Отложения среднего карбона, включающие подольский, каширский, верейский горизонты, а также башкирский ярус, вызывают большой интерес исследователей. Целью работы являлось выявление литолого-петрофизических критериев при выделении основных типов пород. Для решения поставленной задачи использованы результаты расширенного комплекса керновых исследований, в том числе литолого-петрографического описания, профильных исследований полноразмерного керна, а также детального изучения стандартных образцов керна. Типизации пород проведена на коллекции образцов, которые представляли все стратиграфические единицы среднего карбона и максимально возможно охватывали изучаемую территорию Башкортостана, в частности, ее северо-западную часть, где традиционно нефтегазоносный комплекс содержит данные отложения. Выработаны новые подходы к петрографическому описанию пород, которые позволили уточнить ранее имевшиеся данные и выделить внутри отдельных литотипов признаки, влияющие на формирование пустотного пространства пород. Структурные особенности выделенных литотипов обоснованы с учетом материалов  томографических исследований образцов. Такой подход к типизации пород позволил не только выделить основные петрофизические особенности изучаемых типов пород, но и предложить критерии для выделения их по комплексу геофизических исследований скважин. Таким образом, в статье приведены результаты детального литолого-петрографического  изучения каждого стратиграфического объекта отложений среднего карбона и выявлены основные критерии при выделении петрофизических классов.

Список литературы

1. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики/ Г.М. Золоева, Н.В. Фарманова, Н.В. Царева [и др.]. – М.: Недра, 1977. – 183 с.

2. Алиев М.М., Яриков Г.М., Хачатрян Р.О. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. – М.: Недра, 1975. – 262 с.

3. Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология – М.: Недра, 1991. – 444 с.

4. Тюрихин А.М., Масагутов Р.Х. Влияние структурно-фациальных условий и эпигенеза на формирование коллекторов кизеловского горизонта Южно-Татарского свода. – Уфа: ДОО «Геопроект», 1997. – 206 с.

5. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне-нижнекаменноугольных отложений Башкирии и их нефтеносность. – М.: Гостоптехиздат, 1959. – 222 с.

6. Лозин Е.В., Масагутов Р.Х., Минкаев В.Н. Строение и эволюция осадочного чехла платформенной Башкирии в связи с закономерностями размещения залежей нефти и газа. – Уфа: ДОО «Геопроект», 1989. – 338 с.

7. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород) – М.: Нефть и газ, 2004. – 369 с.

8. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. – М.: Недра, 1975. – 343 с.

9. Булгаков Р.Б., Ишбулатова Р.Х., Привалова О.Р. О достоверности данных лабораторного анализа керна как петрофизической основы интерпретации ГИС. В cб. тезисов докладов научного симпозиума «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности». – Уфа, 2002. – 83 с.

10. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М.-Тверь: Изд-во ВНИГНИ. – 2003. – 259 с.

11. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. – М.: Недра, 1984. – 374 с.

Смачиваемость породы и трансформация этого свойства в процессе формирования и эксплуатации залежей являются основополагающими фактором, влияющими на характер насыщения пласта, его поведение при заводнении, применении методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи. Предложена концепция насыщения сложного карбонатного коллектора переменной смачиваемости. Концепция рассмотрена на примере кизеловского горизонта Туймазинского месторождения. В результате анализа геофизической характеристики разреза выделены три пачки, существенно различающиеся по величинам удельного электрического сопротивления. Путем совместного анализа результатов изучения кернова и материалов геофизических исследований скважин показано, что преимущественно гидрофильный тип смачиваемости пород характерен для интервалов низкоомных пачек, а гидрофобный - для известняков высокоомной пачки. Модель нефтенасыщения построена с привлечением промысловых и керновых данных на основе концепции капиллярно-гравитационного равновесия с учетом представлений о переменной смачиваемости коллектора. Использованы также результаты лабораторных экспериментов по определению фазовых проницаемостей, которые совместно с информацией о начальной обводненности продукции скважин, привязанной к пачке и глубине расположения интервала вскрытия пласта, позволяют идентифицировать начальное распределение насыщенности.

Представленный подход к построению модели насыщения турнейского объекта позволил рассмотреть не учитывавшиеся ранее факторы, влияющие на эффективность системы поддержания пластового давления и выработки запасов отдельных участков, такие как удельное электрическое сопротивление пачек, наличие перемычки между ними и др. В частности, выделение мощной нижней пачки с высокой водонасыщенностью дало возможность объяснить характер обводнения добывающих скважин. Построение детальной гидродинамической модели, учитывающей наличие трех пачек с различной смачиваемостью, позволяет уточнить распределение запасов нефти, адекватно воспроизвести историю разработки, прогнозировать поведение скважин и планировать более эффективную выработку остаточных запасов.

Список литературы

1. Морозов В.П., Козина Е.А. Карбонатные породы турнейского яруса нижнего карбона. – Казань: ПФ Гарт, 2007. – 201 с.

2. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 592 с.

3. Anderson W.G. Wettability literature survey//SPE 13932, 13933, 13934, 15271, 16323, 16471.

4. Cuiec L. Rock/crude-oil interactions and wettability: an attempt to understand their interrelation//SPE 13211. – 1984.

5. Гурбатова И.П., Кузьмин В.А., Михайлов Н.Н. Влияние структуры порового пространства на масштабный эффект при изучении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов//Геология нефти и газа. – 2011. – № 2. – С. 74-82.

6. Особенности разработки карбонатных коллекторов со смешанной смачиваемостью и определения коэффициента начальной нефтенасыщенности карбонатных коллекторов (на примере месторождений Тимано-Печорской провинции) / В.Ю. Терентьев, И.П. Гурбатова, Т.Ф. Дьяконова  [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2016. –  № 7. – С. 86-90.

7. Тиаб Д., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. – М. ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с.

8. Wettability restoration in cores contaminated by fatty acid emulsifiers/ H.A. Kelleher, E.M. Braun, B.E. Milligan [et al]//Petrophysics. – 2008. – V. 49. – № 1. – P. 49–55.

9. Gant P.L.,·Anderson W.G. Core cleaning for restoration of native wettability // SPE 14875. – 1988.

10. Kaminsky R., Radke C.J. Asphaltenes, water films, and wettability reversal// SPE 39087-1997.

11. Skopec R.A. Proper coring and wellsite core handling procedures: the first step toward reliable core analysis // SPE 28153-1994.

12. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 140 с.

Представлена методика, основанная на применении хроматографического анализа для сопоставления составов нефтей. Методика разработана на основе известных геохимических методов: Эрдмана и Морриса и «отпечатков пальцев». В соответствии с первым методом использовались отношения концентраций углеводородных соединений бензиновой фракции нефти, близких по химической структуре и температурам кипения. Из метода «отпечатков пальцев»заимствована возможность использовать для расчета отношений любые компоненты или их группы, хорошо разделенные на хроматограмме, а также способ графического представления результатов: результаты хроматографического анализа представляются в виде звезд-диаграмм, на оси диаграмм наносятся значения рассчитанных отношений площадей компонентов или пар компонентов в сравниваемых пробах нефти.

Применение разработанной методики позволило провести типизацию нефтей месторождений сложной структуры: им. Р. Требса и им. А. Титова. Пробы нефти основного объекта разработки месторождения им. Р. Требса (овинпармский горизонт) оказались идентичными. За исключением двух скважин, находящихся, вероятно, на изолированных участках месторождения. По свойствам нефти овинпармский горизонт месторождение им. А. Титова разделяется на два блока. Результаты анализа нефти обоих месторождений по предлагаемой методике согласуются с результатами исследования физико-химических и PVT-свойств.

С помощью рассматриваемой методики также выполнены расчеты по разделению продукции скважин, совместно эксплуатирующих два пласта Соровского месторождения. Для нефти из скважин, работающих на один пласт, определены соотношения площадей пиков компонентов (или пар компонентов). С использованием этих значений в качестве маркерных рассчитан вклад каждого пласта в добычу нефти для скважин, работающих на два пласта. Результаты характеризуются хорошей воспроизводимостью при анализе проб нефти, отобранных в одной и той же скважины в разное время.

Предложенная методика может быть применена для любых месторождений при условии заметного различия в компонентном составе бензиновых фракций нефти объектов, а также при наличии возможности раздельного отбора проб нефти из каждого пласту.

Cписок литературы

1. Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. – 2007. – № 2. – С. 82–89.

2. Halpern H.I. Development and Applications of Light-Hydrocarbon-Based Star Diagrams // AAPG Bullеtin. – 1995. – V. 79 (6). – P. 801–815.

3. Kaufman R.L., Ahmed A.S., Hempkins W.B. A new technique for the analysis of commingled oils and its application to production allocation calculations // 16th Annual Indonesian Petro. Assoc. – 1987. – Paper IPA 87-23/21. – P. 247–268.

4. Хант Дж. Геология и геохимия нефти и газа / пер. с англ. А.И. Конюхова, Г.В. Семерниковой, В.В. Чернышева / под ред. Н.Б. Вассоевича, А.Я. Архипова. – М.: Мир, 1982. – 704 с.

5. Новичкова Е.В. Корреляция образцов нефти месторождения им. Р. Требса по детальному анализу бензиновых фракций (по методу Эрдмана и Морриса) // Сборник тезисов докладов научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «БашНИПИнефть». – Уфа: БашНИПИнефть, 2013. – С. 9–10.

6. Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых. – М.: Изд-во МГУ, 2010. – 312 с.

Предложен подход к повышению эффективности разработки карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского месторождения. Подход заключается в определении гидродинамической характеристики пласта на основе литолого-фациального анализа. На Знаменском месторождении пласт в карбонатных отложениях турнейского яруса разбурен наклонно направленными скважинами по треугольной сетке с расстоянием между забоями 400 м. Показатели  эксплуатации наклонно направленных скважин существенно различаются. Детальный анализ показал, что характер работы скважин обусловлен литолого-фациальной изменчивостью пласта. По результатам литолого-фациального анализа установлено, что максимальная продуктивность скважин обеспечивается за счет пустотного пространства порового коллектора. Показано, что строение пустотного пространства коллекторов представлено несколькими петрофизическими классами, характеризующимися собственными петрофизическими зависимостями. В качестве примера рассмотрен участок, на котором отмечается низкий темп выработки запасов. Выполнен анализ влияния литолого-фациальных особенностей участка на гидродинамические характеристики. На основе результатов секторного гидродинамического моделирования участка и анализа литолого-фациальных карт даны рекомендации по бурению скважин и способу их заканчивания. Приведены результаты опытно-промышленных работ по бурению горизонтальных скважин в зонах, выделенных по данным литолого-фациального анализа. Отмечено, что в зонах повышенной трещиноватости разработка участка горизонтальными скважин более эффективна, чем наклонно направленными. Установлено также, что в этих условия обводнение горизонтальных скважин носит более благоприятный характер. Показано, что реализация предложенного подхода позволила значительно увеличить темп отбора запасов, и в настоящее время ведется дальнейший подбор скважин-кандидатов на Знаменском нефтяном месторождении.

Список литературы

1. Методика моделирования турнейских карбонатных отложений Знаменского месторождения Башкортостана/А.Р. Кудаярова, М.В. Рыкус,  Н.Р. Кондратьева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1 – С. 18–20.

2. Кудаярова А.Р., Рыкус М.В., Душин А.С. Седиментационные модели свода платформенной Башкирии // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14. – № 1. – С. 20–29.

3. Лусиа Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход. – М.-Ижевск: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика, Ижевский институт компьютерных исследований, 2010. – 384 c.

Показано, что в результате протекания длительных процессов при разработке месторождения, остаточные запасы локализованы в кровельной части монолитных пачек, либо в низкопроницаемых пачках и прослоях. Эти данные подтверждаются оценкой нефтенасыщения при эксплуатационном бурении и бурении боковых стволов. Приведены показатели эксплуатации 80 скважин, пробуренных на пласт D2ps Туймазинского месторождения: начальные дебиты нефти не превышают 5-6 т/сут, начальная обводненность составляют более 85 %. Установлено, чтоп ричиной низких дебита является конусообразование. Для оценки влияния площади контактных или водоплавающих зон на основные параметры выработки запасов выполнен анализ разработки участков пласта D2ml терригенной толщи девона Туймазинского месторождения, имеющих различную долю водоплавающей зоны в площади участка. Анализ полученной зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от доли площади контактных зон показал, что участки с максимальной площадью контактных зон характеризуются низкими КИН и эффективностью выработки запасов. Показано также, что для водоплавающих участков выработка характеризуется высокой начальной обводненностью и ее интенсивным ростом в интервале КИН от 0,1 до 0,3. Высокому накопленному водонефтяному фактору водоплавающих участков, как правило, сопутствует высокие начальная обводненность скважин и темп обводнения продукции с начала разработки участка. С целью извлечения остаточных запасов нефти разработана технология, основанная на поэтапном вскрытии пласта. Установлены уравнения множественной регрессии для расчета периодов образования конусов нефти и воды в контактных зонах в зависимости от геолого-физических параметров пластов и темпов отбора жидкости.

Список литературы

1. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. – М.: Гостоптехиздат, 1959. – 214 с.

2. Крылов В.А. Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ним: дис... канд. техн. наук. – ИПНГ РАН, 2003.

3. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных и газовых месторождениях. В сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – С. 422–429.

4. Телков А.П., Стеклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1965. – 164 с.

5. Щелкачев В.Н., Золоев Т.М., Михайловский Н.К. Некоторые особенности перемещения границы между нефтью и водой при законтурном заводнении в пологозалегающих пластах // Тр. ин-та / МНИ. – 1953. – Вып. 12. – С.126–139.

6. Ограничение водопритока в горизонтальные скважины на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Р. Кадыров, Р.Х. Низаев, А.Ф. Яртиев, В.В. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 44–47.

7. Ekrann S. On the protection against coning provided by horizontal barriers of limited lateral extent // Paper presented at the 6th European JOR-Symposium in Stavanger, 1991. – Norway, May 21–23.

8. Пат. 2178517 РФ, МПК 7 Е21В43/16. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии / Р.Ф. Якупов, К.Х. Гайнуллин, Н.Ф. Разгоняев, Н.Х. Габдрахманов, Ф.М. Якупов; патентообладатель АНК «Башнефть». – № 2000107904/03; заявл. 31.01.2000; опубл. 20.01.2002.

9. Березин В.М. Фазовые проницаемости продуктивных песчаников для нефти и воды // Тр. ин-та / УфНИИ. – 1967. – Вып. ХVII. – С. 30–41.

Месторождение имени Р. Требса характеризуется большой глубиной залегания эксплуатируемых объектов (3677-4144 м), сложным многопластовым строением и высокой температурой на забоях скважин, достигающей 93 °С. В процессе разработки отмечается значительное падение пластового давления. При этом  разность начальных давлений между прослоями достигает 5 МПа. Наличие таких факторов наряду с высокой трещиноватостью карбонатного коллектора приводит к поглощению большого объема жидкости глушения и рискам газопроявления при ремонте скважин. Для уменьшения непроизводительных объемов жидкости глушения и обеспечения защиты пласта от отрицательного влияния водных растворов проведен подбор и опытно-промысловые испытания технологий глушения для геолого-физических условий месторождения имени Р. Требса. Обоснована необходимость использования блокирующих составов на основе температуростойких инвертных эмульсий и полимерных систем на основе гуара. По результатам исследований составлен рейтинг блокирующих составов, при формировании которого помимо блокирующих свойств учитывалась также возможность принудительного разрушения установленной пачки, удобство транспортировки, хранения и приготовления в промысловых условиях, пожаровзрывобезопасность. По итогам ранжирования составов для проведения опытно-промысловых испытаний выбраны технологии, использующие гелеобразующий реагент на основе гуара и эмульгатор для образования инвертных водонефтяных эмульсий. В ходе проведения испытаний на скважине удалось предотвратить нефтегазоводопроявления, а также исключить непроизводительные расходы жидкости глушения. По результатам анализа данных опытно-промысловых испытаний разработаны рекомендации к промышленному внедрению опробованных реагентов для глушения скважин месторождения имени Р. Требса.

Список литературы

1. Зарипов С.З., Швейнцвет Л.И., Мердяшев В.И. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте // ОИ. Серия «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1981.

2. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. – 424 с.

3. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении / М.Р. Мавлютов, А.В. Полканова, А.Г. Нигматуллина [и др.] // ОИ. Серия «Техника, технология и организация геолого-разведочных работ». – М.: ВИЭМС, 1990.

4. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра, 1991. – 250 с.

5. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта / С.А. Рябоконь, А.А. Вольтерс, В.Б. Сурков, В.Н. Глущенко // ОИ. Серия «Нефтепромысловое дело». – М. ВНИИОЭНГ, 1989. – Вып. 19. – 42 с.

6. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. – 264 с.

7. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. – М.: Недра, 1983. – 167 с.

Рассмотрено создание алгоритмов автоматического управления (САУ), обеспечивающих устойчивую работу трубопроводной системы поддержания пластового давления (ППД) крупного нефтяного месторождения. В качестве метода воздействия на пласт планируется закачка в режиме смешивающегося вытеснения, когда вода и нефтяной газ подаются в нагнетательные скважины в виде водогазовой смеси. Трубопроводная система ППД состоит из двух параллельных линий, по которым вода и газ транспортируются к каждой нагнетательной скважине, общее проектное число которых на месторождении составляет более 50. Формирование смеси происходит в специальных узлах смешивания, расположенных на устьях нагнетательных скважин. С точки зрения процесса управления рассматриваемый объект является сложной динамической системой. Решение задачи синтеза системы автоматического управления  осложняется тем, что планируется закачка не однофазного агента, а двухфазной смеси, состоящей из воды и газа в заданном соотношении.

Прежде чем приступить к разработке САУ, был выполнен анализ переходных процессов с использованием созданной математической модели трубопроводной сети и нагнетательных скважин. На основе анализа результатов моделирования сформирована каскадная САУ с регулированием расходов воды и газа и контролем перепада давления на управляющих клапанах.

При тестировании разработанной САУ на реальном объекте выявлена проблема возможного попадания воды в газовую линию при малых степенях открытия клапана по газу и низких перепадах давления на клапане. Выполнена корректировка алгоритма управления для исключения возникновения подобных ситуаций. Дальнейшая апробация показала работоспособность разработанной САУ.

Список литературы

1. Организация системы поддержания пластового давления на месторождении им. Р. Требса в условиях реализации водогазового воздействия / П.В. Виноградов, О.В. Надеждин, У.М. Абуталипов (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 66–69.

2. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. – Тюмень: Тюменский дом печати, 2007. – 661 с.

3. Разработка алгоритмов управления системой ППД в условиях полномасштабного внедрения технологии SWAG на месторождении им. Р. Требса / О.В. Надеждин, А.Г. Лутфурахманов, П.В. Виноградов (и др.) // SPE-176644-RU. – 2015.

4. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического управления. – СПб.: Профессия, 2003. – 752 с.

В настоящее время последствия аварий и инцидентов при эксплуатации вертикальных стальных резервуаров (РВС) являются серьезной проблемой. При эксплуатации РВС требуется периодическая проверка их технического состояния. Одной из основных задач, которую необходимо решать при проведении обследования РВС, является определение точных геометрических параметров резервуара и сравнение их с нормативными величинами. Традиционные методики далеко не всегда позволяют с достаточной точностью получить необходимые сведения. В статье рассмотрен комплексный подход, основанный на применении технологии трехмерного лазерного сканирования для определения геометрических характеристик резервуаров. Выполненные работы по лазерной съемке РВС и обработка данных сканирования позволили решить ряд задач. Наложение полученного облака точек модели РВС на контур цилиндра правильной формы дало возможность выявить отклонения сооружения от проектных геометрических форм, регламентированных нормативными документами. Выполнены работы по нивелированию наружного контура днища пустого и заполненного резервуара. Величина неравномерной осадки наружного контура днища определена путем нивелирования в точках, соответствующих вертикальным стыкам первого пояса. Отклонения образующих стенки резервуара от вертикали определены вдоль вертикальных сварных швов в нижней, средней и верхней точках каждого пояса. По материалам обследования и инженерно-геологических изысканий выполнены поверочные расчеты (в проектно-вычислительном комплексе SCAD Office). Результаты расчетов свидетельствуют о недостаточности армирования кольцевого фундамента. Для приведения монолитного железобетонного кольцевого фундамента РВС в соответствие с требованиями нормативных документов предложены варианты работ по его укреплению.

Список литературы

1. Технический регламент о безопасности зданий и сооружений (введен в действие Федеральным законом РФ от 30.12.2009 г. № 384-ФЗ).

2. Градостроительный кодекс РФ от 29.12.2004г. № 190-ФЗ (ред. от 19.12.2016 г.).

3. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния» – М.: Стандартинформ, 2014. – 55 с.

4. Комиссаров Д.В., Середович А.В., Иванов А.В. Методика определения геометрических характеристик стальных цилиндрических резервуаров с использованием лазерного сканирования // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2005. – № 1. – Т. 1. – С. 221–225.

5. Сальников А.П. Оценка напряженно-деформированного состояния резервуаров по результатам наземного лазерного сканирования: дис. … канд. техн. наук: 25.00.19. – М., 2016. – 167 с.

6. О применении наземного лазерного сканирования в нефтегазовой отрасли / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, А.П. Сальников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 4 (16). – С. 47–51.

7. О проведении работ по трехмерному лазерному сканированию РВСП 20000 / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, А.П. Сальников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 1 (17). – С. 54–59.

8. Васильев Г.Г., Лежнев М.А., Сальников А.П. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объекте ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 2 (18). – С. 48–55.

9. Иванов А.В. Разработка методики геодезического контроля инженерных объектов на основании данных наземного лазерного сканирования: дис. … канд. техн. наук. – Новосибирск, 2012. – 150 с.

10. Середович В.А., Комиссаров В.А., Широкова Т.А. Наземное лазерное сканирование. – Новосибирск: СГГА, 2009. – 261с.

11. Тишкин В.О. Методика сбора и обработки данных, полученных в процессе 3D-сканирования // Научно-технический вестник Санкт-Петербургского государственного университета информационных технологий, механики и оптики. – 2011. – №1 (71). – С. 87–92.

12. Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. – М.: ЗАО «НТЦ ПБ», 2013. – 121 с.

В статье проанализированы особенности ресурсно-инновационного развития нефтегазовой отрасли Российской Федерации в условиях волатильности мирового энергетического рынка.

В послании Президента Российской Федерации Федеральному Собранию на 2017 г. поставлена задача реализовать системную программу развития цифровой экономики. Цифровизация экономики будет одним из основных направлений экономического роста и охватит все сферы экономики, включая нефтегазовый комплекс России. Показана необходимость в кратчайшие сроки разработать законодательные инициативы и «дорожную карту» по цифровой модернизации нефтегазового комплекса России.

Цифровой нефтегазовый сектор - это краеугольный камень цифровой экономики страны, сформированный на основе новой парадигмы цифровой модернизации нефтегазового производства, роста капитализации (стоимости основных активов) компаний и отрасли в целом. Цифровая модернизация нефтегазовой отрасли России позволит обеспечить энергетическую безопасность государства; удовлетворить рыночный спрос на нефть, газ и продукты их переработки; активизировать работы по созданию инновационных технологий нефтегазового производства и внесет весомый вклад в развитие экономики страны.

Выявлены характерные черты цифровизации объектов и интеллектуализации процессов нефтегазового производства. Рассмотрено интенсивное внедрение информационно-коммуникационных технологий по всей цепочке нефтегазового производственного цикла. Обоснована актуальность цифровой модернизации нефтегазового комплекса России.

Список литературы

1. Скважинные сенсорные системы / А.Н. Дмитриевский, В.Г. Мартынов, Н.А. Еремин [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – № 2. – С. 50–55.

2. Eremin N.A., Zheltov Yu.P., Baishev B.T. WPC-32188 Project of the Effective Development of the Oil Field Prirazlomnoje in the Conditions of Moving Ice of Arctic Shelf // 17th World Petroleum Congress, September 1–5, 2002, Rio de Janeiro, Brazil. – Р. 581-583.

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

4. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А., Тихомиров Л.И. Настоящее и будущее интеллектуальных месторождений // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 12. – С. 44–49.

5. Еремин Н.А., Еремин Ал.Н., Еремин Ан.Н. Управление разработкой интеллектуальных месторождений: учеб. пособие для вузов. В 2-х кн. – Кн. 2. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2012. – 210 с.

6. Еремин Ал.Н., Еремин Н.А. Современное состояние и перспективы развития интеллектуальных скважин // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 12. – С. 50–53.

7. Гаричев С.Н., Еремин Н.А. Технология управления в реальном времени. В 2 ч. – М.: МФТИ, 2015. – Ч. 1. – 196 с.

8. Eremin Al.N., Eremin An.N., Eremin N.A. Smart Fields and Wells. Almaty: Center of Kazakh-British Technical University, 2013. – 320 p.

9. Garichev S.N., Eremin N.A. Technology of management in real time. The Moscow Institute of Physics and Technology (State University). – 2013. – Part 2. – 167 p.

10. Еремин Н.А., Еремин Ал.Н., Еремин Ан.Н. Оптикализация нефтегазовых месторождений // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – № 12. – С. 40–44.

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

12. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Нефтегазовый комплекс РФ – 2030: цифровой, оптический, роботизированный // Нефть России. – 2017. – № 3. – C. 4–9.

13. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Современная НТР и смена парадигмы освоения углеводородных ресурсов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2015. – № 6. – С. 10–16.

14. Еремин Н.А., Еремин Ал.Н., Еремин Ан.Н. МПН/МУН – современное состояние и тренды развития // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – № 4. – С. 64–69.

15. Еремин Н.А. Путь успеха // Oil&Gas Journal Russia. – 2017. – № 3 (114) март. – C. 90.

По результатам анализа программ инновационного развития компаний нефтегазовой отрасли, вошедших в первую десятку рейтинга Минэкономразвития по итогам независимой оценки качества их актуализации, выделены основные группы инновационных факторов. На основе их обобщения и соотнесения с основными концепциями современного стратегического анализа составлен навигатор инновационного развития, который позволяет выделить ключевые факторы инновационного развития, показывает их основные взаимозависимости и связь с достижением финансового результата компании. Показано, что в условиях инновационного развития использование подхода, который объясняет высокие доходы компаний нефтегазовой отрасли природной рентой, защищенной правами на использование недр, не позволяет получить системного представления о реальных факторах эффективности и результативности. Разработанный на основе ресурсно-ориентированного подхода к стратегическому анализу навигатор позволяет наряду с ключевыми ресурсами учесть такие важнейшие факторы инновационного развития, как производственные технологии, индивидуальные компетенции и инновации, внедрение новых методов организации и управления. Отдельное внимание уделено рассмотрению динамических способностей и абсорбирующего потенциала, составляющие которых широко представлены в программах инновационного развития данной группы компаний. В свете полученных выводов рассмотрена проблема защиты результатов инновационной деятельности, которая на уровне компании оказывается шире, чем права на пользование природными ресурсами и интеллектуальная собственность. Защита конкурентных преимуществ, обусловленных развитием ключевых инновационных факторов, зависит как от правовых механизмов, так и от наличия экономических и технологических барьеров, ограничивающих эффективность деятельности компаний, инвестировавших средства в инновационное развитие.

Список литературы

1. 3 to 4.3 Billion Barrels of Technically Recoverable Oil Assessed in North Dakota and Montana’s Bakken Formation – 25 Times More than 1995 Estimate / U.S. Geological Survey. S Releases Update Assessment for Bakken and Three Forks Formations, 2015. – https://www2.usgs.gov/newsroom/ article_pf.asp?ID=1911.

2. Shiffrin R.M., Nosofsky R.M. Seven plus or minus two: a commentary on capacity limitations//Psychological Review. – 1994. – Т. 101. – № 2. – Р. 357–361.

3. Рейтинг компаний с государственным участием. Программы инновационного развития получили независимую оценку / Открытое правительство. 22.05.2017. – http://open.gov.ru/upload/iblock/7fd/ 7fd031324fb3f4d471b9e8241c7ee08a.pdf

4. Rogova E. Dupont analysis of the efficiency and investment appeal of Russian oil-extracting companies/ 8th International Scientific Conference Business and Management. – Vilnius, 2014. – Р. 165–171.

5. Henderson J., Grushevenko E. Russian Oil Production Outlook to 2020. Oxford Institute for Energy Studies. – 2017 – Oxford: University of Oxford. – https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2017/02/Russian-Oil-Production-Outlook-to-2020... (дата обращения 05.09.2017).

6. Тис Д.Дж., Пизано Г., Шуен Э. Динамические способности фирмы и стратегическое управление // Вестник Санкт-Петербургского университета. Серия Менеджмент. – 2003. – Вып. 4. – С.133–185.

7. Cohen W., Levintal D. Absorptive capacity – a new perspective on learning and innovation//Administrative Science Quarterly. – 1990. – V. 35. – № 1. – Р. 128–152.

8. Карлик А.Е., Платонов В.В. Межотраслевые территориальные инновационные сети // Экономика региона. – 2016. – № 4. – С. 1218–1232.

9. Zahra S., George G. Absorptive Capacity: A Review, Reconceptualization, and Extension // Academy of Management Review. – 2002. – V. 27. – № 2. – Р. 185–203.

10. Rumelt R.P. Towards a Strategic Theory of the Firm / Lamb R. (ed.) Competitive Strategic Management. – 1984. – Englewood Cliffs, N.J.: Prentice-Hall. – Р. 556–570.

11. Strategic Interpretation on Sustainability Issues: Eliciting Cognitive Maps of Boards of Directors / J.-P. Bergman, A. Knutas, A. Jantunen [et al.] // Corporate Governance: The International Journal of Business in Society. – 2016. – V. 16. – № 1. – Р. 162–186.

Значительные изменения текущих экономических, политических, а также геологических и технических факторов, влияющих на затраты нефтегазовых компаний, вынуждают компании искать инновационные подходы к оценке затрат, особенно на начальных стадиях проекта. Падение цен на нефть, снижение курса рубля, международные санкции, а также усложнение условий добычи в России и, вследствие этого, необходимость применения новых технологий существенно влияют на затраты нефтегазовых проектов. Создание стоимостных моделей позволяет провести оперативную и точную оценку затрат с учетом особенностей новых объектов и изменений внешней среды. В статье рассмотрены принципы, методики и основные элементы стоимостных моделей, которые в текущей ситуации уже активно внедряются в российских нефтегазовых компаниях для оценки стоимости строительства нефтегазовых объектов. Приведены примеры баз данных, используемых для оценки затрат: сметные нормативы, корпоративные базы данных на основе реализованных проектов и внешние базы данных. Проанализированы правила подбора объектов-аналогов нефтегазового строительства. При этом  основным вопросом остается подбор корректного объекта и правильное использование имеющихся данных для оценки нового объекта. Предложено применять разные типы стоимостных моделей для разных типов нефтегазовых объектов, в частности, для линейных объектов используются полноценные расчетные модели, а для площадных – определенным образом структурированные объекты-аналоги или «гибкие» модели. При наличии структурированной базы данных по линейным и площадным объектам существующие уже в настоящее время методики и инструменты позволяют получать достаточно детальные оценки стоимости объектов в сжатые сроки.

Список литературы

1. Стоимостной инжиниринг в ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»: текущая ситуация и перспективы развития / М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов, О.О. Скударь [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 30–33.

2. Дубовицкая Е.А., Пащенко А.Д., Чижиков С.В. Проблемы оценки затрат на строительство нефтегазовых объектов в России и пути их решения. // Нефтяное хозяйство. – № 9. – 2013. – С. 92–95.

3. Бозиева И.А., Зиннатуллин Д.Ф. Аспекты создания корпоративной информационной системы формирования стоимости объектов строительства и обустройства месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 114–117.

4. Чижиков С.В., Дубовицкая Е.А. Новый подход к оценке и управлению стоимостью нефтегазовых проектов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 9. – С. 98–101.

При бурении нефтяных и газовых скважин с использованием долот типа PDCособый практический интерес представляет диапазон частоты вращения долота от 200 до 450 мин^-1. В этих условиях широко применяют винтовые забойные двигатели, однако такие гидравлические машины имеются конструктивный недостаток, связанный с движением ротора по орбитальной траектории. Такая траектория движения ротора приводит к возникновению поперечных вибраций самого забойного двигателя и бурового долота. Вибрации, в свою очередь, снижают долговечность забойного двигателя и ухудшают экономические показатели бурения в целом. В связи с этим актуальной задачей является разработка нового гидравлического забойного двигателя, работающего без вибрации ротора.

Анализ научной и технической информации показал, что пока не найдено простого и эффективного технического решения, позволяющего устраненить вибрации ротора в винтовом забойном двигателе. По этой причине целесообразно расширить область поиска новых технических решений и рассмотреть другие конструкции гидравлических забойных двигателей, помимо винтовых забойных двигателей. Представлены результаты исследовательских работ, в основу которых заложена концепция, согласно которой в гидравлической машине любая винтовая поверхность может быть заменена на набор из плоских и цилиндрических поверхностей. Показано, что на основе данной концепции можно создавать новые гидравлические машины с уникальными свойствами. Результаты лабораторных и стендовых испытаний подтвердили правильность выбранного направления исследований. Винтовые поверхности были исключены из конструкции новой машины, а при конструировании использовались только плоские и цилиндрические поверхности.

Разработана новая конструкция гидравлической машины, которая может быть использована для создания гидравлического забойного двигателя, работающего без вибрации ротора при бурении скважин долотами типа PDC. Основная область применения новой разработки связана с бурением наклонно направленных и горизонтальных скважин для добычи нефти и газа. С переходом к простой и технологичной геометрической форме отдельные детали новой гидравлической машины можно будет выполнять из твердых или из сверхтвердых материалов, что открывает возможности для практического применения таких гидравлических машин также при бурении скважин при больших перепадах давления.

Список литературы

1. Балденко Д.Ф., Коротаев Ю.А. Современное состояние и перспективы развития отечественных винтовых забойных двигателей // Бурение и нефть. – 2012. – № 3. – С. 3–7. – http://burneft.ru/archive/issues/2012-03/1.

2. Sazonov Iu.A., Mokhov M.A., Demidova A.A. Development of Small Hydraulic Downhole Motors for Well Drilling Applications. // American Journal of Applied Sciences 2016. – V. 13 (10). – P. 1053–1059. 

DOI: 10.3844/ajassp.2016.1053.1059. –  http://thescipub.com/PDF/ajassp.2016.1053.1059.pdf.

3. Pittard G., Leitko C., Mallard R. Directional Drilling Motors Evolve for Demanding Downhole Environments. //Upstream Pumping. – May/June 2015. http://www.upstreampumping.com/article/drilling/2015/directional-drilling-motors.

4. Ranjbar Kh., Sababi M. Failure assessment of the hard chrome coated rotors in the downhole drilling motors // Engineering Failure Analysis. – 2012. –  V. 20. – С. 147–155. http://rms.scu.ac.ir/Files/Articles/Journals/Abstract/self%202012.pdf20121911115609.pdf.

5. US patent №62411494. Non-elastomeric stator and downhole drilling motors incorporating same// Demosthenis G. Pafitis, Vernon E. Koval. – Date of patent: Jun. 5, 2001. – http://www.freepatentsonline.com/6241494.pdf.

6. Derkach N.D., Krutik E.N., Korotaev Yu.A. Gear Reduction Turbodrills Improve Drilling Results//SPE-49258-MS. – 1998.

7. Beaton T., Seale R., Beaird J. Development of a Geared Turbodrilling System and Identifying Applications//Paper PETSOC-2004-2007.

8. Jones S., Feddema C., Sugiura J. A Gear-Reduced Drilling Turbine Provides Game Changing Results: An Alternative to Downhole Positive Displacement Motor. DOI: 10.2118/SPE-178851-MS. – 2016.

9. US patent №7172039. Down-hole vane motor // David Warren Teale, Greg Marshall. – Date of patent: Feb. 06, 2007. http://www.freepatentsonline.com/7172039.pdf.

10. US patent №5174737. Fluid compressor with spiral blade // Sakata Hirotsugu, ItamiTsugio, Okuda Masayuki, Hirayama Takuya, Oikawa Satoru. –  Date of Patent: Dec. 29, 1992. – http://www.freepatentsonline.com/5174737.pdf.

11. US patent №6074184. Pump utilizing helical seal // Imai Atsushi. – Date of Patent: Jun. 13, 2000. http://www.freepatentsonline.com/6074184.pdf.

12. Sazonov Yu.A., Mokhov M.A., Frankov M.A. Development of Compact Hydraulic Positive Displacement Motor Featuring No Rotor Vibrations in Well Drilling // Indian Journal of Science and Technology. – 2016. – V. 9(42), DOI: 10.17485/ijst/2016/v9i42/104220. http://www.indjst.org/index.php/indjst/article/view/104220/74841.

13. Пат. № 165039 РФ. Винтовая машина / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Н. Рыбанов, М.А. Франков, В.В. Воронова; заявитель и патентообладатель РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина. – № 2016112161; заявл. 31.03.16; опубл. 27.09.16.

14. Judd R. Diamond Bearings Support Mud Motor Reliability. // Upstream Pumping. – July/August 2015. http://www.upstreampumping.com/article/drilling/2015/diamond-bearings-support-mud-motor-reliability.

Терригенные отложения бобриковского горизонта являются одним из основных эксплуатационных объектов Оренбургской области. Существуют разные точки зрения относительно условий образования данных отложений, что обусловлено сложностью строения изучаемого объекта.

Рассмотрено строение, состав и условия образования терригенных отложений бобриковского горизонта на территории Оренбургской области. Проведено комплексное седиментологическое изучение кернового материала поисково-оценочных и разведочных скважин. Реконструированы обстановки формирования бобриковского горизонта, построена палеогеографическая схема. Продуктивные пласты отличаются неоднородным строением, которое в значительной мере контролируется генезисом отложений. Алеврито-песчаные и глинистые породы были сформированы либо в зонах морского бассейна с активной гидродинамикой среды седиментации (прибрежно-морские, мелководно-морские фации ближней и дальней зоны), либо на аккумулятивной аллювиально-дельтовой равнине. При этом основным регулятором осадконакопления выступала сама среда и неустойчивые процессы седиментации на фоне общего постепенного погружения бассейна в ранневизейской время. Этими быстродействующими факторами обусловлены частые фациальные переходы алеврито-песчаных пород в глинистые и линзовидно-прерывистое строение слоев, значительное усложняющие геолого-разведочные работы и разработку залежей углеводородов.

Особенности тектонического строения и развития территории, палеорельеф дна бассейна седиментации и характер его развития предопределили развитие того или иного типа разреза терригенного бобриковского горизонта в пределах выделенных фациально-палеогеографических зон юго-востока Волго-Уральской антеклизы. Перспективными для поисково-разведочных работ являются разрезы, представленные чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с повышенным содержанием песчаного материала (до 70 %) и приуроченные к дельтовой и прибрежно-морской фациально-палеогеографическим зонам, где возможно обнаружение залежей углеводородов в неструктурных и комбинированных ловушках.

Список литературы

1. Алиев М.М., Яриков Г.М., Хачатрян Р.О. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. – М.: Недра, 1975. – 262 с.

2. Аллювиально-дельтовые системы палеозоя Нижнего Поволжья / под ред. В.А. Бабадаглы. – Саратов: Изд-во Саратовского университета, 1982. – 156 c.

3. Астаркин С.В., Гончаренко О.П., Пименов М.В. Обстановки осадконакопления в бобриковское время в пределах юго-востока Русской плиты // Известия Cаратовского университета. Новая серия. Серия науки о Земле. – 2013. – Т. 13. – Вып. 1. – С. 57 –62.

4. Типовые разрезы терригенного нижневизейского нефтегазоносного комплекса Среднего Поволжья / С.В. Астаркин, О.П. Гончаренко, Ю.А. Писаренко, В.П. Морозов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 66–68.

5. Леонов Г.В., Погудин В.Н. Эрозионные структуры предвизейского заложения в Оренбургской области // Геология нефти и газа. – 1989. – № 12. – С. 10–16.

6. Яцкевич С.В., Воробьев В.Я., Никитин Ю.И. Палеореки: это миф, «рекомания» или плод научных изысканий // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2011. – Вып. 66. – С. 15–40.

7. Результаты региональных геолого-геофизических работ на территории юго-восточной части Русской плиты и перспективы их дальнейшего проведения / Ю.А. Писаренко, В.Я. Воробьев, О.В. Куколенко [и др.] //  Геология нефти и газа. – 2011. – № 1. – С. 68–77.

Рассмотрены методические приемы применения объемного метода для контроля оценки углеводородных ресурсов баженовской свиты по данным пиролиза. Проведен анализ результатов пиролиза порошка до и после экстракции, а также при замене порошка кусочками породы. На основании изучения более 8000 образцов предложена новая схема учета результатов пиролиза порошка до и после экстракции хлороформом. Отмечена необходимость оценки потерь легкой нефти из керна вследствие его извлечения и хранения путем измерения пористости до экстракции по газу. Поскольку в пластовых условиях невозможны ни эффективный прогрев пород, ни ее дробление до порошкообразного состояния, в работе исследован пиролиз кусочков породы. Особый интерес представляет смещение количественного выхода углеводородов из пика S₁ в пик S₂ по мере увеличения размера образцов. Эти исследования детально иллюстрируют влияние степени раздробленности на результаты пиролиза и позволяют составить представление о том, насколько будут расходиться фактические результаты извлечения углеводородов от данных лабораторных экспериментов. Исследовано также изменение соотношений абсорбированных углеводородных соединений и продуктов крекинга керогена в органическом веществе баженовской свиты в зависимости от степени его катагенетической зрелости. Рекомендуется проводить оценки с учетом степени зрелости органического вещества, исключая из рассмотрения участки, для которых характерно распространение непреобразованного керогена. Подсчет геологических запасов и ресурсов углеводородов в выделяемых и прослеживаемых коллекторах, близких по свойствам к естественным, рекомендуется осуществлять объемным методом. Подсчет извлекаемых запасов нефти целесообразно выполнять с использованием различных вариантов статистического метода с учетом падающей добычи.

Список литературы

1. Методические подходы к подсчету запасов и оценке ресурсов баженовской свиты / И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, А.В. Постников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 28–32.

2. Контрольные функции объемного метода при оценке ресурсов углеводородов с применением лабораторных геохимических измерений/ И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, И.Ю. Балабан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 12–17.

3. Разномасштабные исследования геологической неоднородности баженовской свиты как основа для оценки ее углеводородного потенциала/ А.В. Постников, И.С. Гутман, О.В. Постникова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 8–11.

4. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. – М.: Ин-т геохимии и аналитической химии им. В.И. Вернадского, 1987. – 143 с.

5. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Е.В. Козлова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков [и др.] // Вестник МГУ. Сер. 4: Геология. – 2015. – № 5. – С. 44–53.

6. Исследования морфологии пустотного пространства керогена баженовской свиты / А.Л. Васильев, Е.Б. Пичкур, А.А. Михуткин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 28–31. 

При определении параметров пород неоднородного керна изучаются, как правило, однородные образцы, что делает невозможным установление достоверных связей типа керн – ГИС. Использование параметров однородных образцов при поиске зависимостей приводит к завышению емкости коллектора и уменьшению (в коллекторах с тонким переслаиванием песчаников и глин) или к завышению (в коллекторах с очаговыми карбонатно-ангидритовыми включениями) коэффициента нефтегазонасыщенности. Предложен способ учета двухкомпонентной (песчано-глинистый коллектор содержит слойки, включения и линзочки глинистого материала) и трехкомпонентной (коллектор содержит наряду с тонкослоистыми глинистыми прослоями и включениями непроницаемые карбонатно-ангидритовые включения) текстурной неоднородности при определении параметров терригенных коллекторов по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин. В основу работы положены результаты специальной компьютерной обработки фотографий полноразмерного керна, рутинных исследований фильтрационно-емкостных свойств и геофизических исследований скважин. Приведены уравнения для расчета объемного содержания текстурных компонентов коллектора по комплексу геофизических методов. Сходимость между вычисленными значениями объемного содержания текстурных компонентов по данным геофизических методов и значениями, определенными по фотографиям, керна составляет ±0,15. Показано изменение коэффициента нефтенасыщенности слоя коллектора в зависимости от содержания в нем глинистых (двухкомпонентная текстурная неоднородность) и глинистых и карбонатно-ангидритовых (трехкомпонентная текстурная неоднородность) включений. В коллекторах с трехкомпонентной текстурной неоднородностью влияние непроницаемых прослоев и включений разнонаправленное. С ростом содержания в слое коллектора глинистых прослоев и включений нефтенасыщенность песчаного прослоя возрастает, в то время как с увеличением доли очаговых карбонатно-ангидритовых включений она уменьшается. Предложенный способ текстурной неоднородности терригенных коллекторов исключает систематические погрешности в определении подсчетных параметров коллекторов по данным геофизических исследований скважин.

Список литературы

1. Ефимов В.А., Акманаев А.Р., Акиньшин А.В. Определение доли глинистых прослоев и включений по фотографиям колонки керна // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 88–90.

2. Акиньшин А.В. Метод определения площади текстурных компонентов на фотографиях керна текстурно-неоднородной горной породы // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 28–31

3. Асташкин Д.А. Разработка петрофизической модели неоднородных песчано-алевритовых пород-коллекторов с целью повышения достоверности количественной интерпретации данных ГИС (на примере некоторых месторождений Западной и Восточной Сибири): дис. … канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12. – М., 2005. – 126 с.

4.  Методология интерпретации каротажных данных в полигенных отложениях викуловской свиты на месторождении Каменное (тонкослойные штормовые отложения и комплекс заполнения врезанной долины) / А.Ю. Лопатин, А.Л. Медведев, Ю.В. Масалкин, Р. Валенсиа // SPE-115490. – 2008.

5. Акиньшин А.В., Ефимов В.А. Разработка алгоритмов интерпретации методов ГИС повышающих достоверность определения подсчетных параметров в условиях тонкослоистого разреза // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 87–89.

Представлены методика и результаты проведения комплексного исследования скважины ч целью оценки коэффициента вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в пластовых условиях. Процедура исследования включала несколько циклов закачка - отбор с использованием водных растворов разной минерализации. Наряду с измерениями динамических устьевых и забойных параметров выполнены периодические определения водонасыщенности импульсными нейтронными методами и анализ изменения состава добываемой воды.

Изложены принципы расчета дизайна исследования. Обоснованы технические решения для управляемой закачки растворов в условиях низкой приемистости пласта. Разработана методика комплексной интерпретации полученной информации, включая геофизические, геохимические и гидродинамические данные. Для решения обратной задачи оценки параметров пласта и функций относительных фазовых проницаемостей использованы численные алгоритмы моделирования многофазной фильтрации и методы теории оптимального управления (сопряженные методы).

Полученные результаты позволили оценить коэффициент вытеснения в пластовых условиях, вид функций ОФП для нефти и воды, уточнить и отработать методику проведения исследования. Выявлены нетрадиционные эффекты, сопровождающие процессы двухфазной фильтрации в пластовых условиях.

Список литературы

1. Проведение комплексных исследований по оценке относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды и коэффициента вытеснения в условиях аномально низкой приемистости пласта (часть 1) / Э.С. Закиров, И.М. Индрупский, И.В. Васильев [и др.] //  Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – C. 56–60.

2. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2001. – 303 с.

3. Оценка коэффициента вытеснения и функций фазовых проницаемостей по нефти и воде в пластовых условиях по данным комплексных исследований скважин на разведочно-пилотной стадии / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров  [и др.] // SPE 181967-RU. – 2016.

Вопросы определения и установления оптимальных забойных давлений в скважинах на месторождении или его участке всегда находились в поле зрения специалистов. Ранние работы в этом направлении в основном посвящены определению предельно допустимых забойных давлений, так как считалось, что именно они обеспечивают наиболее эффективную выработку пластов. Однако более строгое обоснование достигается при использовании гидродинамической модели месторождения и методов решения обратных задач. Для этой цели было создано несколько моделей залежей с различными свойствами пластов и насыщающих их флюидов, на которых отрабатывались подходы к решению задачи определения оптимальных забойных давлений и анализировались результаты расчетов исходя из специфики залежей. Обнаружен ряд закономерностей, которые можно применять к реальным нефтяным, нефтегазовым и газонефтяным месторождениям. В статье рассмотрены особенности определения давления для трещинно-поровых коллекторов, разработка которых, как известно, обычно характеризуется низкими коэффициентами извлечения нефти и накопленной добычей нефти.

Результаты исследований свидетельствуют, что на выбор оптимальных забойных давлений для трещинно-поровых коллекторов значительное влияет наличие или отсутствие фильтрации газированной жидкости в пласте. При давлении насыщения, близком к начальному пластовому, оптимальные забойные давления значительно отличаются от предельно допустимых, и их необходимо рассчитывать как для добывающих, так и для нагнетательных скважин, не выходя при этом за рамки значений предельно допустимых давлений. Если давление насыщения ниже начального пластового давления, то для добывающих скважин рекомендуется устанавливать предельно допустимые забойные давления. Выявлено также, что для трещинно-поровых коллекторов наибольшие накопленная добыча нефти и чистого дисконтированного дохода достигаются при выработке запасов на естественных режимах при снижении пластового давления до давления насыщения, т.е. до возникновения в пласте режима растворенного газа. Только после этого следует осуществлять закачку воды для поддержания пластового давления. Выявленные тенденции могут быть полезны для повышения темпов отбора, накопленной добычи нефти и чистого дисконтированного дохода при разработке карбонатных коллекторов.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х. Развитие систем разработки нефтяных месторождений на страницах журнала «Нефтяное хозяйство» // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 9. – С. 57-63.

2. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация процесса доразработки нефтяных месторождений: автореф. дис. … д-ра. техн. наук. – М., 2001. – 54 с.

3. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2005. – 607 с.

4. Иктисанов В.А. Закономерности управления разработкой нефтяных месторождений при помощи оптимизации забойных давлений для порового коллектора // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – С. 14-18.

5. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. – М.: Недра, 1966. – 198 с.

6. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов/пер. с англ. / под ред. А.Г. Ковалева. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

Рассмотрена проблема корректной организации системы поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт ПК_1-3 Восточно-Мессояхского месторождения, имеющего сложное геологическое строение. По результатам бурения и опробования скважин на месторождении определено, что ранее считавшийся относительно однородным по свойствам пласт ПК_1-3 представляет собой совокупность трех циклитов: А(ПК₁), В (ПК₂), С (ПК₃), которые различаются как по фильтрационным-емкостным свойствам (ФЕС), так и по вертикальной связанности и латеральной неоднородности, что обусловлено различными условиями осадконакопления. Это определило необходимость разных подходов к разработке и заводнению циклитов.

Обладающий наилучшими ФЕС и наиболее выдержанный нижележащий циклит С, который контактирует с подстилающими водами, был выбран в качестве первоочередного объекта разбуривания. На основе технологических и экономических расчетов проектная плотность сетки скважин на циклит С была уплотнена с 300 до 150 м. Это потребовало корректировки проектной системы поддержания пластового давления и дополнительной оценки вариантов заводнения. Рассмотрены риски латерального прорыва воды в условиях большой разницы вытесняемого и вытесняющего флюидов (вязкость нефти – 111 мПа·с). В связи с наличием контакта с подстилающими водами возник вопрос о геометрии линий тока при заводнении пласта (латеральное вытеснение или вытеснение через аквифер), а также вопрос об активности подошвенных вод, которые могут вносить изменения в проектные решения при организации системы поддержании пластового давления.

Предложена программа опытно промышленных работ по организации системы поддержания пластового давления и дан детальный алгоритм анализа данных, которые будут получены на опытном участке. Реализация рекомендаций позволит определить наиболее корректный подход к заводнению в условиях циклита С.

Список литературы

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

2. Chan K.S. Water Control Diagnostic Plots // SPE 30775. – 1995.

Рассмотрен процесс перетока нефти из матрицы в трещины. Коэффициент внутрипорового перетока является мерой неоднородности системы трещины ‒ матричные поры и количества флюида, перетекающего из матрицы в трещины и из трещины в матрицу. Данный параметр является одним из важных факторов, которые определяют выработку запасов нефти, и может принимать различные значения в довольно широком диапазоне. Его значения зависят от размеров и проницаемости блоков, проницаемости трещин и других параметров. Для определения коэффициента перетока использованы материалы гидродинамических исследований скважин, обработанные в соответствии с моделью Уоррена – Рута. Построены схемы изменения коэффициента перетока по площади одной из турнейско-фаменских залежей в начальный период ее разработки и через 5 лет ее эксплуатации. Совместный анализ результатов расчетов и промыслового материала позволил установить, что максимальные объемы нефти получены на участках залежи с максимальными значениями коэффициентов перетока. Коэффициент перетока следует считать важнейшим показателем, характеризующим особенности строения и выработки запасов залежей с наличием зон распространения трещиноватого коллектора. Установлено, что снижение забойных давлений приводит к существенному уменьшению коэффициента перетока и, как следствие, ухудшает эксплуатационные характеристики скважины. Вероятное ухудшение процесса массообмена между матрицей и трещинами необходимо учитывать при обосновании величин допустимых забойных давлений. Для обеспечения максимальных объемов перетока из матрицы в зоны трещиноватости необходимо осуществлять ввод системы поддержания пластового давления на ранних стадиях эксплуатации залежей, обладающих естественной трещиноватостью.

Список литературы

1. Черепанов С.С. Комплексное изучение трещиноватости карбонатных залежей методом Уоррена – Рута с использованием данных сейсмофациального анализа (на примере турне-фаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 14. – С. 6–12.

2. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 19. –  Т. 15. – С. 145–154.

3. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С.С. Черепанов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 2. – С. 94–96.

4. Путилов И.С. Разработка технологий комплексного изучения геологического строения и размещения месторождений нефти и газа. – Пермь: Изд-во Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2014. – 285 с.

5. Повышение эффективности гидродинамического моделирования посредством применения усовершенствованных методик обработки данных гидродинамических исследований скважин (на примере Озерного месторождения) / М.В. Латышева, Ю.В. Устинова, В.В. Кашеварова, Д.В. Потехин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 14. – С. 73–80.

Рассмотрена разработка разделов по применению метода количественного прогнозирования отказов оборудования на примере отраслевой системы оценки соответствия ПАО «Транснефть». Основным положением проведенных изысканий является допущение, что основным аргументом разрабатываемого метода прогнозирования является начальная наработка оборудования на отказ, характерная для зоны устойчивых значений интенсивности отказов. Использование данного аргумента позволит моделировать изменение целевой функции исследования, изменять ее траекторию и, как следствие, определять число отказов оборудования с наименьшей инерционностью математических операций и наибольшей точностью. В данной работе разработка математической модели по определению начальной наработки оборудования рассмотрена с использованием статистического подхода, основу которого составляет использование распределение Вейбулла. Распределение Вейбулла рассматривается в качестве базового и исследуется на точки экстремума, с учетом условия максимальной динамики изменения их предельного состояния. Результаты выполненной работы позволили установить закономерность, определяющую начальную наработку оборудования (характерную для зоны устойчивых значений) как часть кривой распределения Вейбулла, имеющую минимальное значение производной функции, которая определяет график распределения интенсивностей отказов оборудования для рассматриваемого случая. В качестве результата, проведенных исследований, принимается аналитическая зависимость для определения базового аргумента метода количественного прогнозирования отказов оборудования, основывающаяся на следующих показателях надежности: сумма максимальных и минимальных значений исправно работающего оборудования, характерных для отдельных интервалов эксплуатации; среднее для всего жизненного цикла значение интенсивности отказов оборудования; суммарное число отказов оборудования.

Список литературы

1. Основные положения разработки методологии оптимизации параметров жизненного цикла технологического оборудования / О.В. Аралов, И.В. Буянов, Б.Н. Мастобаев [и др.]// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 6. – Вып. 26. – С. 23-29.

2. Аралов О.В., Былинкин Д.В., Бережанский Н.В. Разработка методологического аппарата по определению вероятности появления дефекта оборудования при его производстве на основе   метода линейно-динамического программирования // Трубопроводный транспорт-2016: Материалы XI Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа: УГНТУ, 2016. – С. 12-14.

3. Разработка математической модели оценки финансовой реализуемости плана опытно-конструкторских работ по созданию сложных технических систем/ Ю.В. Лисин, О.В. Аралов, Б.Н. Мастобаев [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2016. – № 3. – С. 17-23.

4. Аралов О.В. Методика оптимизации плана опытно-конструкторских работ по средствам, комплексам связи и автоматизации при программном планировании: дисс. … канд.тех.наук. – СПб.: ВАС, 1999.

5. Вопросы математической теории надежности / Е.Ю. Барзилович, Ю.К. Беляев, В.А. Каштанов [и др.]. – М.: Радио и связь, 1983. – 376 с.

6. Барлоу Р., Проман Ф. Математическая теория надежности // Советское радио, 1969. – 488 с.

В области добычи углеводородов одной из актуальных является задача добычb газа при обводнении скважин пластовыми водами. Эффективная добыча углеводородов в таких условиях становится возможной только при рациональном подборе дополнительного оборудования. Как показывает практика, подобные задачи успешно решаются с применением эжекторных систем. Выделены основные направления развития насосной техники с учетом особенностей применения эжекторных систем на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов. Выполняемые работы нацелены на повышение эффективности добычи нефти и газа путем создания новых насосных систем с применением многопоточных эжекторов.

При выполнении конструкторских работ в рамках единой системы, включающей элементы струйной и насосной техники, рассмотрены теоретические задачи по трем основным направлениям: в теории струйных аппаратов, в теории динамических насосов, в теории объемных насосов. Показано, что весьма перспективными являются многопоточные динамические насосы. Хотя эти насосы известны давно, теоретические аспекты их применения практически не представлены в технической и учебной литературе. В ходе исследовательских работ подтверждены возможности создания высокооборотного многоступенчатого насоса объемного типа. Рассмотрена перспектива создания многосекционных насосов, где отдельные секции динамического насоса, смонтированы на общем валу с секциями объемного насоса. В этом случае появляется возможность для уменьшения длины и диаметра насоса в целом, что особенно важно для создания насосов, работающих в горизонтальных скважинах.

Отмечена перспективность развития физических экспериментов через более широкое использование аддитивных и современных лазерных технологий при создании экспериментальных образцов и моделей.

Список литературы

1. Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Муленко В.В. Вопросы компьютерного моделирования насосных систем // Нефть, газ и бизнес. – 2013. – №11. – С. 66–68.

2. Математическое моделирование насосных систем /Ю.А. Сазонов,  М.А. Мохов, К.И. Клименко, Н.А. Еремин // Нефть, газ и бизнес. – 2013. – № 8. – С. 62–65.

3. Моделирование насосных систем при решении задач нефтедобычи / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, К.И. Клименко, А.В. Демидов // Нефть, газ и бизнес. – 2013. – № 9. – С. 54–56.

4. Новые технические решения в области разработки насосных систем для подъема многофазных потоков / М.А. Мохов, Ю.А. Сазонов, Т.Н. Димаев, И.В. Грязнова // Газовая промышленность. – 2013. – № 7. – С. 54–55.

5. Исследование насосных систем для добычи, сбора и подготовки нефти / М.А. Мохов, Ю.А. Сазонов, А.А. Демидова, Д.Р. Биктимирова // Нефть, газ и бизнес. – 2013. – № 9. – С. 57–59.

6. Сазонов Ю.А., Мохов М.А., Каханкин В.А. Струйные насосные системы для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных пластов // Нефть, газ и бизнес. – 2013. – №2. – С. 67–69.

7. Сазонов Ю.А., Мохов М.А. Исследование технических систем для морских нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство – 2015. – №  4. – C. 80–82.

8. Многопоточный эжектор и новое направление для развития струйной техники / Ю.А. Сазонов, А.В. Деговцов, Е.С. Казакова, К.И. Клименко // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2012. – № 4. – С. 75–77.

9. Сазонов Ю.А., Димаев Т.Н., Казакова Е.С. Исследование многопоточных эжекторов и решение задач по добыче и перекачке нефти и газа // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2012. – № 4. – С.21–23.

10. Пат. № 2100659 РФ. МКИ F04 F5/02. Струйная насосная установка / Ю.А. Сазонов, А.П. Шмидт, В.Н Елисеев., Б.А Малов., И.С. Юдин: заявители и патентообладатели ОАО «Оренбургнефть», Гос. академия нефти и газа им. И.М. Губкина, J.P. Kenny Exploration and Production Ltd. – № 96112446/06; заявл. 18.06.96; опубл. 27.12.97.

11. Пат. № 2100660 РФ. МКИ F04 F5/02. Струйный аппарат / Ю.А. Сазонов, Ю.В. Зайцев, В.Н. Елисеев, Б.А. Малов, И.С. Юдин: заявители и патентообладатели ОАО «Оренбургнефть», Гос. академия нефти и газа им. И.М. Губкина. – № 96112569/06; заявл. 18.06.96; опубл. 27.12.97.

12. Свидетельство на полезную модель № 30169. МПК 7 F04 F05/02. Струйный аппарат / В.Н. Елисеев, Ю.А. Сазонов, В.И. Заякин. – заявка № 2001120031; заявл. 18.07.01; опубл. 20.06.03.

13. Сазонов Ю.А. Основы расчета и конструирования насосно-эжекторных установок. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 305 с.

14. Пат. на полезную модель № 72736 РФ. МПК F04F 5/14. Эжектор / Ю.А. Сазонов, В.И. Заякин. – № 2007145158/22; заявл. 04.12.07; опубл. 27.04.08.

15. Пат. на полезную модель № 120162 РФ. Струйный насос // Ю.А. Сазонов, Е.С. Казакова. – № 2012100627; опубл. 10.09.12.

16. Пат. на полезную модель № 132502 РФ. Погружная насосная установка // М.А. Мохов, Ю.А.Сазонов, Т.Н. Димаев, П.Н. Тигов. – № 2013118729; заявл. 24.04.13; опубл. 20.09.13.

При эксплуатации нефтяных месторождений с пескопроявлениями актуальной является задача защиты скважинного насосного оборудования от механических примесей. Пескопроявления существенно влияют на надежность скважинного насосного оборудования, приводя к отказам установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) вследствие абразивного износа деталей. Отказы УЭЦН из-за наличия механических примесей в добываемом флюиде составляют от 35 до 50 %. В настоящее время существуют различные технологические методы снижения интенсивности пескопроявления и защиты скважинного насосного оборудования от механических примесей. Одним из распространенных методов защиты скважинного насосного оборудования от механических примесей является применение механических фильтров, устанавливаемых как на забое скважины, так и входящих в состав компоновок скважинного насосного оборудования. Среди различных конструкций механических фильтров, применяемых для защиты УЭЦН от механических примесей, наилучшими эксплуатационными характеристиками обладают каркасно-проволочные фильтры. Рассмотрено численное моделирование течения двухфазного флюида в каркасно-проволочном фильтре УЭЦН. Течение двухфазного флюида (смесь вода и песка) принято ламинарным. Распределение размеров частиц песка задано по формуле Розина – Раммлера. Численное гидродинамическое моделирование выполнено для двух конструкций каркасно-проволочного фильтра УЭЦН: 1) со стандартным треугольным профилем поперечного сечения проволоки; 2) с усовершенствованным профилем поперечного сечения проволоки, в котором стороны треугольного профиля скруглены. Трехмерный геометрические модели построены в системе автоматизированного проектирования Компас-3D. В результате численного моделирования получены распределения скоростей двухфазного флюида, траектории частиц песка, распределения диаметров частиц песка (проходящих через фильтр) и времени прохождения частиц песка через фильтр. Установлено, что максимальные скорости течения двухфазного флюида в каркасно-проволочном фильтре с усовершенствованным профилем поперечного сечения проволоки существенно выше, чем в фильтре со стандартным треугольным профилем поперечного сечения проволоки. По результатам расчета установлено, что каркасно-проволочный фильтр с усовершенствованным профилем характеризуется более высокими значениями гидравлического параметра, а следовательно, меньшим гидравлическим сопротивлением.

Список литературы

1. Легаев Ю.Н. Глубиннонасосное оборудование для добычи нефти в условиях, осложненных выносом песка и поглощением промывочной жидкости / Ю.Н. Легаев, И.С. Ванюрихин, Р.Р. Галимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 56–57.

2. Пятахин М.В. Определение критической скорости выноса песка и механизма его задержания гравийным фильтром // Газовая промышленность. – 2004. – № 7. – С. 58–60.

3. Арнольд Г., Суванди Э. Фильтры для предотвращения выноса песка в скважины при низком забойном давлении // Нефтегазовые технологии. – 2005. – № 4. – С. 5–7.

4. Юргенс Х., Невигер З. Применение одноконтурных проволочных фильтров для предупреждения выноса песка из пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 9. – С. 40–43.

5. Савочкин А.В. Эксплуатация скважин, осложненных повышенным выносом песка, на месторождениях ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» // Инженерная практика. – 2014. – № 2. – С. 24–34.

6. Технические средства для ремонта скважин – скважинные фильтры отечественного и зарубежного производства // Научно-технический сборник ОАО «Газпром» «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». – 2009. – Специальный выпуск 1. – 45 с.

7. Фильтры с проволочной обмоткой в SAGD-скважинах / Дж. Ксай [и др.] // Нефтегазовые технологии. – 2008. – № 12. – С. 18–24.

8. Анализ применения технологий защиты скважин при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Г. Михайлов, В.А. Волгин, Р.А. Ягудин, Э.И. Шакиров // Нефть. Газ. Новации. – 2010. – № 12. – С. 64–70.

9. Методы защиты насосного оборудования для добычи нефти от механических примесей / С.В. Смольников, А.С. Топольников, К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин. – Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2010. – 41 с.

10. Бахтизин Р.Н., Нургалиев Р.З., Уразаков К.Р. Эксплуатация насосных скважин, осложненных механическими примесями. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – 91 с.

11. Пат. РФ 2382237. Погружная электроцентробежная насосная установка / Д.П. Казаков, К.Р. Уразаков, А.С. Топольников, А.А. Кудрявцева; заявитель и патентообладатель Д.П. Казаков. – № 2008122743; заявл. 04.06.08; опубл. 20.02.10.

12. Топольников А.С., Уразаков К.Р., Казаков Д.П. Численное моделирование обтекания погружной части установок электроцентробежных насосов с фильтром // Нефтегазовое дело. – 2009. – Т. 7. – № 2. – С. 89–95.

13. Машины и аппараты химических производств: примеры и задачи / под ред. В.Н. Соколова. – Л.: Машиностроение, 1982. – 384 с.

14. Башкатов А.Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин. – М.: Недра, 2003. – 551 с. 

Обеспечение безопасности эксплуатации опасных промышленных объектов путем предотвращения хрупких разрушений становится все более актуальным в первую очередь для нефтегазового оборудования и трубопроводов северных регионов страны. Особенностью хрупкого разрушенияэлементов конструкций является мгновенное распространение магистральной трещины при рабочих напряжениях, составляющих около 0,4–0,5 предела прочности. Многочисленные теоретические и экспериментальные исследования причин хрупкого разрушения сталей с оценкой влияния конструктивных, технологических и эксплуатационных факторов позволили описать закономерности образования иразвития хрупких трещин.

Выполнены экспериментальное и теоретическое исследования влияния низких температур на трещиностойкость сталей, широко применяемых для производства трубопроводов в нефтегазовой отрасли.

Анализ отказов и разрушений трубопроводов, нефтегазового оборудования, резервуаров для хранения углеводородного сырья после длительной эксплуатации показывает, что основной причиной механических отказов их базовых элементов является исчерпание несущей способности, выражающееся в охрупчивании металла в результате воздействия различных эксплуатационных факторов, в том числе низких температур.

На основе результатов экспериментальных исследованиях предложена взаимосвязь, позволяющая строить зависимости критических коэффициентов интенсивностей напряжений от температуры для различных конструкционных сталей. Расчетно-экспериментальным путем определены критические интенсивности напряжений, востребованных при расчете ресурса безопасной эксплуатации нефтегазопроводов и оболочковых конструкций.

Приведенные результаты могут явиться основой для разработки методов расчетной оценки остаточного ресурса нефтепромыслового оборудования и трубопроводов, работающих в условиях низкотемпературного охрупчивания металла.

Список литературы

1. Кузьмин В.Р. Расчет хладостойкости элементов конструкций. – Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1986. – 143 с.

2. Ларионов В.П., Левин А.И., Большаков А.М. Применение механики разрушения для оценки параметров надежности труб и сосудов северного исполнения // Заводская лаборатория. – 2001. – № 10. – С. 38–43.

3. Лыглаев А.В. О природе катастрофических разрушений больших систем // Доклады АН СССР. – 1990. – Т.312. – № 3. – С. 555–557.

4. Лыглаев А.В. Хладостойкость крупногабаритных тонкостенных металлоконструкций: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – М., 1993. – 35 с.

5. Механические свойства конструкционных материалов при низких температурах / под ред. И.Н. Фридляндера. – М.: Металлургия, 1983. – 432 с.

6. Солнцев Ю.П., Викулин А.В. Прочность и разрушение хладостойких сталей. – М.: Металлургия, 1995. – 256 с.

7. Винокуров В.А., Куркин С.А., Николаев Г.А. Сварные конструкции. Механика разрушения и критерии работоспособности / под ред. Б.Б. Патона. – М.: Машиностроение, 1996. – 576 с.

8. Саидов Г.И. Температурно-скоростная зависимость трещиностойкости сталей низкой и средней прочности // Заводская лаборатория. – 1987. – № 7. – С. 66–68.

9. Большаков А.М. Хладостойкость трубопроводов и резервуаров Севера после длительной эксплуатации: дис. ... д-ра техн. наук. – М., 2009. – 448 c.

10. Лисин Ю.В., Неганов Д.А., Сергаев А.А. Определение допустимых рабочих давлений для длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 6 (26). – С. 30–37.

11. Влияние напряжено-деформированного состояния на предельное состояние трубопровода / Ю.В. Лисин, С.В. Эрмиш, Н.А. Махутов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 4. – С. 12–16.

12. Механика малоциклового разрушения / Н.А. Махутов, М.И. Бурак, М.М. Гаденин [и др.]. – М.: Наука, 1986. – 265 с.

13. Зайнуллин Р.С., Морозов Е.М., Александров А.А. Критерии безопасного разрушения элементов трубопроводных систем с трещинами. – М.: Наука, 2005. – 316 с.

14. Прочность конструкций при малоцикловом нагружении / Н.А. Махутов, А.З. Воробьев, М.М. Гаденин [и др.]. – М.: Наука, 1983. – 271 с.

Рассмотрен опыт ПАО «Татнефть» в построении «Интернета вещей» на примере создания автоматизированной системы дистанционного контроляи управления (АСДКУ), которая позволила получить эффективный инструмент контроля разработки нефтяного месторождения и управления этим процессом на основе уже существующей инфраструктуры поддержания пластового давления (ППД). Этот набор инструментов реализован в интернет-сервисах, которые взаимодействуют с инфраструктурой для сбора, обработки и хранения телеметрических данных, поступающих с измерительных приборов, установленных в технологических точках системы ППД.

Суть предлагаемой инновационной идеи состоит в том, что уже имеющиеся датчики давления и расходомеры, которые раньше лишь контролировали параметры технологического процесса закачки воды, в настоящее время, перейдя в категорию «умных» вещей, становятся не только мощным инструментом диагностики инфраструктуры трубопроводной сети системы ППД, но и будучи объединенными в интеллектуальную систему создают реальную возможность непрерывно проводить автоматизированную диагностику состояния разрабатываемого нефтяного коллектора по забойным давлениям, входящим и исходящим потокам, максимально уменьшая влияние субъективного фактора на этот процесс, а следовательно, и ошибки, допускаемые при разработке нефтяных месторождений.

Следующим этапом развития АСДКУ станет разработка гидродинамической модели разрабатываемого коллектора с привязкой к полученным в режиме реального времени данным об объемах закачки и отборе жидкости с фактически измеренными давлениями в точках замкнутой гидродинамической системы пласт – скважина – трубопроводная сеть – скважина – пласт. Такая модель позволит работать с достоверными и изменяющимися во времени картами разрабатываемых пластов, на которых будут отображены объемы закачки, отбора нефти с показателями обводненности, поле распределения давлений по коллектору и направления фильтрационных потоков. Имея базу телеметрических данных, полученных в режиме реального времени, которая будет связана с действующей гидродинамической моделью разрабатываемых коллекторов, специалисты получат мощный инструмент анализа, позволяющий просматривать динамику показателей разработки коллекторов.

Целью работы являлось изучение свойств верхового торфа для ликвидации нефтезагрязнений на водной поверхности в условиях пониженных температур. Проведены сорбционные тесты воздушно-сухого и термически модифицированного фускум и сфагнового торфа малой степени разложения на определение сорбционных свойств при температуре 20 и 2 °С. Изучены образцы, модифицированные при помощи предварительного термолиза до температуры 250 °С в среде собственных газов разложения. Показано, что эти образцы характеризуются повышенной нефтемкостью, гидрофобны и способны длительное время удержаться на водной поверхности, о чем свидетельствует коэффициент плавучести в сравнении в данными для ненагретого торфяного сорбента. Это обусловлено влиянием нагрева на исходное вещество торфа, что подтверждено изменениями элементного, группового и функционального составов изученных объектов.

Повышение плотности сорбтива приводит к увеличению нефтеемкости сорбента. Снижение температуры сорбционного тестирования не отражается на показателях влагоемкости и плавучести в разный период времени тестирования.

Использование термически модифицированного торфа в модельных экспериментах положительно повлияло на степень очистки воды от остаточных нефтяных углеводородов, о чем свидетельствовали данные флуориметрического исследования. Микробиологическое тестирование позволило определить численность физиологических групп бактерий, являющихся деструкторами нефтяных углеводородов. Результаты тестирования свидетельствовуют о сбалансированности бактериальных процессов и возможности модельных экосистем к биоутилизации в условиях пониженных температур. При этом фактором увеличения численности бактерий стало изменение качества сорбента после его предварительной термической модификации (как энергетического субстрата) и улучшение его способности сорбировать товарную нефть.

Список литературы

1. The effects of oil spill and clean-up on dominant US Gulf coast marsh macrophytes: a review / S.R. Pezeshki [et al.] // Environmental pollution. – 2000. – Т. 108. – №. 2. – С. 129–139.

2. Annunciado T.R., Sydenstricker T.H.D., Amico S.C. Experimental investigation of various vegetable fibers as sorbent materials for oil spills //Marine pollution bulletin. – 2005. – Т. 50. – №. 11. – С. 1340–1346.

3. Утилизация нефтезагрязнений нефтяным сорбентом / Н.В. Чухарева, О.Л. Булгакова, Д.С. Рожкова, И.А. Хадкевич // Нефтяное хозяйство. – 2014 – №. 7. – C. 116–120.

4. Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Удаление нефтепродуктов с водной поверхности и грунта. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. – 528 с.

5. Емцев В.Т., Мишустин Е.Н. Микробиология. – М.: Дрофа, 2005. – 445 с.

6. Наливайко М.Г., Хващевская А.А. Микрофлора природных вод  источников централизованного питьевого водоснабжения // Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии: материалы Всероссийской конференции с международным участием, г. Томск, 23-27 ноября 2015 г. – Томск, 2015. – С. 526–529.

7. Смольянинов С.И., Маслов С.Г. Термобрикетирование торфа. – Томск: Изд-во ТГУ, 1975. – 108 с.

8. Nassar M.M., MacKay G.D.M. Mechanism of thermal decomposition of lignin //Wood and Fiber Science. – 2007. – Т. 16. – №. 3. – С. 441–453.

9. Аронов С.Г., Нестеренко Л.Л. Химия твердых горючих ископаемых. – Харьков: Изд-во Харьковского гос. ун-та, 1960. – 371 с.

10. Тарновская Л.И. Закономерности изменения группового состава торфа в процессе термолиза: дис.… канд. техн. наук. – Томск, 1985. – 199 с.

11. Лыч А.М. Гидрофильность торфа. – Минск: Наука и техника. 1991 – 256 с.

12. Лиштван И.И. Физика и химия торфа. – М.: Недра, 1989. – 304 с.

13. Испирян С.Р. Разработка методики комплексной оценки поглощения торфом нефтемаслопродуктов: дис.… канд. техн. наук. – Тверь, 2001. – 151 с.