа при закачке в нефтяной пласт и обеспечить контроль и регулирование давления и расхода закачиваемого агента. При моделировании разработки низкопроницаемого гипотетического нефтяного пласта многопластового нефтегазового месторождения, приуроченного к ачимовским отложениям, предложенный способ реализован в два этапа. Принято, что на первом этапе нефтяной пласт разрабатывается по одной из известных систем горизонтальных скважин с многостадийным разрывом пласта на естественном режиме. На втором этапе часть добывающих скважин переводится в систему поддержания пластового давления путем рассредоточенной закачки газа. На этом этапе существляется вскрытие газового или газоконденсатного пласта и устанавливается внутрискважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа. Моделирование процесса смешивающегося вытеснения нефти углеводородным газом выполнено в композиционном симуляторе GEM (CMG). В результате проведения серии многовариантных расчетов технологических показателей разработки получены ограничения на забойное давление нагнетательных скважин, обеспечивающие достижение максимального коэффициента извлечения нефти при заданных условиях. Выполнена оценка минимального отношения объема газа газового пласта к объему нефти нефтяного пласта для реализации способа.

Список литературы

1. Соин Д.А., Скоробогатов В.А., Ковалева Е.Д. Особенности оценки потенциальных ресурсов углеводородов ачимовских и нижне-среднеюрских отложений северных районов Западной Сибири // Вести газовой науки. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – № 1 (25). – С. 16–22. 

2. Мессояханефтегаз начал полномасштабную разработку ачимовских залежей // Информационно-аналитический портал Neftegaz.RU. – https://neftegaz.ru/news/dobycha/499621-messoyakhaneftegaz-nachal-polnomasshtabnuyu-razrabotku-achim...

3. Лейк Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи. – Университет Техас, 2005. – 205 с.

4. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1990. – 427 с.

5. Назарова Л.Н., Карпов С.Н. Оценка эффективности технологии закачки газа в низкопроницаемые многопластовые объекты // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 9. – С. 58–63.

6. Пат. 1239276 A1 SU. Способ поддержания давления в нефтяной залежи / А.И. Алиев; заявитель НИПИ «Гипроморнефтегаз». – № 3703812/22-03; заявл. 30.01.84; опубл. 23.06.86.

7. Пат. 2295632 РФ. Способ бурения скважин и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов / О.Л. Витязев, А.А. Дорофеев, Р.И. Медведский, А.П. Попов, А.Н. Рязанов, Б.Ю. Хайруллин, Э.Ю. Худайнатов; заявитель и патентообладатель ЗАО НПП «Сиббурмаш». – № 2006107849/03; заявл. 13.03.06; опубл. 20.03.07.

8. Пат.  1678110 SU. Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения с размещенными друг над другом нефтяным и газоконденсатными пластами / Г.С. Степанова, В.Г. Скрипка, Б.И. Конышев, В.В. Жустарев, М.Х. Мордухаев, А.А. Мосина; заявитель Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт. – № 4737604/03; заявл. 15.09.89; опубл. 27.07.96.

9. Вафин Т.Р. Совершенствование технологий водогазового воздействия на пласт на нестационарном режиме: дисс. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2016. – 122 с.

10. Пат. 2737043 C1 РФ. Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения / П.В. Пятибратов, Д.С. Калинин. – № 2019116845; заявл. 31.05.19; опубл. 24.11.20.

11. Красноборов С.В., Бяков А.В. Оценка выбора агента закачки при разработке Ачимовских отложений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами нефти и аномально высоким пластовым давлением // Бурение и нефть. – 2014. – № 9. – С. 44–46.

Разработка месторождений с неоднородными коллекторами сопровождается преждевременным обводнением скважин, вызванным прорывами воды по наиболее проницаемым прослоям, характеризуется низким охватом пластов воздействием и добычей значительных объемов попутно добываемой воды при низкоэффективной закачке. Для повышения эффективности разработки месторождений, применяются технологии регулирования охвата пластов заводнением и ограничения водопритока. Применяемые стандартные технологии имеют ряд недостатков, одним из которых является непродолжительный технологический эффект. В статье рассмотрены термотропные составы нового поколения на основе титанового коагулянта. Показано, что по структурно-механическим свойствам (вязкость и прочность) образующиеся гели превосходят составы-аналоги. В частности, приведены результаты сравнения структурно-механических свойств предлагаемого состава «Реагент ТК-2» (для технологий увеличения охвата пластов заводнением и выравнивания профилей приемистости), и составов ГАЛКА-С, ТЕРМОГОС и РВ-3П-1 МС, широко применяемых в Западной Сибири. Результаты опытно-промысловых испытаний в нагнетательных скважинах свидетельствуют о более высокой технологической эффективности: дополнительная добыча нефти более чем в 2 раза превышает этот параметр при применении аналогов. Представлены результаты исследований состава для ограничения газоводопритока «Реагент ТК-10». Фильтрационными исследованиями установлено, что образующиеся гели, выдерживают перепад давления около 4,5 МПа/м. Результаты опытных работ в добывающих скважинах также подтвердили высокие изоляционные свойства состава «Реагент ТК-10». Геофизическими исследованиями подтверждено отсутствие притока из обводненного интервала пласта. По результатам проведенных мероприятий, добыча жидкости из обработанных скважин сокращена в 2,5-10 раз при сохранении дебита по нефти. Сделан вывод, что проведение комплексных мероприятий по регулированию охвата пластов заводнением через нагнетательные скважины и ограничение водопритока в добывающих скважинах позволяет существенно повысить технико-экономические показатели разработки высокообводненных месторождений.

Список литературы

1. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. – М.: Недра, 1976. – 246 с.

2. Муляк В.В., Чертенков М.В., Веремко Н.А. Золотые мили в нефтедобыче // SPE-184385-RU. – 2016.

3. РД 39-014-7428-235-89. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей / Э.В. Соколовский, С.И. Чижов, Ю.И. Тренчиков [и др.] – Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989. – 79 с.

4. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений / В.В. Муляк, В.Д. Порошин, Ю.П. Гаттенбергер [и др.]. – М.: ГЕОС. 2007. – 245 с.

5. Муляк В.В. Анализ особенностей заводнения пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения по гидрохимическим данным // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 109–111.

6. Муляк В.В. Гидрохимический контроль разработки нефтяных месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 4. – С. 25–31.

7. Данилова Е.А., Чернокожев Д.А. Применение компьютерной технологии экспресс-анализа и интерпретации результатов трассерных исследований для определения качества выработки нефтяных пластов // Нефтегазовое дело. – 2007. – № 1. – http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Danilova/Danilova_1.pdf

8. Кононенко А.А., Кусакин В.Ю., Мулявин С.Ф. Оценка эффективности методов выравнивания профиля приемистости с применением трассерных исследований на месторождениях Газпромнефть-ННГ // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 1–1. – http://science-education.ru/ru/article/view?id=18928

9. Санников В.А. К методике изучения трещиноватости и фильтрационной неоднородности заводненных пластов по данным трассирования потоков индикаторами. Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов // Материалы Международного научного Симпозиума. – Т. 2. – М.: ОАО «ВНИИнефть», 2008. – С. 210–216.

10. Опыт применения физико-химических методов регулирования процесса заводнения / В.Е., Ступоченко А.Г. Дябин, А.Я. Соркин [и др.] // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2005. – Вып. 132. – С. 88–97.

11. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. – 568 с.

12. Пат. 2693104 РФ. Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения / В.В. Муляк, Н.А. Веремко. – № 2018127747; заявл. 30.07.18, опубл. 01.07.19.

13. Пат. 2735821 РФ. Способ повышения нефтеотдачи пластов/ В.В. Муляк, Н.А. Веремко. –  № 2020119137; заявл. 09.06.20; опубл. 09.11.20.

Запись кривой восстановления давления (КВД) является одним из основных и самых распространенных видов гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Однако получение и интерпретация КВД для низкопроницаемых коллекторов на практике характеризуются рядом сложностей, в первую очередь связанных с недостаточной длительностью планового простоя скважины во время исследования, требованием стабильного режима перед остановкой. В статье рассмотрен подход к определению пластового давления по КВД для низкопроницаемых коллекторов, лишенный упомянутых недостатков. Предлагаемый метод основан на общем виде решения уравнения однофазной неустановившейся фильтрации в неоднородном пласте. Искомое распределение давления в пласте можно восстановить посредством нахождения собственных чисел и собственных функций задачи фильтрации. При этом собственные функции могут меняться в зависимости от распределения пластового давления на момент остановки скважины на исследование, а собственные числа постоянны, не зависят ни от режима работы скважины до остановки, ни от начального поля порового давления, характеризуя распределение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). В более ранних работах уже были описаны некоторые возможности по восстановлению давления на основе данного принципа, однако приведенные выкладки оказались слабо применимыми к низкопроницаемым коллекторам ввиду необходимости высокой длительности получения КВД для расчета собственных чисел задачи фильтрации. В данной работе методика модифицирована таким образом, чтобы после идентификации собственных функций и чисел задачи фильтрации в одном длительном исследовании можно было с их помощью восстанавливать значения пластового давления при краткосрочных записях КВД. Это позволяет проводить так называемую «накопленную интерпретацию», уточняя с каждым исследованием параметры собственных чисел искомого разложения поля давления, а также получая согласованные результаты, позволяющие более корректно оценивать динамику пластового давления. Приведен пример использования информации, полученной во время длительных остановок скважин, для последующей интерпретации короткой КВД. В отличие от традиционных подходов к предложенный алгоритм рассматривает скважину с произвольным заканчиванием в неоднородном пласте. Подход верифицирован как с помощью синтетических модельных примеров, так и для практических случаев записи КВД на скважинах вблизи пьезометрического фонда. Использование методики в условиях реальных скважин показано на примере решения задач для низкопроницаемых коллекторов Оренбургской области и Ямало-Ненецкого автономного округа. Отмечено, что предлагаемые подходы позволяют проводить более короткие исследования для контроля энергетического состояния, а полученные результаты дают согласованные значения по энергетике пласта и ФЕС.

Список литературы

1. Horner D.R. Pressure Build-Up in Wells / The 3rd World Petroleum Congress, The Hague, the Netherlands, May 1951 // WPC-4135. – 1951.

2. Determination of Aquifer Influence Function from Field Data / K.H. Coats, L.A. Rapoport, J.R. McCord, W.P. Drews // SPE-897-PA. – 1964. – DOI: https://doi.org/10.2118/897-PA

3. Gavalas G.R., Seinfeld J.H. Reservoirs With Spatially Varying Properties: Estimation of Volume from Late Transient Pressure Data // SPE-4169-PA. – 1973. - DOI: https://doi.org/10.2118/4169-PA

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

5. Crump J.G., Hite R.H. A New Method for Estimating Average Reservoir Pressure: The Muskat Plot Revisited // SPE-1027330-PA. – 2008. – DOI: 10.2118/102730-PA.

6. Approach to determining the optimal parameters of well performance in fractured reservoirs with a gas cap: Orenburg GCF case study / E. Yudin, I. Galyautdinov, G. Piotrovskiy [et al.] // SPE-196852-RU. – 2019. – DOI: 10.2118/196852-MS.

Ключевым элементом жизненного цикла морских нефтегазовых объектов и гидротехнических сооружений является разработка проектной документации. Этап проектирования – это важная стадия, в ходе которой закладывается эффективность строительства, эксплуатации, модернизации, а также последующей ликвидации этих объектов. Одним из наиболее важных вопросов являются избыточные требования к проектной документации, которые способствует появлению административных барьеров и увеличению расходов, как временных, так и финансовых затрат на разработку проектной документации. Все это приводит к необоснованным расходам и увеличению сроков реализации инвестиционного проекта.

В статье рассмотрен принцип формирования и разработки проектной документации для организации строительства и ремонта морских нефтегазовых и гидротехнических сооружений на месторождениях СП «Вьетсовпетро». Дано описание разделения работ на основные группы объектов капитального строительства и ремонта СП «Вьетсовпетро». Рассмотрен опыт организации, состав, структура и объем проектной документации для обеспечения строительно-монтажных работ как на береговой строительной площадке, так и при проведении морских операций на месторождениях СП «Вьетсовпетро» с целью обеспечения строительства новых нефтегазовых объектов, ввода их в эксплуатацию, их модернизацию и далее до последующей ликвидации существующих объектов ранее введенных в эксплуатацию. Опыт проектирования СП «Вьетсовпетро» позволяет рассмотреть возможность исключения излишней детализации проектных решений и сокращения разделов проектной документации до количества, достаточного для последующего качественного проектирования и строительства морских нефтегазовых объектов и гидротехнических сооружений с надлежащими мерами безопасности, надежности и эффективности.

Список литературы

1. Караев Р.Н., Разуваев В.Н., Портной А.С. Океанотехника и морские операции на шельфе. – Санкт-Петербург: Моринтех, 2008. – 516 с.

2. Вальдман Н.А., Жарких Н.В., Караев В.А. Применение критериев безопасности для оценки риска морских операций. – Санкт-Петербург: Крыловский государственный научный центр. 2018. – 174 с.

В статье рассмотрено решение проблемы оптимального размещения скважин с помощью алгоритма обучения с подкреплением Alpha Zero, который хорошо зарекомендовал себя качестве интеллектуальной системы (искусственного интеллекта) для игр и решения задач оптимизации в квантовой теории оптимального управления. Сделано предположение, что алгоритм Alpha Zero может быть не менее эффективным при решении задачи оптимального размещения скважин. Основными компонентами алгоритма, которые влияют на принятие решений, являются дерево Монте-Карло и нейронная сеть. Для выбора места размещения следующей скважины выполняется ограниченное число симуляций по дереву, корнем которого является текущий сектор, из которого происходит выбор. В ходе симуляций исследуются различные варианты-ветки дерева и добавляются новые узлы для неисследованных ветвей. Нейронная сеть дает оценку чистого дисконтированного дохода (NPV) для неисследованных ветвей-вариантов и желательности следующих действий. В качестве состояний в предложенном подходе рассмотрены сектора фиксированного размера, взятые из гидродинамической модели, рассчитанной для всего месторождения. Каждый сектор характеризуют картами свойств модели, вырезанными по контуру сектора. Дополнительно задается вектор экономических параметров. Отмечено, что главным преимуществом выбранного подхода является отсутствие необходимости полного перебора вариантов размещения – более глубоко раскрываются только ветви с хорошими оценками.

Представлены результаты работы прототипа системы по разработанному алгоритму. Выполнено краткое сравнение с результатами гидродинамического симулятора. Разработанный прототип показал корректную работу для синтетических моделей в ходе расстановки добывающих скважин, а также результаты сопоставимые с результатами гидродинамического симулятора.

Список литературы

1. Определение оптимальной схемы размещения горизонтальных скважин на месторождениях с нефтяными оторочками / Д.А. Сугаипов, С.А. Нехаев, И.В. Перевозкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 44–46.

2. Владимиров И.В., Альмухаметова Э.М. Эффективное размещение рядов добывающих и нагнетательных скважин в нефтяных залежах высоковязкой нефти с протяженными зонами разуплотнения коллектора // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 3. – С. 62–74.

3. Well-placement optimization using sequential artificialneural networks / Ilsik Jang, Seeun Oh, Yumi Kim [et al.] // Energy Exploration & Exploitation. – 2018. – V. 36(3). – P. 433–449.

4. Hamida Z., Azizi F., Saad G. An efficient geometry-based optimization approach for well placement in oil fields // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – V. 149. – P. 383–392.

5. A general reinforcement learning algorithm that masters chess, shogi, and Go through self-play / D. Silver [et al.] // Science. – 2018. – V. 362. – No. 6419. – P. 1140–1144.

6. Pumperla M., Ferguson K. Deep learning and the game of Go // Manning. – 2019. – V. 231. – P. 279.

7. Global optimization of quantum dynamics with AlphaZero deep exploration / M. Dalgaard [et al.] // npj Quantum Information. – 2020. – V. 6. – № 1.

8. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев [и др.]. – М.: ОАО ВНИОЭНГ, 2000. – 104 с.

9. Lozhkin A., Bozek P., Maiorov K. The Method of High Accuracy Calculation of Robot Trajectory for the Complex Curves // Management Systems in Production Engineering. – 2020. – V. 28. – №. 4. – P. 247-252.

Одним из непременных атрибутов цифровизации промышленных объектов и производственных процессов являются цифровые двойники. Аккумулируя данные, поступающие с датчиков и замерных устройств, они моделируют поведение объекта или процесса, обозначая имеющиеся риски и отклонения в работе, а также предлагая оптимальные пути функционирования системы. Нефтегазовая отрасль в настоящее время является одним из лидеров по применению цифровых двойников для повышения эффективности производства. Этому способствуют такие факторы, как многообразие производственных процессов (разработка месторождений, строительство скважин, механизированная добыча, транспорт и подготовка нефти, переработка углеводородного сырья); наличие большого объема промышленной информации и высокий уровень автоматизации (высокоточные датчики и анализаторы, системы телемеханики и телеметрии, промышленные базы данных, специальные программные продукты для моделирования); высокая окупаемость инвестиций (за счет роста добычи и снижения операционных затрат и капитальных вложений). В ПАО АНК «Башнефть» принята концепция максимального вовлечения цифровых двойников в процессы нефтегазодобычи.

В статье дано описание цифрового двойника механизированной скважины, оснащенной установкой электроцентробежного насоса. Цифровой двойник позволяет минимизировать риск возникновения осложнений во время вывода добывающей скважины на режим и сократить потери нефти. Цифровой двойник содержит модель элементов скважины и глубиннонасосного оборудования, алгоритмы адаптации к данным промысловых замеров и алгоритмы прогнозирования работы скважины и оборудования. Все это позволяет использовать его на всех этапах вывода скважины на режим, начиная от запуска до момента выхода скважины на установившийся режим.

Список литературы

1. Grieves M. Origins of the digital twin concept. Working paper. – Florida: Institute of Technology, 2016. – 7 p.

2. Saddik A. El. Digital twins: The convergence of multimedia technologies // IEEE MultiMedia. – 2018. – N 25 (2). – P. 87–92.

3. Carvajal G., Mausec M., Cullick S. Intelligent Digital Oil and gas Fields: Concepts, Collaboration, and Right – Time Decisions. – Cambridge: Unitied States, 2018. – 357 p.

4. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Цифровая модернизация нефтегазовой экосистемы // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2018. – № 2 (21). – С. 1–12.

5. Цифровой подводный добычной комплекс / В.Е. Костюков, В.И. Жигалов, А.А. Кибкало, В.П. Батурин // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 12. – С. 21–23.

6. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М. – Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2006. – 384 с.

7. Топольников А.С. Обоснование применения квазистационарной модели при описании периодического режима работы скважины // Труды ин-та / Институт механики им. Р.Р. Мавлютова. – 2017. – Т. 12. –  № 1. – С. 15–26.

8. Топольников А.С. Применение методов математического моделирования при контроле и оптимизации нестационарного режима работы нефтяной скважины // Труды Института механики им. Р.Р. Мавлютова УНЦ РАН. – 2016. – Т. 11. – № 1. – С. 53–59.

9. Волков М.Г. Оптимизация периодического режима эксплуатации малодебитных скважин // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 1. – С. 70–74.

10. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров [и др.] / под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455 с.

11. Marquez M. Modeling Downhole Natural Separation: PhD dissertation. – Tulsa, 2004. – 154 p.

12. Пашали А.А., Михайлов В.Г., Топольников  А.С. Восстановление дебитов на основе алгоритмов «виртуального расходомера» для проведения гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 63–67.

13. Волков М.Г. Динамические модели фонтанирующих и механизированных нефтедобывающих скважин для анализа на их устойчивость и управляемость //Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 4. – С. 17–20.

Проектирование, выбор материального исполнения и технологии изготовления оборудования и трубопроводов системы транспорта углеводородов всегда базировались на традиционных нормативных требованиях к прочности элементов системы, полученных на основе классических расчетов. Однако такой подход не позволил избежать значительного количества отказов трубопроводного оборудования на всех этапах его жизненного цикла, что потребовало дальнейшего развития как существующих детерминированных расчетов, так и обоснование перехода к новым статистическим и вероятностным расчетам, позволяющим учитывать такие факторы, как временя эксплуатации, цикличность нагружения, реальное напряженно-деформированное состояние, динамика механических характеристик элементов системы транспорта и возможная анизотропия их свойств. Предложенные подходы позволили снизить существующие детерминированные показатели запаса прочности для оболочковых и корпусных конструкций без снижения надежности системы транспорта углеводородов и получить значительный экономический эффект. Дальнейшая оптимизация показателей запаса прочности и оценки работоспособности функциональных конструкций невозможна без расширения базы данных.

Оценка работоспособности таких сложных и тяжело нагруженных конструкций как плунжерные насосы всегда связана с неопределенностью из-за наличия большого количества элементов конструкции, в равной степени ответственных за наступление предельного состояния объекта при нагружении. Так, разброс показателей предела текучести стали 34ХН3М, из которой изготавливаются корпуса плунжерных насосов, может достигать 20%. Технология изготовления плунжера включает операцию наплавки с последующим плазменным напылением на рабочую поверхность плунжера высокопрочных, износостойких материалов. Применительно к таким элементам конструкции детерминированные подходы оценки прочности должны быть дополнены статистическими и вероятностными методами. Анализ химического состава и механических характеристик деталей плунжерного насоса позволил ранжировать детали по степени износа и уровню изменений физико-механических характеристик в процессе длительной эксплуатации. Выявлены и детали, износ или изменения в несущей способности которых с наибольшей вероятностью приведут к остановке работы плунжерного насоса.

Список литературы

1. Анализ напряженно-деформированных и предельных состояний в экстремально нагруженных зонах машин и конструкций / Н.А. Махутов [и др.] // Чебышевский сборник. – 2017. – №3 (18). – С. 394–416.

2. Неганов Д.А. Анализ поврежденности и прочности длительно функционирующего нефтегазохимического оборудования // Нефтегазовое дело. – 2020. – № 2 (18). – С. 105–111.

3. Ланчаков Г.А., Зорин Е.Е., Степаненко А.И. Коррозионно-механическая прочность и статистика отказов трубопроводов // Газовая промышленность, 1991. – № 10. – С. 14–164.

4. Махутов Н.А., Гаделин М.М., Неганов Д.А. Риски и безопасность энергетического оборудования // Электрические станции. – 2017. – № 2. – С. 2–9.

5. Неганов Д.А., Гончаров Н.Г. Исследование дефектов литых корпусных деталей насосов и разработка технологии их ремонта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 84–89.

6. Зорин Е.Е., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И. Работоспособность трубопроводов. Ч. 1. Расчетная и эксплуатационная надежность. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 244 с.

В статье рассмотрены геолого-физические особенности доюрского комплекса триасовых отложений. Дано описание перспективных зон для поисков и разведки залежей нефти. Выявлены закономерности, связанные с типом коллектора и динамическими параметрами работы скважин. Скважины со смешанным типом коллектора (порово-трещинный, поровый и трещинный) характеризуются относительно стабильным уровнем добычи. Скважины с преимущественно трещинным типом коллектора отличаются быстрым падением добычи. Добыча нефти из скважин , пробуренных на триасовые отложения, ведется с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Осложняющими факторами при этом являются высокая пластовая температура (116 °С), общее содержание солей в добываемой пластовой жидкости около 50 г/л, газосодержание более 120 м³/м³. Снижение наработки на отказ в таких скважинах связано с образованием солевых отложений. В статье проанализированы мероприятия, направленные на увеличение средней наработки на отказ УЭЦН. Фонд скважин разделен на группы, в каждой группе скважин определены категории солеопасности. Введены критерии применения дополнительного оборудования в составе УЭЦН на солеопасном фонде скважин доюрского комплекса (триас). Разработана методика применения ингибитора солеотложений, в рамках которой определяется приоритетность обработки скважин. С целью повышения эффективности прогнозирования отложения солей в скважинах доюрского комплекса (триас) индекс насыщения предложено оценивать с учетом повышения температуры в насосе. Применение разработанной методики на скважинах доюрского комплекса (триас) позволили достичь показателя наработки на отказ 637 сут, повысить эффективность работы на фонде скважин, осложненном отложениями солей.

Список литературы

1. Проблемы поиска и разведки промышленных скоплений нефти и газа в трещинно-кавернозных массивных породах доюрского комплекса Западной Сибири / В.Л. Шустер, С.А. Пунанова, А.В. Самойлова, В.Б. Левянт// Геология нефти и газа. – 2011. – № 2. – С. 26–33

2. Особенности формирования триасовых прогибов севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью / К.А. Мещерякова, Т.В. Карасева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т. 5. – № 3. – С. 1–11.

3. Шадрина С.В., Кондаков А.П. Новые данные о строении и возрасте фундамента северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 94–99.

4. Цепляева А.И. Моделирование залежей нефти в коллекторах палеозойского фундамента на основе комплексирования геолого-геофизических и промысловых данных (на примере одного из месторождений Красноленинского свода): автореф. дис… канд.геол.-минерал. наук. – Тюмень, 2018. – 23 с.

5. Макеев А.А. Методы увеличения ресурса работы УЭЦН на осложненном фонде скважин Октябрьского района // Инженерная практика. – 2017. – № 5. – С. 70–73.

6. Критерии внедрения газостабилизирующих устройств в скважинах высокотемпературных пластов месторождений Красноленинского свода / А.А. Макеев, С.А. Леонтьев, Д.В. Щелоков, Е.Л. Шай // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 66–67.

7. Эффективность применения электроцентробежных насосов для добычи нефти из скважин доюрских пластов /А.А. Макеев, Д.В. Щелоков, Е.Л. Шай, М.В. Чирков // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 74–76.

8. Макеев А.А., Щелоков Д.В., Шай Е.Л. Осложнения при эксплуатации скважин высокотемпературных пластов месторождений Октябрьского района (Красноленинский свод) // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 42–44.

В статье представлены алгоритмы для расчета напорно-расходных характеристик, позволяющие рассчитать оптимальную частоту вращения винтового насоса для добычи нефти в зависимости от набухания эластомера, вязкости жидкости и газосодержания. Для количественной оценки отклонения фактических подачи и напора от номинальных значений предложены коэффициенты отклонения подачи и предельного давления. Для количественной оценки влияния эксплуатационных факторов на напорную характеристику использованы коэффициенты набухания эластомера, предельного давления по рабочему объему, предельного давления по частоте вращения, предельного давления по вязкости и предельного давления по газосодержанию. На основании аналитических исследований установлено, что напорно-расходная характеристика винтовых насосов с неравномерной толщиной эластомера существенно зависит от эксплуатационных параметров. Например, предельное давление, развиваемое насосом, увеличивается в 2-3 раза при повышении вязкости от 1 до 800 мПа∙с, а при изменении коэффициента отклонения подачи от 0,979 до 1,11 отн. ед. – уменьшается в 1,5-2 раза. Изменение предельного давления обусловливает изменение частоты вращения, необходимой для обеспечения расчетных подачи и давления. Требуемая частота вращения для насосов с неравномерной толщиной эластомера зависит от эксплуатационных факторов в большей степени для установок электровинтовых насосов, чем для установок штанговых винтовых насосов. При этом набухание эластомера является наиболее значимым фактором. Например, частота вращения электровинтового насоса при набухании эластомера на 10 % может быть меньше на 30 %, а штангового – на 21 %. Предложенные алгоритмы расчета характеристик могут быть использованы при разработке программного продукта – симулятора напорно-расходных характеристик винтовых насосов.

Список литературы

1. Валовский В.М. Винтовые насосы для добычи нефти. – М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2012. – 248 с.

2. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины: в 2 т. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. – 488 с.

3. Справочник по добыче нефти / К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, В.А. Молчанова, М.Г. Волков. – Пермь: ООО «Астер Плюс», 2020. – 600 с.

4. Тимашев Э.О., Могучев А.И. Влияние натяга в паре ротор – статор винтового забойного двигателя на его рабочие характеристики // Материалы II Всероссийской учебно-научно-методической конференции. Научно-методическая секция. – Уфа: Изд-во Уфимского гос. нефтяного технического университета, 2004. – С. 203–205.

5. Стендовые исследования работоспособности одновинтовых многозаходных насосов при низких частотах вращения винта / Э.О. Тимашев, В.У. Ямалиев, А.Р. Брот [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2008. – № 6–1. – С. 137–141.

6. Методика расчета и подбора дизайнов установок винтовых насосов с погружным и поверхностным приводами для добычи нефти / М.Г. Волков, Р.С. Халфин, А.Р. Брот // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2018. – № 6. – С. 32–37.

7. Методы и средства контроля зубчатых поверхностей героторных механизмов винтовых забойных двигателей и насосов / Ю.А. Коротаев, А.Н. Алпатов, А.С. Трубин [и др.] // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2011. – № 1. – С. 10–14. 

8. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Использование алгоритма «виртуального расходомера» при выводе нефтяных скважин на режим // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 82–85.

9. Gamboa J., Olivet A., Espin S. New Approach for Modeling Progressive Cavity Pumps Performance // SPE-84137-2003.

10. Quick look methodology for progressive cavity pump sizing and performance monitoring / N. Agrawal, R. Baid, L. Mishra [et al.] // SPE-178097-MS, 2015. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-178097-MS.

11. Desheng Zhou, Hong Yuan. Design of Progressive Cavity Pump Wells // SPE-113324. – 2008.

12. Pump Handbook / I.J. Karassik, J.P. Messina, P. Cooper, Ch.C. Heald. – McGraw-Hill, 2001. – 1789 р.

В статье рассмотрены особенности способов предотвращения интенсивного образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и их удаления в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «Башнефть-Полюс». Месторождения им. Р. Требса и им. А. Титова введены в эксплуатацию в 2013 г. Глубина залегания пластов составляет около 4000 м, пластовая температура – 83-93 °С. Месторождения разрабатываются с помощью скважин, оборудованных электроцентробежными насосами. Эксплуатируемые пласты насыщены парафинистой и высокопарафинистой нефтью, забойное давление многих скважин ниже давления насыщения. В совокупности с наличием зоны вечной мерзлоты эти факторы приводят к интенсивному охлаждению добываемой продукции и обусловливают повышенный риск отложения парафина в стволах добывающих скважин и системе сбора продукции. В статье дано описание особенностей кинетики образования отложений из высокопарафинистой нефти месторождений им. Р. Требса и А. Титова. Отложения характеризуются с высокой температурой плавления, что создает дополнительные сложности  при применении технологий предупреждения их образования и удаления. В результате факторного анализа установлено влияние параметров эксплуатации скважин и состава добываемой продукции на глубину начала образования АСПО, определены наиболее значимые параметры при оценке рисков проявления данного осложняющего фактора. Проведены оценка и анализ эффективности применяемых технологий борьбы с органическими отложениями парафинового типа с целью повышения эффективности технологий без негативного влияния на процесс добычи нефти. Выполнено исследование причин частых операций по удалению парафиновых отложений скребками, в том числе осложненных аварийными работами на скважинах. Обоснована область наибольшего риска подброса скребкового инструмента, что позволит сократить количество осложнений при выборе параметров технологии. Разработаны предложения по повышению эффективности технологий предупреждения образования и удаления АСПО. Разработана адаптированная к условиям месторождений им. Р. Требса и А. Титова матрица применимости наиболее эффективных технологий предупреждения образования и удаления АСПО парафинового типа с высокой температурой плавления.

Список литературы

1. Илюшин Д.В. Динамика фонда и опыт эксплуатации скважин, осложненных АСПО в ООО «Башнефть-Полюс» // Инженерная практика. – 2018. – № 4. – С. 28–31.

2. Выбор способа эксплуатации скважин с учетом осложняющих факторов на месторождении им. Р. Требса / А.В. Алферов, А.Г. Лутфрахманов, К.В. Литвиненко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 108–112.

3. Никулин В.Ю., Зейгман Ю.В. Повышение точности прогноза температуры по стволу скважины с учетом особенностей движения и разгазирования продукции // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 4 (606). – С. 64–68.

4. Применение нагревательного кабеля для борьбы с отложениями парафина в скважинах месторождения им. Р. Требса / В.Ю. Никулин, Д.С. Костин, А.Г. Михайлов, Э.И. Шакиров // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 89–93.

5. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. – Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.

6. Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. В кн. Нефтепромысловая химия: изд. в 5 т. – М.: Интерконтакт Наука, 2009. – Т. 5. – 475 с.

7. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 268–290.

Добыча нефти сопровождается воздействием на нефтепромысловое оборудование водонефтяной жидкости и газовой фазы при одновременном действии температуры и агрессивных веществ. Изменение физико-химических свойств деталей из эластомеров при работе винтовых насосов влияет на величину натяжения и сцепление эластомера с корпусом насоса – основных параметров эксплуатации. Имеющиеся в научной литературе результаты прецизионных и лабораторных исследований резиновых смесей, показывают, что вопросы влияния условий эксплуатации на физико-химические свойства эластомеров изучены недостаточно. В статье предложен новый подход к исследованиям действия различных эксплуатационных факторов на свойства бутадиен-нитрильных эластомеров с привлечением современных физико-химических методов анализа, в том числе моделирования применительно к условиям эксплуатации. Методика исследований эластомеров включает испытания на сопротивление жидкости, статическое растяжение и сжатие, сцепление эластомера с корпусом насоса, трение и износ, динамический термогравиметрический анализ, кинетику разрушения эластомера и микрофотографии поверхности. Выполнена апробация методики путем проведения тестовых экспериментов. Установлено существенное количественное изменение геометрических размеров, прочностных и адгезионных свойств при изменении влияющих факторов. Например, при избыточном давлении 3,0 МПа набухание эластомера и напряжения от набухания по впадинам больше, чем по выступам, в 1,6 раза. При этом по выступам набухание эластомера и напряжение от набухания снижаются соответственно в 2,6 и 2,1 раза по сравнению с параметрами, полученными при избыточном давлении 0,1 МПа. Показано, что динамический термогравиметрический анализ позволяет определить изменения в структуре эластомера для различных условий эксплуатации. Проведение исследований эластомеров по предлагаемой методике позволит оценить соответствие эластомера условиям его применения, классифицировать причины низких наработок, минимизировать риски при выборе оборудования и обеспечить высокую наработку на отказ винтовых насосов для добычи нефти за счет прогнозирования изменения свойств эластомера в условиях эксплуатации.

Список литературы

1. Справочник по добыче нефти / К.Р Уразаков, Э.О. Тимашев, В.А. Молчанова, М.Г. Волков. – Пермь: ООО «Астер Плюс», 2020. – 600 с.

2. Тимашев Э.О., Ямалиев В.У. Анализ причин разрушения эластомеров обойм винтовых насосов // Нефтегазовое дело. Электр. науч. журнал. – 2005. – № 2. – 31 c. – http://ogbus.ru/authors/ Timashev/Timashev_1.pdf

3. Шайдаков В.В. Свойства и испытания резин. – М.: Химия, 2002. – 235 с.

4. Батарин Е.А. Исследование изнашивания пары трения резина-металл при динамическом нагружении применительно к условиям эксплуатации одновинтовых гидромашин: дис. ... канд. техн. наук. – М, 1974.

5. Исследование стойкости образцов эластомеров для винтовых насосов в промысловых жидкостях / И.И. Мутин, В.М. Валовский, К.Г. Сахабутдинов [и др.] // Интервал. – 2003. – № 4(51). – С. 44–48.

6. Оценка эксплуатационной стойкости полимерных материалов, применяемых в технологиях нефтегазодобычи / Р.И. Аблеев, А.И. Волошин, В.В. Рагулин, Р.Н. Гимаев // Нефтегазовое дело. Электр. науч. журнал. – 2011. – № 6. – С. 366–386.

7. Стойкость эластомерных изделий нефтегазового оборудования к взрывной декомпрессии / И.С. Пятов, С.В. Тихонова, Т.В. Бычкова [и др.] // Сфера. Нефтегаз. – 2005. – № 2.

8. Сравнительный анализ свойств компонентов и фракций при PVT-моделировании / У.Р. Ильясов, А.Г. Лутфурахманов, Д.В. Ефимов, А.А. Пашали // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 64–67.

9. Термоокислительная деструкция композиций бутадиен-стирольного и бутадиен-нитрильного каучуков / С.В. Усачев, А.А. Филиппов, Т.Б. Малышева, С.В. Палачева // Химия и химическая технология. –2006. – Т. 49. – № 3. – С. 39–42.

10. Hydrogenated butadiene-acrylonitrile-butylacrylate rubber and its properties / D. Yue, X. Wei, X. Wang [et al.] // Rubber Chemistry and Technology. – 2013. – V. 86. – № 2. – Р. 165–174.

В статье рассмотрены преимущества использования блочно-модульного оборудования при реализации проектов в нефтегазовой отрасли. Представлена технология мобильной установки предварительного сброса воды (МУПСВ), которая была разработана ООО «ПИУЦ «Сапфир» в рамках инновационной деятельности ПАО «НК «Роснефть» с участием специалистов Специализированного института по технологиям обустройства нефтяных месторождений АО «ТомскНИПИнефть». МУПСВ предназначена для первичной подготовки пластового флюида непосредственно на месторождении, вблизи кустовой площадки. При ее использовании исключается при этом транспорт пластовой воды на центральный пункт подготовки и сбора. В основу разработанного решения заложена технология, позволяющая временно размещать комплект оборудования с возможностью быстрого монтажа/демонтажа и передислокации на другие объекты автомобильным и железнодорожным транспортом. При этом технологическое оборудование размещается в стыкуемых между собой блоках-модулях в виде стандартных транспортных контейнеров полной заводской готовности с использованием быстроразъемных соединений и гибких трубопроводов. Требования к размещению комплекса минимальные, монтаж осуществляется на основании из дорожных плит. МУПСВ может применяться как при исследовании удаленных скважин и скважин в период пробной эксплуатации, так и при освоении малых месторождений и месторождений на ранней стадии обустройства. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний МУПСВ, которые были проведены на площадке АО «Тюменнефтегаз» в июне 2020 г. Показатель качества воды и нефти на выходе из МУПСВ соответствовал техническому заданию, конструктивное исполнение внутренних устройств блоков обеспечивало осуществление процесса сепарации подготовки нефти и воды, также был обеспечен запас по производительности МУПСВ.

Список литературы

1. Гребнев В.Д., Мартюшев Д.А., Хижняк Г.П. Строительство нефтегазопромысловых объектов. – Пермь, 2012. – 115 с.

2. Соколов С.М., Стрекопытов С.К., Тукаев Ш.Г. Проблемы строительства нефтегазовых объектов крупными блоками // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 3. – С. 94–95.

3. Кожушков И.П., Смирнов А.П., Колонских К.В. Перспективные методы блочно-модульного строительства нефтегазовых объектов с применением суперблоков // PROНефть. – 2019. – № 2. – С. 71–75.

4. Огудов А.Г., Андрианова Л.И., Пнёва А.П. Внедрение индустриального метода строительства с использованием узлов максимальной заводской готовности // Нефть и газ Западной Сибири. – 2013. – Ч. 1. – С. 121–123.

5. Пат. 195517 РФ на полезную модель.  Устройство для сепарации пластовой воды от нефтепродуктов / И.В. Доровских, В.А. Булатов, А.С. Нечаев; заявитель и патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2019121728; заявл. 11.07.19; опубл. 30.01.20.

В статье рассмотрены вопросы повышения точности гидравлического расчета нефте- и нефтепродуктопроводов. Приведен краткий исторический обзор зависимостей для определения коэффициента гидравлического сопротивления, полученных в результате промышленных испытаний действующих трубопроводов. Показано, что для большинства эксплуатируемых трубопроводов существующие методы гидравлического расчета не позволяют добиться совпадения фактических и расчетных коэффициентов гидравлического сопротивления с требуемой точностью. Это связано с неопределенностью в оценке состояния внутренней поверхности трубопровода и наличии дополнительных гидравлических сопротивлений, вызванных скоплениями воды и воздуха в точках изгиба профиля трассы. Проведен сравнительный анализ наиболее распространенных теоретических зависимостей для расчета коэффициента гидравлического сопротивления в зоне смешанного трения турбулентного режима с приведенными в литературе результатами полупромышленных и лабораторных испытаний трубопроводов. Установлено, что при использовании относительной шероховатости стенки трубы, адаптированной к фактическим условиям перекачки, эксплуатационные расчеты можно выполнять с требуемой точностью практически по любой из формул классической гидравлики. Вместе с тем на основании литературных данных сделан вывод, что фактическая относительная шероховатость в формулах для гидравлического расчета не столь важна, как правильно найденные эмпирические коэффициенты. Следовательно, для конкретных технологических участков действующих нефте- и нефтепродуктопроводов необходимость в использовании такого параметра, как относительная шероховатость, отсутствует. Для повышения точности расчетов конкретных технологических участков действующих нефте- и нефтепродуктопроводов предложено не использовать заведомо неопределенную величину относительной шероховатости, а аппроксимировать данные промышленных испытаний эмпирическими зависимостями, коэффициенты которых будут интегрально учитывать все имеющиеся гидравлические сопротивления. В качестве примера для двух технологических участков действующего нефтепровода выполнена аппроксимация экспериментальных данных зависимостями коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса. Показано, что предпочтительна аппроксимация в виде полинома, степень которого должна быть обоснована в каждом конкретном случае.

Список литературы

1. Кутуков С.Е., Гольянов А.И., Четверткова О.В. Становление трубной гидравлики: ретроспектива исследований гидравлических сопротивлений в трубах // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 128–133.

2. Кутуков С.Е., Гольянов А.И., Четверткова О.В. Гидродинамика нефтяных потоков: перспектива исследований гидравлических сопротивлений нефтепроводов  // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 136–140.

3. Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П.А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и       нефтепродуктов. – 2019. – № 1. – С. 34–45.

4. Жолобов В.В. Численный метод идентифтикации гидравлической модели линейной части трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и  нефтепродуктов. – 2019. – № 6. – С. 640–651.

5. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. – Ростов-на-Дону: Феникс, 2016. – 540 с.

6. Стародуб Б.Я. О наблюдениях за перекачкой нефти по Закавказскому керосинопроводу // Нефтяное и сланцевое хозяйство. – 1925. – № 1. – С. 20–27.

7. Лейбензон Л.С. О применении формул типа Ланга в нефтепроводном деле // Нефтяное хозяйство. – 1926. – № 6. – С. 789–793.

8. Булгаков А.В. Описание проекта и методы расчета нефтепровода Баку-Батуми // Нефтяное хозяйство. – 1925. – № 10. – С. 500–511; № 12. – С. 659–674.

9. Кащеев А.А. Из практики работы туапсинского нефтепровода// Нефтяное хозяйство. – 1930. – № 7. – С. 80–95.

10. Савельев Г.П. Экспериментальное исследование коэффициента гидравлического сопротивления нефтепродуктопровода Куйбышев-Брянск// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1983. – № 10. – С. 4–6.

11. Морозова Н.В. Обоснование новых методов гидравлического расчета нефте- и нефтепродуктопроводов: дис. … канд. техн. наук. – СПб.,  2010. – 125 с.

12. Дегтярев В.Н. О применимости классических формул для гидравлического расчета нефтепроводов большого диаметра// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1983. – № 5. – С. 1–2.

13. Байков И.Р., Жданова Т.Г., Гареев Э.А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа. – Уфа: Изд-во Уфимского нефтяного института, 1994. – 128 с.

В статье рассмотрены подходы ПАО «НК «Роснефть» к проблематике повышения производственной безопасности с применением инструментов управления рисками. В компании с 2018 г. реализуется проект развития процесса управления рисками промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды (ПБОТОС). Общим свойством всех современных систем управления производственной деятельностью крупных компаний является наличие элемента, связанного с управлением рисками. Целью процесса управления рисками ПБОТОС в компании «Роснефть» является внедрение и поддержание в отношении всех выявленных опасностей адекватных и достаточных мер управления. Эти меры должны соответствовать уровню оцененного риска, быть обеспечены необходимыми ресурсами, выделяемыми на основе приоритизации, и одобрены в компании на соответствующем уровне управления. Основными инструментами процесса выбраны единая матрица оценки рисков и метод анализа рисков «Диаграмма «галстук-бабочка». Новизна и преимущества реализуемых подходов к управлению рисками ПБОТОС для компании заключются в их проактивности и структурированности. Условием и залогом успешного внедрения процесса служит вовлеченность работников компании на всех уровнях. Опыт внедрения процесса подтвердил эффективность применяемого метода «Диаграмма «галстук-бабочка», который кроме обеспечения достижения основных целей, дал возможность формировать опережающие ключевые показатели эффективности, соответствующие критериям технологиb контроля, анализа и отчетности, основанне на оценке состояния предупреждающих и реагирующих барьеров безопасности. Кроме того, опыт внедрения процесса позволил усовершенствовать процедуры расследования происшествий и внедрения риск-ориентированного контроля в области ПБОТОС.

Список литературы

 1. Опыт внедрения показателей PSER в качестве инструмента управления безопасностью производственных процессов / В.А. Кулагин, И.С. Сивоконь, Е.С. Пронина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 68–71. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-11-68-71

2. 7 Fundamentals of an operationally excellent management system / Ch. Lutchman, D. Evans, W.Sh. Ghanem Al Hashemi, R. Maharaj. – USA, Boca-Raton: CRC Press, 2015. – 456 p.

3. Operations Integrity Management System // ExxonMobil. – https://corporate.exxonmobil.com/-/media/Global/Files/risk-management-and-safety/OIMS-Framework-Broc... (exxonmobil.com)

4. Health, Safety and Environmental Management System // Phillips 66. – https://clck.ru/P5tYZ

5. BP Sustainability Report 2019. – https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/sustainability/group-repor...

6. An overview for Chevron leaders and OE practitioners. Operational excellence management system. – https://www.chevron.com/-/media/shared-media/documents/OEMS_Overview.pdf

7. Сивоконь И.C. Управление целостностью инфраструктуры. Теория и практика. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. – 271 с.

8. Барометр рисков Allianz: с какими рисками столкнутся компании в 2019 году. – https://www.allianz.ru/ru_RU/shared/press-center/press-releases/barometr-riskov-allianz-s-kakimi-ris...

9. Bow ties risk management: a concept book for process safety/ CCPS, Energy Institute, London. – USA, Hoboken: John Wiley & Sons Inc., 2018. – 180 p.

Северо-Лабатьюганское месторождение относится к месторождениям пионерного освоения, разработка которого началась в XXI веке. К этому времени в России во всех сферах производства начала реализовываться концепция устойчивого развития, важнейшей составной частью которой являются рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей среды. Один из элементов устойчивого развития –это регулярные мониторинговые исследования на территориях месторождений и доступность результатов обществу. На территории всех месторождений и участков недр ПАО «Сургутнефтегаз» во всех субъектах Российской Федерации осуществляются регулярные исследования природных сред. Эти исследования являются частью экологической политики предприятия, их результаты освещаются в ежегодно публикуемых экологических отчетах и других материалах. Несмотря на то, что мониторинговые исследования относятся к числу экономически затратных, влияющих на цену конечной продукции – нефти, они необходимы, так как только по их результатам можно оценить последствия и степень воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду. При этом чем продолжительнее во времени исследования, тем более точный можно сделать вывод о влиянии хозяйственной деятельности на окружающую среду. Отмеченное относится и к территории Северо-Лабатьюганского месторождения, разрабатываемого на протяжении 20 лет. Период наблюдение в рамках программы мониторинга состояния природных сред на месторождении является еще более продолжительным. Опыт освоения Северо-Лабатьюганского месторождения показал, что добыча углеводородов не привела к изменению исходного состояния природных сред. Текущие показатели состояния окружающей среды находятся в тех же диапазонах, что и фоновые. Местное население из числа представителей коренных малочисленных народов Севера на территории Северо-Лабатьюганского месторождения продолжает заниматься традиционными промыслами.

Список литературы

1. О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2018 году. Государственный доклад. – М.: ООО «Минерал-Инфо», 2019. – 426 с.

2. Физико-географическое районирование Тюменской области / под ред. Н.А. Гвоздецкого. – М.: Изд-во МГУ, 1973. – 246 с.

3. О системе наблюдения за состоянием окружающей среды в границах лицензионных участков на право пользования недрами с целью добычи нефти и газа на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры // Постановление Правительства ХМАО-Югры № 485-П от 23.12.11 г.

4. Калинин В.М. Вода и нефть (гидролого-экологические проблемы Тюменского региона): монография. – Тюмень: Изд-во Тюменского государственного университета, 2020. – 244 с.

5. Московченко Д.В. Экогеохимия нефтедобывающих районов Западной Сибири. – Новосибирск: Гео, 2013. – 259 с.