СП «Вьетсовпетро» на шельфе юга Социалистической Республики Вьетнам (СРВ) проводит геолого-разведочные работы и разработку на блоках 09-1, 09-3/12, 09-3 и 04-03. В пределах этих блоков за более чем 45-летний период совместным советско/российско-вьетнамским коллективом ученых и специалистов установлены перспективные геологические структуры. Наиболее крупные и известные, такие как Белый Тигр и Дракон, находятся в разработке более 35 лет. В условиях расположения месторождений на шельфе геолого-разведочные работы осложняются отсутствием данных о фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) пластов, в связи с этим для изучения особенностей геологического строения и перспектив нефтегазоносности используются различные методы оценки неопределенностей ФЕС. На месторождении Белый Тигр в различные периоды для оценки перспектив нефтегазоносности, а также при проектировании разработки месторождений углеводородов применялись детерминированные (численно-аналитические) и вероятностно-статистические методы. На примере данного месторождения в статье проанализированы результаты оценки ФЕС терригенных отложений на различных этапах разведки и разработки.

Сопоставлены обобщенные данные о ФЕС залежей, открытых на месторождении в 1980-2000 гг. и 2000-2017 гг. Установленные в эти периоды параметры продуктивных пластов широко использовались для оценки залежей месторождений на блоках 09-1 и 09-3, а также при проведении геолого-разведочных работ на блоках 09-3/12 и 04-3. Оценка неопределенностей ФЕС с 2005 г. в СРВ выполняется с применением метода Монте-Карло при подсчете запасов. В работе приведены описание алгоритма и результаты использования данного метода в условиях залежей месторождения Белый Тигр. По представленному материалу сделан вывод о качестве полученных данных о продуктивных характеристиках пластов в различные периоды изучения месторождения Белый Тигр.

Список литературы

1. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – 304 с.

2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. – 2-е изд., пере- раб. и доп. – М.: Недра, 1981. – 453 с.

3. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1980. – 206 с.

4. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. – М.: Недра, 1980. – 310 c.

5. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – 224 с.

6. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – 422 с.

7. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Справочник / Ю.И. Брагин, С.Б. Вагин, И.С. Гутман, И.П. Чоловский. – М.: Недра, 2004. – 399 с.

Результаты изучения керна горных пород Западно-Сибирского осадочного чехла свидетельствует о широком развитии разнообразных деформационных текстур. В статье приведены примеры некоторых типов деформаций. Все типы взаимосвязаны между собой, что свидетельствует о масштабности сдвиговой тектоники в разрезе Западно-Сибирского нефтегазоносного района. Приведены результаты изучения инъективных деформаций, среди которых особое место отведено кластическим интрузиям, турбулентно-вихревым образованиям, зонам смешивания и меланжирования отложений. Обозначены связь обособленных турбулентно-вихревых образований с «рябчиковыми» зонами их концентрации; связь аномальных разрезов битуминозных верхнеюрских отложений с инъективной тектоникой. Представлены новые данные о характере трещиноватости битуминозных аргиллитов и тектоническом разлинзовывании битуминозных компетентных пород верхнеюрских отложений. Выявлено, что субгоризонтальная криволинейно пересекающаяся трещиноватость подобна разветвляющимся каналам в сбросо-сдвиговых системах. Среди субвертикальных трещин выявлены опережающие, нарушенные субгоризонтальными смещениями. Проведена реконструкция и дана характеристика средне-мелких и крупных будинообразных образований. Установлено, что «расклешивание» трещиноватости аргиллитов свидетельствует о нахождении будиноида за пределами колонки керна. Отмечено подобие между будиноидами и милонитовыми порфирокластами. В пограничной зоне будиноид-аргиллит выявлены зоны дробления, смешивания; интенсивная рассланцовка аргиллитов; поверхности скольжения, иногда с бурыми налетами углеводородов; зоны милонитизации.

Затронут вопрос милонитизации пород. Приведен пример динамометаморфита с полосчатым псевдориолитовым обликом и наложенной криволинейной псевдоперлитовой микротрещиноватостью, способствующей делению породы на мелкие овальные составляющие для дальнейшей их тектонизации, текстурной переориентировки, минерального преобразования в пористую среду. Рассмотрены вопросы конвергентности в геологии; возникновения диссипативных структур или высокоупорядоченных образований; эволюционной самоорганизации и переорганизации породообразующего материала. Покзана необходимость изучения керна на разных уровнях и с позиций разных научных направлений, например в свете представлений вихревой геодинамики или физической мезомеханики материалов академика В.Е. Панина.

Список литературы

1. Деформации горных пород, которые нужно учитывать при корреляции пластов и моделировании залежей, месторождений (по материалам макроизучения керна в разрезах месторождений Западно-Сибирской территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз») / Е.Н. Трофимова [и др.] // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры. Материалы XVII научно-практической конференции: в 3 т. – Ханты-Мансийск: ООО «ИздатНаукаСервис», 2014. – Т. 2. – C. 220–233.

2. Трофимова Е.Н., Артюшкина Е.В. Выявление элементов сдвига в колонке керна и изучение сдвиговых деформаций горных пород на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры. Материалы XХ научно-практической конференции: в 2 т. – Ханты-Мансийск: ООО «ИздатНаукаСервис», 2017. – Т. 2. – C. 118–140.

3. http://ipktek.ru/templates/new_style_1/images/konkurs_2016/sec9/pr/pr.pdf

4. Песчаные кластические интрузии / Э. Браччини [и др.] // Schlumberger Нефтегазовое обозрение. – Лето. – 2008. – С. 38–57.

5. Гончаров М.А., Талицкий В.Г., Фролова Н.С. Введение в тектонофизику: Отв. ред. Н.В. Короновский. – М.: КДУ, 2005. – 496 с.

6. Макроизучение керна к вопросу геодинамического формирования современного строения отложений Западно-Сибирского чехла/ Е.Н. Трофимова, Е.В. Алексеева, Е.А. Медведева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 5. – С. 52–56.

В работе для расчета сдвигового разрушения Использован критерий Моги - Кулона. Целью данной работы является исследование различных геомеханических моделей, чтобы получить полное представление о механической нестабильности ствола скважины и применить их для определения наиболее результативного бурения и выбора необходимой плотности бурового раствора при различных режимах напряженного состояния пласта. Исследован также различный тип концентрации напряжений вокруг ствола скважины, возникающих в процессе бурения, которые нарушают равновесное напряженно-деформированное состояние пласта. Рассчитана минимальная требуемая прочность горной породы для проведения безопасного бурения.

В данной работе изучаются модель поро-термоупругости и ее влияние на устойчивость ствола скважины. Проводится сравнение с обычной упругой моделью. Показано, что поро-термоупругая модель лучше описывает физическую сущность проблемы механической нестабильности ствола скважины, в то время как неучет нагревания и охлаждения среды вызывает непонимание и неверное суждение о процессах, происходящих в породе. Представленные результаты основаны на анализе данных, полученных на одном из нефтяных месторождений России.

Список литературы

1. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: Cambridge University Press, 2007.

2. Etchecopar A., Vasseur G., Daignieres M. An inverse problem in microtectonics for the determination of stress tensors from fault striation analysis // Journal of Structural Geology. – 1981. V. 3 (1). – P. 51–65.

3. Qian W., Pedersen L.B. Inversion of borehole breakout orientation data // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. –1991. – V. 96 (B12). – P. 20093–20107.

4. Al-Ajmi A.M., Zimmerman R.W. Relation between the Mogi and the Coulomb failure criteria // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2005. – V. 42 (3). – P. 431–439.

5. Zimmerman R.W., Al-Ajmi A.M. Stability Analysis of Deviated Boreholes using the Mogi-Coulomb Failure Criterion, with Applications to some North Sea and Indonesian Reservoirs // SPE 104035-MS. – 2006.

6. Гараванд А., Ребецкий Ю.Л. Методы геомеханики и тектонофизики при решении проблем устойчивости нефтяных скважин в процессе бурения. Геофизические исследования. – 2018. – V. 19 (1): – С. 55–76.

7. Well bore breakouts and in situ stress / M.D. Zoback, D. Moos, L. Mastin, R.N. Anderson // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. – 1985. – V. 90(B7). – 5523–5530.

8. Influence of borehole diameter on the formation of borehole breakouts in black shale // T. Meier, E. Rybacki, A. Reinicke, G. Dresen International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2013. – V. 62. – P. 74–85.

9. Carslaw H.S., Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solid. – Oxford; Clarendon Press, 1959.

10. Wang Y., Papamichos E. Conductive heat flow and thermally induced fluid flow around a well bore in a poroelastic medium // Water Resources Research. – 1994. – V. 30 (12). – P. 3375–3384.

11. Coupled Thermo-Poro-Elastic modeling of near wellbore zone with stress dependent porous material properties /M.F. Ghasemi [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – V. 52. – P. 559–574.

12. Kirsch E.G. Die Theorie der Elastizität und die Bedürfnisse der Festigkeitslehre. Zeitschrift des Vereines deutscher Ingenieure. – 1898. – V. – P. 797–807.

13. Detournay E., Cheng AHD. Poroelastic response of a borehole in a non-hydrostatic stress field. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts. – 1988. – V. 25 (3). – P. 171–182.

14. Tao Q, Ghassemi A. Poro-thermoelastic borehole stress analysis for determination of the in situ stress and rock strength. Geothermics. – 2010. – № 39(3). – Р. 250–259. 

Кризис цен на рынке углеводородов привел к падению спроса на аренду плавучих буровых установок (ПБУ). Каждый день простоя ПБУ при поддержании ее в режиме «горячего» отстоя, обходится их владельцам от 5 до 25 тыс. долл. США.

Подобная ситуация требует от менеджмента буровых компаний непрерывного мониторинга рынка услуг морского бурового подряда, обеспечивающего знание структуры и состава рынка. Необходимо отметить, что неправильная оценка текущей ситуации на рынке, в том числе в отношении контрактования ПБУ может привести к значительным финансовым убыткам компании. Подобная ошибочная оценка в период мирового финансового кризиса привела к банкротству ряд буровых подрядчиков.

В статье рассматривается один из возможных инструментов, позволяющих выработать обоснованную стратегию управления буровыми установками. Предлагаемая методика достаточно проста, но при этом позволяет сформировать ландшафтное поле всего мирового флота ПБУ в отношении возможности контрактования установок. Итоговая информация представляется в наглядном и понятном виде. При этом имеется возможность изменения масштаба представляемой информации (мир, регион, страна) и цифровизации результатов с целью повышения оперативности проводимого анализа.

Созданная методика позволяет морским буровым подрядчикам принимать более обоснованные управленческие решения в части эксплуатации плавучих буровых установок.

Список литературы

1. Фляйшер К., Бенсуссан Б. Стратегический и конкурентный анализ. Методы и средства конкурентного анализа в бизнесе. – М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2017. – 544 с.

2. Грант Р. Современный стратегический анализ. 9-ое издание. Санкт-Петербург: Питер, 2018. – 672 с.

3. Стратегия // Harvard Business Review: 10 лучших статей / пер. с англ. – М.: Альпина Паблишер, 2017. – 288 с.

Проанализирована теория капиллярного числа и показаны условия адекватности этого параметра для различных типов коллектора и флюидов.

Впервые представлен систематический обзор зарубежных и российских исследований за шестидесятилетний период изучения кривых капиллярного вытеснения. Проанализированы классические и неклассические эксперименты получения этих кривых в широком диапазоне изменений числа капиллярности. Выявлены общие закономерности и особенности поведения этих кривых в различных экспериментальных условиях, а также отсутствие единой методики их получения. Продемонстрировано, что, в отличие от экспериментов, проведенных на модельных кернах Berea и Fontainebleau капиллярные кривые вытеснения зависят от структуры порового пространства смачиваемости, пористости, проницаемости и других фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта. В отличие от зарубежных, в российских публикациях эта проблематика отражена фрагментарно. Обобщение результатов позволило авторам установить широкий диапазон изменений порога мобилизации остаточной нефти для пород с различными ФЕС. Ранее проведенные зарубежные и российские эксперименты демонстрировали значение порога мобилизации в узком диапазоне изменения чисел капиллярности. В работе, исходя из структуры остаточного нефтенасыщения, обосновывается наличие нового параметра – порога вытеснения капиллярно-защемленной насыщенности и соответствующее ему значение капиллярного числа. Значения порога вытеснения контролируются соотношением прочно-связанной и условно-подвижной насыщенности. Величина порога вытеснения зависит от ФЕС коллектора и смачиваемости. Учет структуры остаточной нефти приводит к неклассическому виду кривых капиллярного вытеснения. Продемонстрированы различные формы представления кривых капиллярного вытеснения для различных типов коллекторов нефти и газа и для разного характера насыщения. Сравнение классических и неклассических кривых капиллярного вытеснения указывает на существенную изменчивость этих кривых для пород с различной структурой порового пространства и смачиваемостью. Несмотря на доказанную эффективность кривых капиллярного вытеснения, систематическое изучение и учет этих кривых при определении базовых фильтрационных свойств и проектировании разработки месторождения в России в настоящее время не проводится.

Список литературы

1. Михайлов Н.Н., Глазова В.И., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983. – 71 с.

2. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – 240 с.

3. Presented at the Optimized Surfactant IFT and Polimer Viscosity for Surfactant-Polimer Flooding in Heterogeneous Formations / Y. Wang, F. Zhao, B. Bai [et al.] // SPE 127391-MS. – 2010. http://dx.doi.org/10.2118/127391-MS.

4. Lohne A., Fjelde I. Surfactant Flooding in Heterogeneous Formations // SPE 154178-MS. – 2012. http://doi.org/10.2118/154178-MS.

 5. А Pore Level Study of MIOR Displasement Mechanisms in Class Micromodels Using Rhodococcus SP.094 / C. Crescente, S. Asa, F Rekdal [et al.] // SPE 110134-MS. – 2008.

6. Михайлов Н.Н., Полищук В.И., Хазигалеева З.Р. Моделирование распределения остаточной нефти в заводненных неоднородных пластах // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – C. 36–39.

7. Мелехин С.В., Михайлов Н.Н. Экспериментальное исследование мобилизации остаточной нефти при заводнении карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 72–76.

Мировая практика эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что в настоящее время при разработке месторождений, содержащих высоковязкие нефти, термические методы, в частности паротепловое воздействие, не имеют альтернативы и являются приоритетными среди других методов. Наиболее актуально их применение для разработки сложнопостренных карбонатных коллекторов, в которых сосредоточено более 60 % мировых запасов нефти. Однако нефтеотдача этих отложений часто очень низкая. Это объясняется разнообразием карбонатных пластов-коллекторов по составу и структурно-текстурным характеристикам, высокой неоднородностью физико-химических свойств. Проблемы разработки карбонатных коллекторов усугубляются ухудшенными свойствами нефти. Проведение модельных экспериментов с варьированием температуры, давления и состава закачиваемого теплоносителя ставит целью создать научные основы тепловых методов разработки карбонатных коллекторов.

В работе представлены результаты лабораторного исследования термического воздействия на карбонатный нефтяной пласт. Исследования проводились на специально сконструированной установке проточного типа с кернодержателем на керновом материале, отобранном из отложений среднего карбона месторождений Республики Татарстан. Рассмотрено влияние состава парогазового элюента, температуры и давления на проницаемость карбонатной породы, состав газообразных продуктов термолиза и извлекаемой нефти и на эффективность ее извлечения из карбонатной породы. Установлена относительно низкотемпературная (400 °С) диссоциация карбонатов, инициированная водяным паром. Показано, что паротепловое воздействие при температуре до 500 °С не сопровождается деструкцией нефтяных компонентов при давлении в зоне конденсации 4 МПа. Предложен наиболее экономически и экологически эффективный вариант паротеплового воздействия на нефтенасыщенные карбонатные пласты.

Список литературы

1. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – 304 с.

2. Pat. 2744825 Canada, F22B 1/22, F22B 37/00, F22B 37/52, F22D 7/04, F23J 15/04, F23J 15/06. High pressure direct contact oxy-fired steam generator / Clements; Bruce // Minister of Natural Resources (Canada), Published 05.05.2015

3. Исследование закономерностей термического поведения кернов карбонатных коллекторов / Г.В. Романов, В.И. Семкин, Т.Н. Юсупова [и др.]. – М., 1987. Рукопись деп. в ВНИИТИ, № 323-В87.

4. Изучение влияния теплового воздействия на коллекторские свойства карбонатных пород методами термического анализа / Т.Н. Юсупова, Б.Я. Маргулис, В.Л. Коцюбинский [и др.] // Межвузовский сборник. Термический анализ и фазовые равновесия. – Пермь: ПГУ, 1987. – С. 9–13.

5. Destruction of the Mineral Matrix and the Oil Fluid Caused by Steam Stimulation of the Oil – Containing Carbonate Rock / T.N. Yusupova, G.V. Romanov, Yu.M. Ganeeva [et al.] // GeoConvention 2015 “Geoscience – new horizons”, Telus Convention Centre, 4–8 May 2015, Calgary, AB Canada.

6. Термическое исследование карбонатной породы при моделировании парогазового воздействия на пласт / В.И. Семкин, Т.Н. Юсупова, Б.Я. Маргулис, В.Л. Коцюбинский // Тезисы докл. X Всесоюзного совещания по термическому анализу. – Л., 1989. – С. 249.

В настоящее время актуальной является проблема увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) на, находящихся на поздней стадии разработки. На примере высокопроницаемого пласта бобриковского горизонта, насыщенного нефтью высокой вязкости, показана эффективность применения форсированного отбора жидкости (ФОЖ). Технология ФОЖ является одним из наиболее эффективных и действенных методов интенсификации добычи нефти, уменьшения темпов ее падения, а также увеличения степени охвата пласта вытеснением. Рассмотрены параметры, влияющие на эффективность применения ФОЖ, такие как геолого-физических характеристики залежей, обводненность скважин, стадия разработки залежи, а также влияние ФОЖ на степень извлечения нефти.

На рассматриваемом объекте технологию ФОЖ начали применять в конце стадии разбуривания, когда уже наблюдались высокие темпы снижения дебитов нефти и высокая обводненность добываемой продукции. Применение метода увеличение обводненности нефти позволило быстро нейтрализовать последствия увеличения вязкости водонефтяной смеси в процессе ее вытеснения. Результаты оценки эффективности форсированного отбора через кратность увеличения дебитов нефти и жидкости подтвердили высокую эффективность рассматриваемого метода. Применение ФОЖ на всех этапах разработки объекта позволило не только повысить дебиты скважин и соответственно годовые темпы отборов, но и, как показывает экстраполяционный эмпирический анализ разработки, увеличить КИН. Достоверная оценка геологического строения пласта, величины геологических запасов рассматриваемой залежи, детальное изучение степени неоднородности объекта и адекватное определение физико-химических свойств пластовых флюидов позволили применить на объекте Б-2 комплекс гидродинамических методов разработки: заводнение, ФОЖ и бурение боковых горизонтальных стволов. Этот комплекс мероприятий обеспечил достижению высокого КИН.

Список литературы

1. Обобщение методов разработки нефтяных месторождений в поздней стадии и их практическое внедрение на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» / А.Г. Пономарев, Б.Ф. Сазонов, Г.Н. Бережная [и др.]: Отчет НИР. – Самара, 2010.

2. Сазонов Б.Ф., Пономарев А.Г., Немков А.С. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений. – Самара: Книга, 2008. – 350 с.

3. Немков А.С., Колганов В.И., Ковалева Г.А. Анализ применения форсированного отбора жидкости на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области // Нефтесервис. – 2006. – № 1.

4. Фомина А.А. Повышение эффективности форсированного отбора жидкости из песчаных коллекторов на примере нефтяных месторождений Самарской области: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Самара, 2009.

5. Ольховская В.А. Повышение эффективности ФОЖ по залежам со средневязкими нефтями на примере месторождений Куйбышевской области: автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 1994.

Ежегодно в компании «Газпром нефть» для оперативного мониторинга проводится анализ текущего состояния разработки более 100 месторождений. В качестве одного из возможных инструментов выявления наилучших практик предлагается использовать бенчмаркинг. Бенчмаркинг – это процесс сравнительного анализа на основе эталонных показателей с целью улучшения собственной работы, включающий комплекс средств, позволяющих систематически находить, оценивать и адаптировать примеры эффективного функционирования компании. Анализ найденных лучших подходов потенциально может позволить оптимизировать бизнес-процессы отдельного дочернего общества и повысить эффективность работы компании в целом.

В данной работе приведен анализ базовой добычи добывающих активов компании. Определены наиболее показательные критерии эффективности разработки месторождений, позволяющие выявлять величины и причины отклонений от эталонов и оценивать потенциал для развития. Рассмотрены выделенные блоки показателей, характеризующие степень выработки запасов, энергетику и действующий фонд скважин. Для более корректного сравнения анализируемых объектов предложено проведение предварительной кластеризации месторождений по схожести PVT и фильтрационно-емкостных свойств, предлагается проводить анализ отдельно в каждой полученной группе. Рассматривается возможность кластеризации месторождений по двум параметрам: гидропроводности и комплексному показателю сложности разработки резервуара (Reservoir Complexity Index, RCI). RCI характеризуется совокупностью свойств пласта и флюидов. По результатам бенчмаркинга формируется карта (матрица) здоровья актива по объектам анализа, на основе которой формируется программа корректирующих мероприятий, направленная на ретрансляцию лучших практик по направлениям процессов, технологий и персонала в блоке «Разработка и Добыча» компании «Газпром нефть».

Список литературы

1. Stapenhurst T. The Benchmarking Book: Best Practice for Quality Managers and Practitioners. Butterworth-Heinemann, 2009.

2. Михайлова Е.А. Основы бенчмаркинга // Менеджмент в России и за рубежом. –  2001. – № 2. – С. 114–121.

Несмотря на то, что гидродинамические исследования скважин (ГДИС) являются неотъемлемой частью методов контроля разработки нефтяных месторождений, традиционные методы интерпретации результатов ГДИС не дают подробной информации о фильтрационных свойствах трещины гидроразрыва пласта (ГРП). Одним из способов расширения числа определяемых параметров пласта является учет динамики температуры в действующей или остановленной скважине. Существующие методики, основанные на аналитических решениях, не позволяют учесть все значимые термогидродинамические процессы. В связи с этим трехмерное численное моделирование распространения давления и температуры с учетом всех термодинамических эффектов, проявляющихся в скважине, в пласте и трещине ГРП, представляет собой актуальную задачу.

Целью работы являются разработка программного модуля для исследования термогидродинамических процессов в нагнетательных скважинах при наличии трещины ГРП, а также анализ результатов численного моделирования. Рассматривается математическая модель, описывающая распространение температуры и давления в пласте в трехмерной постановке и вертикальной скважине в одномерной постановке с учетом дроссельного эффекта и адиабатического расширения. На основе численного моделирования проанализированы изменение температуры в скважине и пласте при наличии трещины ГРП, а также изменение температуры в зависимости от расхода закачиваемой воды. Приведен пример интерпретации промысловых данных изменения давления и температуры, которые получены при выполнении ГДИС методом регистрации кривой падения давления и кривой восстановления температуры в нагнетательной скважине с трещиной ГРП.

Список литературы

1. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Мангазеев. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 243 с.

2. Earlougher R.C. Advances in well test analysis. – SPE Series. – 1977. – № 5. – 264 с.

3. Interpretation of non-isothermal testing data based on numerical simulation. Society of Petroleum Engineers / R.A. Valiullin, A.Sh. Ramazanov, T. Khabirov, A. Sadretdinov // SPE 176589. – 2015.

4. Valiullin R.A., Sharafutdinov R.F., Ramazanov A.Sh. A research into thermal fields in fluid-saturated porous media // Powder technology. – 2004. – V. 148. – P. 72–77.

5. App J.F., Yoshioka K. Impact of reservoir permeability on flowing sandface temperatures: dimensionless analysis // SPE 146951-PA. – 2013.

6. Duru O.O., Horne R.N. Modeling reservoir temperature transients and matching to permanent downhole gauge data for reservoir parameter estimation // SPE-115791-PA. – 2010.

7. Kamphuis H., Davies D.R., Roodhart L.P. A new simulator for the calculation of the In-Situ temperature profile during well stimulation fracturing treatments // The journal of Canadian Petroleum Technology. – 1993. – V. 32. – № 5. – P. 38–47.

8. Гильмиев Д.Р., Шабаров А.Б. Моделирование неизотермического заводнения нефтяного пласта с трещинами гидроразрыва // Инновации и инвестиции. – 2013. – № 7. – С. 273–275.

9. Мельников С.И. Контроль совместной разработки низкопроницаемых пластов в условиях ГРП // Инженерная практика. – 2013. – № 1. – C. 49–53.

10. Ribeiro M., Horne N. Detecting Fracture Growth Out of Zone Using Temperature Analysis // SPE-170746-MS. – 2014.

11. Оценка влияния различных температурных эффектов на изменение температуры в призабойной зоне пласта / Ю.А. Питюк, А.Я. Давлетбаев, А.А. Мусин [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – Вып. 42. – С. 28–34.

12. Приближенная оценка фильтрационных параметров ближней зоны пласта нагнетательных скважин на основе анализа температурных данных / Ю.А. Питюк, А.Я. Давлетбаев, А.А. Мусин  [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – Вып. 44. – С. 71–77.

13. 3D numerical simulation of pressure/temperature dynamics in well with fracture / Yu.A. Pityuk, A.Ya. Davletbayev, A.A. Musin [et al.] // SPE-181971-MS. – 2016.

14. A Comprehensive Statistically-Based Method to Interpret Real-Time Flowing Measurements / P. Dawkrajai, R.A. Analis, K. Yoshioka [et al.]  // DOE Award Number; DE-FC26-03NT15402. – 2004.

15. 3D numerical simulation of well tests using GPU / Yu. Pityuk, I. Zarafutdinov, Е. Seltikova // Параллельные вычислительные технологии (ПаВТ’2017) короткие статьи и описание плакатов. – 2017. – С. 153–166.

Парогравитационное дренирование является эффективным методом разработки залежей сверхвязких нефтей и природных битумов (СВН и ПБ). В методе парогравитационного дренирования используются ряды пар нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин. В начале пар закачивается в обе скважины до момента создания гидродинамической связи, затем верхняя скважина используется для закачки пара, а нижняя - для отбора нефти. Образовавшиеся в каждом таком элементе разработки «паровые камеры», достигнув кровли пласта, распространяются в горизонтальном направлении вплоть до их смыкания. По мере уменьшения угла наклона границы паровой камеры происходит падение скорости дренирования. Эффективность парогравитационного дренирования во многом зависит от дебита нефти, коэффициента извлечения нефти, а также накопленного паронефтяного отношения. Поэтому прогнозирование основных показателей парогравитационного дренирования является важной задачей при планировании и реализации проектов разработки СВН и ПБ.

В работе предложена аналитическая модель для расчета дебита горизонтальной скважины и накопленного паронефтяного отношения в элементе разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования. Сравнение с результатами экспериментов на физических моделях показало, что предложенная аналитическая модель адекватно описывает процесс парогравитационного дренирования. Показано, что из-за неньютоновского характера течения сверхвязких нефтей в межскважинном пространстве образуются застойные зоны, не охваченные воздействием. Определен предельный угол наклона границы паровой камеры, при достижении которого процесс парогравитационного дренирования прекращается. Исследовано влияние предельного градиента давления на дебит горизонтальной скважины и накопленное паронефтяное отношение. Результаты расчетов показали, что предельный градиент давления оказывает существенное влияние на динамику основных показателей парогравитационного дренирования на всех этапах роста паровой камеры.

Список литературы

1. Zargar Z., Farouq Ali S.M. Analytical treatment of steam-assisted gravity drainage: old and new // SPE 185778-MS. – 2017.

2. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 536 с.

3. Butler R.M. Thermal recovery of oil and bitumen. – New Jersey: Prentice Hall, 1991. – 528 p.

4. Reis J.C. A steam-assisted gravity drainage model for tar sands: linear geometry // J. Can. Pet. Tech. – 1992. – V. 31. – № 10. – P. 14–20.

5. Аналитическая модель разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренажа / Р.С. Хисамов, П.Е. Морозов, М.Х. Хайруллин [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – C. 62–64.

6. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. – Баку: Азнефтеиздат, 1959. – 409 с.

7. Бернадинер М.Г., Ентов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. – М.: Наука, 1975. – 199 с.

8. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта / Р.С. Хисамов, М.М. Мусин, К.М. Мусин [и др.]. – Казань: ФЭН, 2013. – 232 с.

9. Miura K., Wang J. An analytical model to predict cumulative steam/oil ratio (CSOR) in thermal-recovery SAGD process // J. Can. Pet. Tech. – 2012. – V. 51. – № 4. – Р. 268–275.

10. Chow L., Butler R.M. Numerical simulation of the steam-assisted gravity drainage process (SAGD) // J. Can. Pet. Tech. – 1996. – V. 35. – № 6. – Р. 55–62.

11. Physical simulation of the interlayer effect on SAGD production in mackay river oil sands / H. Shijun, X. Hao, W. Shaolei [et al.] // Fuel. – 2016. – V. 183. – № 3. – P. 373–385.

Высокие скорости фильтрации и градиенты давления в призабойной зоне пласта влияют на механические свойства коллектора, вызывая дополнительные деформации породы. В связи с этим длительная эксплуатация нефтяных скважин приводит к разрушению призабойной зоны пласта и выносу механических примесей в ствол скважины с последующими осложнениями в работе погружного и наземного оборудования, уменьшению межремонтного периода и увеличению времени простоя скважин. Для скрепления породы и предотвращения выноса механических примесей из призабойной зоны пласта разработан состав «ИПНГ-Пласт 2» на полимерной основе. Важным фактором эффективного применения данного состава является сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта после обработки скважины.

В статье представлены результаты исследования влияния полимерного состава «ИПНГ-Пласт 2» на характеристики порового пространства искусственных образцов керна. Для исследования внутреннего строения и структуры порового пространства применен метод компьютерной микротомографии. Данный метод позволяет исследовать внутренне строение объектов с высокой точностью и без их разрушения. На основе полученных результатов построены цифровые модели порового пространства, проведен расчет общей пористости и абсолютной проницаемости при помощи решения упрощенных уравнений Навье – Стокса методом конечных объемов. В результате установлены незначительные изменения абсолютных значений общей пористости и структуры порового пространства. Расчет проницаемости показал более значительные изменения после закачки состава как по абсолютным значениям, так и по пространственному распределению в объеме образца. В целом выявлено незначительное изменение фильтрационно-емкостных свойств искусственных кернов в результате структурирования по технологии «ИПНГ-Пласт 2».

Список литературы

1. Цицорин А.И., Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А. Химические методы ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах// Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. Электронный научный журнал. – 2014. – № 10.

2. Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Акимов Н.И. Крепление слабосцементированных пород в призабойной зоне скважины химическими методами // Интервал. – 2008. – № 4. – С. 27–31.

3. Сувернев С.П. Химическое связывание слабосцементированной породы для борьбы с песком// Инженерная практика. – 2011. – № 2 – С. 101–103.

4. Якимов С.Б. Особенности эксплуатации погружных насосов после проведения работ по ограничению выноса песка из призабойной зоны // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2014. – № 1. – С. 51–55.

5. Пат. № 2558831 РФ. Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах / В.Б. Демьяновский, Д.А. Каушанский, А.И. Цицорин, А.Н. Дмитриевский; заявитель и патентообладатель ИПНГ РАН. – № 2014120882/03; заявл. 23.05.14; опубл. 10.08.15.

6. Изучение прочностных и фильтрационных свойств образцов кернов, структурированных уретановым предполимером / Д.А. Каушанский, А.И. Цицорин, А.Н. Дмитриевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 105–107.

7. Физико-химические и реологические свойства состава «ИПНГ-Пласт2» для ограничения выноса механических примесей в нефтяных скважинах / Д.А. Каушанский, А.Н. Дмитриевский, А.И. Цицорин, В.Б. Демьяновский // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 84–87.

8. Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской микротомографии для решения задач петрофизики / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 19–23.

9. Кривощеков С.Н., Кочнев А.А. Опыт применения рентгеновской компьютерной томографии для изучения свойств горных пород// Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 6. – С. 32–42.

10. Van Geet M., Swennen R., Wevers M. Quantitative analysis of reservoir rocks by microfocus X-ray computerised tomography // Sedimentary Geology. – 2000. – V. 132. – P. 25-36.

11. Porosity Estimation method by X-ray computed tomography / H. Taud [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2005. – V. 47. – P. 209–217.

12. Quantitative characterization of fracture apertures using microfocus computed tomography / K. Vandersteen [et al.] // Geological Society. – 2003. – V. 215. – P. 61–68.

Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования значительно снижает полезное сечение НКТ и нефтепроводов. Длины участков образующихся отложений могут достигать больших значений (более 100 м). Интенсивное образование АСПО может привести к полному перекрытию НКТ и кольцевых каналов в затрубном пространстве, что вызывает необходимость проведения ремонтных работ по очистке скважин от АСПО.

На основе анализа способов очистки скважин от АСПО установлно, что в ряде случаев одним из эффективных методов предупреждения образования АСПО и борьбы с ними является использование энергии высокочастотных и сверхвысокочастотных электромагнитных полей. Предложены технологические схемы применения данных методов. Исследованы процессы нагрева и расплавления АСПО в стволе нефтяной скважины движущимся источником сверхвысокочастотного электромагнитного излучения. Для эффективного проплавления пробки АСПО источник электромагнитного излучения передвигается вдоль ствола по мере перемещения поверхности раздела твердой и жидкой фаз.

Для модельной задачи определены время ликвидации парафиновой пробки и зависимость этого времени от частоты излучения. Показано, что коническая форма расплавленной зоны может полностью разрушить пробку. Эффективность данного метода, определенная как отношение полезной работы к затраченной, для выбранных параметров электромагнитного источника и парафиновой пробки достигает 60 %.

Список литературы

1. Исследование возможности осаждения асфальтосмолопарафиновых веществ в стволе скважины и призабойной зоне пласта при снижении забойного давления / Т.Н. Юсупова, Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 39–41.

2. Турбаков М.С., Рябоконь Е.П. Совершенствование эффективности очистки нефтепроводов от отложений парафинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 54–62. – DOI:10.15593/2224-9923/2015.17.6.

3. Устькачкинцев Е.Н., Мелехин С.В. Определение эффективности методов предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15. – № 18. – С. 61–70. – DOI:10.15593/2224-9923/2016:18.

4. Кислицын А.А. Численное моделирование высокочастотного электромагнитного прогрева диэлектрической пробки, заполняющей трубу // Прикладная механика и техническая физика. – 1996. – Т. 37. – № 3. – C. 75–82.

5. Разрушение асфальто-парафинистых отложений в нефтяных трубопроводах движущимся источником высокочастотного электромагнитного излучения / В.А. Балакирев, Г.В. Сотников, Ю.В. Ткач, Т.Ю. Яценко // Журнал технической физики. – 2001. –Т. 41. – Вып. 9. – С. 1–8.

 6. Fatykhov M.A., Fatykhov L.M. Microwave electromagnetic method of melting the paraffin plug in an apen coaxial system // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. – 2015. – V. 88. – № 3. – Р. 724–729.

7. Исследование интегрированного сверхвысокочастотного электромагнитного излучения в поле центробежных сил на водонефтяные эмульсии / Л.А. Ковалева, Р.З. Миннигалимов, Р.Р. Зиннатуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 100–103.

8. Злобин А.А. Изучение механизма магнитной активации нефти для защиты добывающих скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16. – № 1. – С. 49–63. – DOI:10.15593/2224-9923/2017:1.6.

9. Диденко А.Н., Зверев Б.В. СВЧ-энергетика. – М.: Наука, 2000. – 264 с. 

В процессе эксплуатации нефтяных скважин происходит уменьшение проницаемости пласта. Ультразвуковое воздействие на пласт является эффективным методом увеличения проницаемости без риска нанесения ущерба природе. Метод акустического воздействиz может быть использован как дополнительный после применения методов физико-химической очистки. При этом он должен обеспечивать усиление эффекта удаления из обрабатываемой зоны твердых частиц и продуктов реакций химической обработки путем депрессии на пласт. Проанализирован опыт успешного применения акустического воздействия на нефтяных месторождениях Татарстана и Западной Сибири. Для создания ультразвукового поля в скважине использовалась магнитострикционная механическая система, на которую по геофизическому кабелю с поверхности земли подавалось переменное напряжение с частотой 10–20 кГц и мощностью до 5 кВт. Предложен алгоритм приближенной оценки параметров ультразвуковой волны в пласте. Получена формула для коэффициента затухания волны. Экспериментально методом нейтронного каротажа показана эффективность использования акустического воздействия для увеличения проницаемости. Установлено, что эффект воздействия начинает проявляться при плотности излучаемой акустической мощности 20 кВт/м², времени воздействия 4-12 ч и частоте генератора акустических колебаний выбираемой в пределах 10-20 кГц. Установлено что акустическое воздействие носит резонансный характер. Приводится оценка радиуса зоны эффективного воздействия для различных исследуемых скважин.

Список литературы

1. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1983. – 192 с.

2. Экологическая безопасность и акустическое воздействие / В.В. Атаманов, Ю.Ф. Жуйков, М.О. Зилонов, А.В. Попова // Материалы Международной научной конференции «Проблемы экологии и безопасности жизнедеятельности». – М., 2002. – С. 218–222.

3. Многоцелевая технология комплексного реагентно-акустического воздействия и контроля / М.И. Афанасенков, Ю.Ф. Жуйков, Л.Г. Кульпин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 4. – С. 41–45.

4. Пат. на полезную модель № 168526 РФ. Формирователь температурного и акустического полей в скважине / Б.Ю. Богданович, М.С. Дмитриев, А.В. Ильинский, К.И. Козловский, А.Д. Коляскин, А.Ю. Нестерович, А.Г. Пономаренко, А.А. Рухман, А.Е. Шиканов; заявитель и патентообладатель НИЯУ МИФИ; заявл. 29.07.16; опубл. 07.02.17.

5. Пат. № 2631451 РФ. Способ повышения нефтеотдачи пласта с высоковязкой нефтью / Б.Ю. Богданович, А.В. Ильинский, А.Ю. Нестерович, А.Г. Пономаренко, А.А. Рухман, А.Е. Шиканов; заявитель и патентообладатель НИЯУ МИФИ; заявл. 29.07.16; опубл. 22.09.17.

6. Жуйков Ю.Ф., Михайлов Л.В., Шиканов Е.А. Математическое моделирование акустических волн в стохастической среде // Тезисы Международной научной конференции «Динамические системы, моделирование и стабильность». – Kиев, 2003. – С. 171.

7. Мейер В.А., Ваганов П.А. Основы ядерной геофизики. – Л.: Ленинградский университет, 1985. – 408 с.

8. Скважинный излучатель нейтронов / Ю.Г. Бессарабский, Е.П. Боголюбов, И.Г. Курдюмов [и др.] // Приборы и техника эксперимента. – № 5. – 1994. – С. 206–207.

9. Пат. № 2517824 РФ. Способ определения состояния продуктивного пласта импульсным нейтронным методом / Н.В. Бердоносова, Б.Ю. Богданович, С.Ю. Ворончихин, А.В. Ильинский, А.В. Нестерович, В.И. Сбродов, Д.Р. Хасая, А.Е. Шиканов, Е.А. Шиканов; заявитель и патентообладатель НИЯУ МИФИ; заявл. 28.12.12; опубл. 27.05.14.

10. Руководство по применению геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений / Я.Н. Басин, И.А. Мартьянов, Л.Г. Петросян [и др.]. – М.: Недра, 1978. – С. 52–86.

Анализ и планирование производительности многоскважинной системы в неоднородном пласте является одной из основных задач разработки месторождений. В работе показано, что в общем случае на псевдоустановившемся режиме производительность многоскважинной системы можно описать с помощью матрицы взаимных продуктивностей (МВП). МВП – расширенное понятие индекса продуктивности при наличии многоскважинной системы – связывает депрессии и дебиты всех скважин между собой. Диагональные элементы соответствуют классическим индексам продуктивности каждой скважины, недиагональные ‑ отражают интерференцию скважин. Вычислить коэффициенты МВП аналитически можно только при рассмотрении однородных пластов простой формы, именно поэтому данный подход не получил широкого распространения на практике.

В статье приведен инженерный метод о оценки коэффициентов МВП с использованием данных о ежемесячных технологических режимах и априорной геологической информации для общего случая неоднородных пластов. Этот подход основан на решении уравнений фильтрации в неоднородной среде с помощью метода граничных элементов (МГЭ) и последующем сведении уравнений к виду матрицы взаимных продуктивностей. Для пластов с отсутствием внутренних зон дизъюнктивных нарушений (разломы, зоны выклинивания и замещения коллектора) удается в явном аналитическом виде свести уравнения МГЭ для расчета коэффициентов МВП. Для пластов с наличием дизъюнктивных нарушений предложен численный алгоритм оценки индексов МВП из полученного методом граничных элементов решения. Идентификация коэффициентов МВП позволяет аналитически – путем алгебраических операций с матрицей – решать различные задачи разработки с учетом интерференции скважин, к которым относятся оптимизация системы поддержания пластового давления, поиск скважин-кандидатов и определение эффективности геолого-технических мероприятий, планирование гидропрослушивания и др.

Важным преимуществом предлагаемого алгоритма перед другими инженерными методами определения интерференции скважин, в том числе CRM-моделей (capacitance resistivity models), является то, что предлагаемый подход позволяет явно учитывать априорную геологическую информацию, такую как наличие непроницаемых разломов и водоносного горизонта, форму контура питания, способ заканчивания скважин и др.

Список литературы

1. Dake L.R. Fundamentals of Reservoir Engineering. – Amsterdam. – Elsevier Science Publishers B.V., 1978.

2. Hansen C.E., Fanchi J.R. Producer/Injector Ratio: The Key to Understanding Pattern Flow Performance and Optimizing Waterflooding // SPE 86574-РА. – 2003.

3. Лубнин А.А., Юдин Е.В. Инженерный подход к решению задач заводнения расчлененных низкопроницаемых пластов // SPE 166889-MS. – 2013.

4. Valko P.P., Doublet L.E., Blasingame T.A. Development and Application of the Multiwell Productivity Index (MPI) // SPE 51793. – 2000.

5. Lu J., Ghedan S. Pseudo-Steady State Productivity Equations for a Multiple-Wells System in a Sector Fault Reservoir // SPE 130866. – 2010.

6. Lu J., Tiab D. Productivity Equations for Multiple Wells System in Anisotropic Reservoirs // CIPC. – 2008-099.

7. Kaviani D. Interwell Connectivity Evaluation from Wellrate Fluctuations: a Waterflooding Man-agement Tool. PhD thesis. – Texas: A&M University, 2009.

8. Novel Techniques Show Links between Reservoir Flow Directionality, Earth Stress, Fault Structure and Geomechanical Changes in Mature Waterfloods / K. Heffer, R. Fox, C. McGill, N. Koutsabeloulis // SPE 30711-PA. – 1997.

9. Albertoni A., Lake L. Inferring Interwell Connectivity Only From Well-Rate Fluctuations in Wa-terfloods // SPE 83381-PA. – 2003

10. Weber D. The Use of Capacitance-Resistance Models to Optimize Injection Allocation and Well Location in Water Floods. PhD thesis. – Texas: University of Texas at Austin, 2009.

11. Yousef A. Investigating Statistical Techniques to Infer Interwell Connectivity from Production and Injection Rate Fluctuations. PhD thesis. – Texas: University of Texas at Austin, 2006.

12. Юдин Е.В. Моделирование фильтрации жидкости в неоднородных средах для анализа и планирования разработки нефтяных месторождений: дисс. ... канд. физико-математических наук. – М., 2014. – 173 с.

13. Kikani J., Horne R.N. Pressure-Transient Analysis of Arbitrarily Shaped Reservoirs with the Boundary-Element Method // SPE 18159-PA. – 1992.

14. Jongkittinarukom K., Tiab D. Development of The Boundary Element Method for A Horizontal Well in Multilayer – Reservoir // SPE 39939-MS. – 1998.

15. Wang H., Zhang L. A Boundary Element Method Applied to Pressure Transient Analysis of Geometrically Complex Gas Reservoirs // SPE 122055-MS. – 2009.

16. Krasnov V., Ivanov V., Khasanov M. A. Robust Method to Quantify Reservoir Connectivity Using Field Performance Data // SPE 162053. – 2012.

В области добычи нефти и газа остается актуальной проблема создания специальной насосной техники для осложненных условий эксплуатации при интенсивном поступлении воды с песком к забою скважины. При проведении научных исследований поставлена следующая основная задача: разработать новые принципы для перекачки многофазных сред при высокой концентрации твердых частиц в потоке. Проанализированы известные технические решения в области насосных технологий: лабиринтные насосы для добычи нефти и газа; центробежные насосы при совместной работе со струйным насосом; насосные системы, способные выполнять функции реверсивного насоса. В основу выполняемых работ заложена концепция, согласно которой технологически сложные винтовые поверхности в проточной части насоса можно заменить набором плоских и цилиндрических поверхностей, являющихся более технологичными. При этом значительно расширяются возможности по выбору конструкционных материалов, включая наиболее твердые материалы. В современных условиях появились возможности для практического использования аддитивных технологий. Препринята попытка пересмотреть некоторые подходы к созданию насосных систем, в частности, лабиринтных насосов. При разработке нового лабиринтного насоса использовались две аддитивные технологии: Material Extrusion, Sheet Lamination. По результатам проведенных лабораторных испытаний сделаны промежуточные выводы, что характеристика лабиринтного насоса сохраняется на одном уровне, но при этом вместо конструктивно сложной винтовой поверхности можно использовать более простую технологию для создания ротора и статора, каждый из которых составлен из набора плоских дисков. Выбраны наиболее перспективные направления для продолжения исследований и конструкторских работ по обеспечению эффективной перекачки жидкостей при высокой концентрации твердых частиц в потоке. Дальнейшие исследования нацелены на создание новой насосной системы, предназначенной для добычи нефти и газа в осложненных условиях.

Список литературы

1. Голубев А.И. Лабиринтно-винтовые насосы и уплотнения для агрессивных сред. – М.: Машиностроение, 1981. – 112 с.

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

3. Пат. на полезную модель № 66789 РФ. МПК F04С 02/00. Насос-диспергатор / Ю.А. Сазонов, Ф.Д. Балденко, М.Ю., Захаров В.И. Заякин, М.А. Мохов. – № 2007114031/22; заявл. 16.04.07; опубл. 27.09.07.

4. Пат. № 2232301 РФ, МПК F04D13/10, E21B43/38. Погружная насосная установка / А.Н. Дроздов, Ш.Р. Агеев, А.В. Деньгаев; заявитель и патентообладатель ЗАО «Новомет-Пермь». – № 2003111919/06; заявл. 04.24.03; опубл. 07.10.04.

5. Зленко М.А., Нагайцев М.В., Довбыш В.М. Аддитивные технологии в машиностроении. – М.: ГНЦ РФ ФГУП «НАМИ», 2015. – 220 с.

6. Пат. на полезную модель № 158649 РФ. Насос – диспергатор / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, В.И. Асеев; заявитель и патентообладатель РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – № 2015120688; заявл. 01.06.15; опубл. 20.01.16.

7. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 2. – С. 54–59.

8. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering // SPE 157819. – 2012.

9. Drozdov A.N. Stand Investigations of ESP’s and Gas Separator’s Characteristics on Gas-Liquid Mixtures with Different Values of Free-Gas Volume, Intake Pressure, Foaminess and Viscosity of Liquid // SPE 134198. – 2010.

10. Дроздов A.Н., Териков B.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68–72.

11. Разработка эжекторных систем для месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – C. 110–12. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-110-112

12. Перспективы использования двухкамерных насосно-компрессорных установок для перекачки многофазных сред / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – C. 137–139. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-137-139.

13. Пат. на полезную модель № 125272 РФ. Насосная система / Ю.А. Сазонов, М.А., Мохов В.И. Заякин, Т.Н. Димаев; заявитель и патентообладатель Ю.А. Сазонов. – № 2012141698; заявл. 02.10.12; опубл. 27.02.13.

14. Пат. на полезную модель № 131818 РФ. Насосная система / Ю.А. Сазонов, Н.И. Кекк, И.Ю. Бабакин, Т.Н. Димаев; заявитель и патентообладатель Ю.А. Сазонов. – № 2013113124; заявл. 25.03.13; опубл. 27.08.13.

Одним из факторов, определяющих безопасный срок эксплуатации резервуаров, которые находятся в сложных условиях постоянного выполнения операций «слив - налив», является усталостная долговечность. Методики оценки усталостной долговечности стенки резервуара, которые закреплены действующей нормативной документацией, имеют несколько существенных недостатков. Среди них можно выделить, во-первых, полное отсутствие учета как общей фактической геометрической формы и пространственного положения стенки резервуара, так и фактических локальных геометрических дефектов стенки (вмятин, выпучин); во-вторых, отсутствие единственной трактовки результатов оценки усталостной долговечности стенки (результаты различаются в 1,5 раза и более). Наличие указанных недостатков снижает достоверность результатов оценки усталостной долговечности стенки резервуара. В связи с этим требуется существенная доработка методик в части учета фактической геометрии стенки при проведении расчетов.

Преодолению отмеченных недостатков может способствовать совместное применение технологии наземного лазерного сканирования и метода конечных элементов. В этом случае технология наземного лазерного сканирования являетсяэффективным инструментом измерения и учета всех отклонений стенки резервуара от идеальной цилиндрической формы (в том числе локальных геометрических дефектов), а программные комплексы, реализующие метод конечных элементов – инструментом учета данных отклонений при оценке напряженно-деформированного состояния стенки резервуара. В статье показана эффективность предложенного подхода при оценке усталостной долговечности стенки резервуара. Сформулированы задачи, которые необходимо решить при использовании предложенного подхода на начальном этапе.

Список литературы

1. ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. – М.: Стандартинформ, 2016. – 91 с.

2. СТО-0048-2005 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила проектирования. – М.: ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова», 2005. – 88 с.

3. РД 153-112-017-97 Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997. – 74 с.

4. СА-03-008-08 Резервуары вертикальные стальные сварные для нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и анализ безопасности (методические указания). – Ульяновск: ОАО «ИНК «Ульяновский Дом печати», 2009. – 288 с.

5. РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. – М.: ЗАО «НТЦПБ», 2002. – 23 с.

6. ПНАЭ Г-7-002-89 Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 525 с.

7. О проведении работ по трехмерному лазерному сканированию РВСП-20000 / Г.Г. Васильев, А.А. Катанов, М.В. Лиховцев [и др.] // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – N 1(17). – С. 54-59.

8. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО «АК «Транснефть» / Г.Г. Васильев, А.А. Катанов, М.В. Лиховцев [и др.] // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – N 2(18). – С. 48-55.

Модернизация и развитие нефтепроводных систем для увеличения объемов перекачки нефти либо перераспределения объемов ее поставки требует значительных материальных и временных затрат. В статье рассмотрены вопросы оптимизации параметров проектов реконструкции и развития нефтепроводной системы произвольной конфигурации для задачи увеличения объемов сдачи и приема продукции. В качестве развития нефтепроводной системы рассмотрены варианты строительства лупинга, перемычек между трубопроводами и нефтеперекачивающих станций (НПС). Необходимо найти вариант развития нефтепроводной системы или нескольких систем до заданных параметров, т.е. определить число новых НПС и места их строительства, число, местоположение и длины новых лупингов, число и местоположение новых перемычек. В качестве критерия выбора использована зависимость, учитывающая эксплуатационные затраты, а также затраты на проектирование и строительство с учетом дисконтирования. Поскольку для каждого варианта развития необходимо определить оптимальные затраты на эксплуатацию, требуется одновременно решить задачу оптимального вложения средств в капитальное строительство и задачу оптимальной эксплуатации выбранного варианта.

При решении задача разделена на две: определение оптимальных потоков и выбор оптимальных параметров для реализации этих потоков. Математическая модель нефтепроводной системы представлена ориентированном графом, где дуги являются объектами системы, а вершины - местами их соединения. Для решения задачи распределения оптимальных потоков использован генетический алгоритм, а для решения задачи оптимальной эксплуатации – алгоритм динамического программирования. На основе приведенной модели и алгоритмов решения задачи оптимизации параметров проектов реконструкции и развития и алгоритмов оптимизации режима работы нефтепроводной системы был разработан программный комплекс ГРАНС-М, который введен в промышленную эксплуатацию.

Список литературы

1. Корнеенко В.П. Методы оптимизации. – М.: Высшая школа, 2007. – 664 с.

2. Оптимизация работы нефтепроводной системы произвольной конфигурации / А.М. Шаммазов, Б.А. Козачук, А.Е. Сощенко [и др.] // Транспорт и хранение нефти и углеводородного сырья. – 2013. – № 4. – С. 76–80.

3. Свид. об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2011618422. Модифицированный программный комплекс «ГРАНС» с дополнительным модулем для оптимизации проектов развития нефтепроводных систем и определения режима их эксплуатации / А.М. Шаммазов [и др.]. – М.: Роспатент, 2011.

Статья посвящена разработке модели ранжирования промысловых трубопроводов, используемой при  формировании программ реконструкции и ремонта. Модель ранжирования, используемая в ПАО «НК «Роснефть» до момента начала работ была построена по аналогии с бально-рейтинговыми моделями, широко используемыми нефтяными компаниями за рубежом. Их основные недостатки заключаются в широком применении экспертных суждений при назначении численных параметров и коэффициентов для расчета вероятности отказов, экономической оценки последствий, а также  отсутствие унификации для применения модели на трубопроводах компании. Основным требованием при разработке модели было обеспечение прозрачности процедуры отбора и универсальность при использовании данной модели к любым промысловым трубопроводам (различающимся по характеристикам, условиям пролегания, режимам перекачки и др.).

Разработаны методика и модель ранжирования, построенная с использованием коэффициентов, рассчитываемых на основе обработки массива статистических данных об отказах трубопроводов. Сформирован перечень параметров, значимых при оценке предрасположенности трубопроводов к отказам. Экономическая оценка последствий отказов приведена в соответствие с действующими нормативно-правовыми актами и унифицирована для всех эксплуатирующих обществ компании.

Приоритетные для вывода в ремонт или замену участки промысловых трубопроводов определяются на основе ранжирования трубопроводов по предрасположенности к отказам с использованием матрицы приоритизации рисков. В программу повышения надежности трубопроводов должны войти трубопроводы с максимальными значениями предрасположенности и ущерба, в случае отказа. Апробация модели на трубопроводах одного из эксплуатирующих обществ показала, что ее прогнозная способность к приоритизации, по сравнению с моделью, использующей экспертные значения, существенно улучшилась.

Список литературы

 1. Stephens M.J. Prioritization of Onshore Pipeline Systems for Integrity Maintenance: PIRAMID Technical Reference Manual, N 4. – Alberta: Centre For Engineering, 1996. – 62 р.

2. Усманов Р.Р. Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. – 2015. – № 1 (717). – С. 28–31.

3. Semi-Quantitative Risk Assessment: Technical Report Template. – https://www.ceaa-acee.gc.ca/050/documents/57077/57077E.pdf.

 4. Windhorst J.C.A. Detailed quantitative risk assessment of a proposed pipeline in western Canada. – https: //ru.scribd.com/document /320296694/ P48-002.

5. Kiefner J. F. A risk management tool for establishing budget priorities / NACE TechEdge Series Program. – Houston, Texas. – 1997. – 10–12 February.

При проектировании и функционировании энергетической системы для достижения необходимого уровня надежности, безопасности и целостности следует рассматривать следующие факторы: сложность ее конфигурации, наличие огромного числа формирующих систему объектов и элементов; наличие большого числа территориально распределенных потребителей с различными требованиями к надежности их питания, требования к непрерывности функционирования системы и тесную взаимосвязь режимов работы ее подсистем и объектов; требования к надежности поставок; неравномерность процессов потребления; возможность каскадного развития аварий; зависимость пропускной способности от внешних условий, режимы работы системы и оборудования; существование территориальной иерархии подсистем и органов управления, а также временной иерархии принятия решений; разнообразие технических средств обеспечения надежности; участие человека в процессах управления.

В работе проведено исследование проблем безопасности энергетической системы и ее объектов, рассмотрены способы выработки управленческих решений, обеспечивающих безопасность. Выполнено описание взаимосвязей единичных свойств надежности, состояний и процессов, возникающих в энергетических системах. Сформированы концептуальные принципы создания научной базы принятия решений по обеспечению надежности функционирования энергетической системы. Эти решения определяют пропорции развития энергетической системы и ее подсистем, а также список и основные проектные параметры объектов, намечаемых к строительству и реконструкции. Выявлены основные проблемы обеспечения надежности энергетической системы при планировании ее развития и реконструкции, которые позволяет решить изложенный событийно-ориентированный подход. Приведена классификация методов и средств обеспечения надежности энергетических систем.

Список литературы

1. Сендеров С.М., Пяткова Е.В., Рябчук В.И. Проблемы энергетической безопасности и особенности ее исследования на современном этапе // Севастополь: Севастопольский гос. университет, 2017. – С. 1104 –1110.

2. Пяткова Н.И., Сендеров С.М., Пяткова Е.В. Методические особенности исследования проблем энергетической безопасности на современном этапе // Энергетика. – 2014. – № 2. – С. 81–87.

3. Пяткова Н.И., Массель Л.В., Массель А.Г. Методы ситуационного управления в исследованиях проблем энергетической безопасности // Энергетика. – 2016. – № 4. – С. 156–163.

4. Системные исследования в энергетике / В.Г. Курбацкий, В.А. Стенников, А.М. Клер [и др.]. – Иркутск: Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 2016. – 202 с.

5. Труханов В.М., Матвеенко А.М. Надежность сложных систем на всех этапах жизненного цикла. – М.: Спектр, 2012. – 663 с.

6. Методика мониторинга состояния энергетической безопасности России на региональном уровне / С.М. Сендеров, Н.И. Пяткова, В.И. Рабчук [и др.]. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2014. – 146 с.

7. Плохина Е.Е. Метод обнаружения несанкционированных врезок и диверсий на трубопроводах // Вестник Оренбургского гос. университета. – 2011. – № 16 (135). – С. 92–95.

8. Цвяк А.В. Экологические последствия несанкционированных врезок в нефтепроводы и методы борьбы с ними // Вестник Оренбургского гос. университета. – 2015. – № 10 (185). – С. 445–447.

9. Кораблева Ю.Д. Способы борьбы с несанкционированным отбором нефти // Символ науки. – 2017. – Т. 2. – № 1. – С. 62–65.

10. Глотов М.Н. Обеспечение надежности работы магистрального нефтепровода на основе современных информационных технологий // Научный вестник Воронежского гос. архитектурно-строительного университета. Сер. Студент и наука. – 2014. – № 7. – С. 70–73.

11. Ларионов В.И., Грязнев Ю.Д. Методическое обеспечение системы мониторинга нефтепроводов с применением ГИС-технологий // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 2. – С. 208–213.

12. Дудников В.Ю., Дудникова С.А. Базовая станция как основной элемент системы мониторинга планово-высотного положения межпромыслового нефтепровода Ярега – Ухта // Ресурсы Европейского Севера. Технологии и экономика освоения. – 2016. – № 4 (06). – С. 114–122.

Снижение безопасности эксплуатации магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации происходит главным образом вследствие их коррозионного поражения. Доля отказов какой-либо трубопроводной системы по причине коррозионного разрушения металла может превышать 70 %. Основным способом защиты линейной части магистральных нефтепроводов от коррозии является применение неметаллических покрытий совместно с электрохимической защитой.

При реализации пассивной и активной защиты магистральных нефтепроводов от коррозии возникает ряд затруднений, связанных, например, с необходимостью одновременного применения антикоррозионных покрытий различных типов и технического состояния; эксплуатацией станций катодной защиты с конструктивными различиями и разной эффективностью; недостаточным развитием дистанционного мониторинга систем электрохимической защиты; некоторыми проблемами с анодными заземлениями и электродами сравнения. В связи с этим доведение технического состояния средств противокоррозионной защиты до уровня, соответствующего требованиям современных нефтегазовых технологий, является актуальной задачей, решение которой позволит обеспечить надежность и безопасность эксплуатации систем транспорта нефти.

В статье рассмотрена методика ранжирования участков магистральных нефтепроводов по степени коррозионной опасности с использованием данных внутритрубной диагностики, а также методика определения оптимальных режимов работы установок катодной защиты, позволяющие снизить удельную аварийность магистральных нефтепроводов и повысить пожарную и промышленную безопасность их эксплуатации. Приведены результаты расчета пожарных рисков обслуживающего персонала на участке магистрального нефтепровода при реализации мероприятий по совершенствованию средств электрохимической защиты.

Список литературы

1. Агиней Р.В., Александров Ю.В. Актуальные вопросы защиты от коррозии длительно эксплуатируемых магистральных газонефтепроводов. – СПб.: Недра, 2012. – 394 с.

2. Гареев А.Г., Насибуллина О.А., Ибрагимов И.Г. Оценка работоспособности труб, имеющих дефекты коррозионного происхождения // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2 (104). – С. 126–136.

3. Corrosion resistance of «tube – tubesheet» weld joint obtained by friction welding. / R.G. Rizvanov, D.Sh. Mulikov, D.V. Karetnikov [et al.] // Nanotehnologii v stroitel’stve = Nanotechnologies in Construction. – 2017. – V. 9. – № 4. – P. 97–115.

4. Improvement of the linear polarization resistance method for testing steel corrosion inhibitors / A.T. Faritov, Yu.G. Rozhdestvenskii, Yamshchikova S.A. [et al.] // Russian Metallurgy (Metally). – 2016. – V. 11. – P. 1035–1041.

5. Исследование внутренней поверхности трубопровода системы нефтесбора Северо-Красноярского месторождения / А.Г. Гареев, О.А. Насибуллина, Р.Г. Ризванов, А.Г. Хажиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2 (104). – С. 58–64.

6. Latypov O.R., Bugai D.E., Boev E.V. Method of Controlling Electrochemical Parameters of Oil Industry Processing Liquids // Chemical and Petroleum Engineering. – 2015. – V. 51. – Issue 3. – P. 283–285.

7. Скуридин Н.Н. Методический подход к оценке степени коррозионной опасности участков магистральных нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 4. – С. 99–101.

8. Скуридин Н.Н., Корзинин В.Ю., Бороденко Д.В. Апробация методов статистической обработки данных коррозионных обследований и внутритрубной диагностики для оценки коррозионного состояния МН ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 1 (17). – С. 74–79.

В статье представлен анализ зарубежных нормативных документов, регламентирующих требования, предъявляемые к боновым заграждениям. Обеспечение сохранности окружающей среды при транспорте нефти, нефтепродуктов по морю, а также при морской добыче нефти является одной из основных задач, стоящей перед отечественным топливно-энергетическим комплексом. Боновые заграждения, в частности тяжелые морские боны, – один из основных видов оборудования, применяемого для локализации и ликвидации разливов на акватории морей. В России отсутствуют на законодательном уровне требования к этому виду оборудования. В условиях экономических санкций и действующей программы импортозамещения разработка национальных стандартов на необходимое промышленности оборудование является одной из приоритетных задач.

В статье рассматриваются иностранные документы (стандарты ISO, ASTM и Кодекс федеральных правил США), устанавливающие требования к боновым заграждениям. На основе анализа данных документов был разработан перечень основных параметров, к которым должны предъявляться требования при изготовлении и поставке боновых заграждений, оценены величины этих параметров на основе зарубежного и российского опыта применения боновых заграждений при локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на море. Представлена и проанализирована только часть требований, вошедших в проект национального стандарта Российской Федерации «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Боны морские тяжелые для локализации и ликвидации разлива нефти и нефтепродуктов на морских акваториях. Общие технические условия». Более полный анализ данного документа и описание проблемных вопросов, возникших при его создании, планируется провести после утверждения окончательной редакции Росстандартом.

Список литературы

1. Трансформация экспортных маршрутов нефти из России: ставка на Восток и прямые поставки / Л.М. Григорьев [и др.] // Энергетический бюллетень № 36. Развитие транспортировки нефти. Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации, 2016. – С. 10–15.

2. Дурягина Е.Г. Нефтепродукты в морской среде // Ученые записки Российского государственного гидрометеорологического университета. – 2011. – № 17. – С. 122–130.

3. Радионова С.Г., Половков С.А., Слепнёв В.Н. Оценка возможности применения современных методов раннего обнаружения и мониторинга аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на водных объектах // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 124–128.

4. Методы раннего обнаружения и мониторинга разливов нефти и нефтепродуктов на водных объектах и оценка их эффективности / С.Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 5. – С. 56–67.

5. Метод локализации разливов нефти и нефтепродуктов в условиях шуги и битого льда в акватории морских портов / С.А. Половков [и др.] // Сборник работ лауреатов Международного конкурса научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа. – М.: Министерство энергетики Российской Федерации, ООО «Технологии развития», 2017. – С. 43–45.

6. Егорова Н.А., Малышкин Д.А. О модернизации конструкции боновых заграждений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 2 (14). – С. 82–91.

7. Разработка стандартов в рамках деятельности подкомитетов ПК 7 и ПК 10 технического комитета по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность» / К.А. Зинченко [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 3 (19). – С. 88–93.

8. Стандартизация как механизм защиты отечественного производителя: по итогам IX Международной конференции «Нефтегазстандарт-2014» и заседания ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность» / П.А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 4 (16). – С. 22–25.

9. Ермаков А.С., Суслова К.М. О работах по национальной стандартизации в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, проводимых ПК 7 ТК 23 // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 3 (7). – С. 17–19.

В статье рассматриваются вопросы автоматизации применения типовой проектной документации в НК «Роснефть» с использованием собственной информационной системы управления документацией типового проектирования. Создание информационной системы направлено на достижение следующих целей: оптимизация трудозатрат за счет эффективного поиска типовых технических и проектных решений, информации об оборудовании, изделиях, материалах; повышение качества проектной продукции; снижение стоимости проектных работ.

Авторами представлены основные функциональные возможности системы, позволяющие решить следующие задачи: создание банка данных типовых решений и типовой заказной документации, структурированных на основе единого корпоративного классификатора объектов и элементов типового проектирования, реестра проектов-прототипов; создание инструментов контроля и анализа применения типовых решений при разработке проектной продукции и комплектации материально-техническими ресурсами (МТР); обмен знаниями, обеспечение ознакомления проектировщиков с новыми проектными решениями в рамках системы повышения компетенций; организация совместного доступа обществ компании к типовым решениям; автоматизация процесса формирования и верификации заданий на проектирование и подготовки каркасов проектных решений на основе вариантов типовых решений; оценка показателей эффективности применения типовых решений в процессе проектирования объектов.

В статье отмечена важность комплексного подхода к контролю применяемости документов типового проектирования в существующей и вновь разрабатываемой проектной документации.

Прогнозные сроки передачи информационной системы для испытания в режиме опытной эксплуатации - 2019 г.

Список литературы

1. Программа для управления инженерными данными и технической документацией для обеспечения технологии типового проектирования // Свид. о рос. регистрации для ЭВМ №2018614304. – 2018.

2. Прототип информационной системы управления инженерными данными и технической документацией для обеспечения ТТПК // Официальное руководство пользователя информационной системы – 2018.

3. Развитие системы типового проектирования в ПАО «НК «Роснефть» / А.А. Каверин, А.М. Коркин, С.Э. Мотус [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 46-48.

4. Каверин А.А., Коркин А.М., Беляев П.В. Оценка эффекта от внедрения системы типового проектирования в ОАО «НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 60-63. 

Технология блокчейна находит практическое применение во многих областях народного хозяйства, в том числе в нефтяной и газовой промышленности. В частности, использование блокчейн возможно при решении задач подтверждения целостности первичных геолого-геофизических данных в процессе проведения удаленного мониторинга бурения скважин, исключая влияние субъективного фактора. Такая технология называется индустриальным блокчейном и предполагает последовательную шифрацию и распределение данных по местам хранения в однорангой сети.
При использовании этой системы искусственное внесение изменения в первичную геолого-геофизическую информацию, получаемую с буровой, на любом из компьютеров/оборудовании в любом блоке или цепи блоков, автоматически выявляется всеми участниками блокчейн сети. Система обеспечения неизменности получаемых и передаваемых данных будет работать до тех пор, пока эксплуатируется хотя бы один узел сети. Взлом системы не представляется целесообразным и экономически выгодным, поскольку придется взламывать каждый блок, а также копии базы на всех компьютерах и оборудовании в сети. Это требует от потенциального злоумышленника наличия уникальных вычислительными мощностей, что в настоящее время не реализуемо. На практике надежность блокчейн платформ подтверждена многолетним опытом работы майнинговой системы биткоин, базирующейся на принципах блокчейна.
Внедрение блокчейн платформы в нефтегазовом сервисе позволило обеспечить и гарантировать достоверность первичных геолого-геофизических данных, получаемых со скважин в режиме реального времени, снизить риски несанкционированного их изменения. Достоверность первичной информации в свою очередь снижает риски принятия ошибочных управленских решений, принятых на основе обработки и анализа первичных скважинных данных.

Список литературы

1. www.osp.ru/os/2018/01/13053938

2. https://www.ibm.com/blockchain/what-is-blockchain.html

3. www.osp.ru/os/2018/2/13054178

При загрязнении нефтью и нефтепродуктами актуальным является проведение оценки почвенного покрова, установление концентрации нефтепродуктов и состояния биоценоза. Для более полной и качественной характеристики нарушенных почв существуют различные методы диагностики и рекомендованы нормативные документы в зависимости от характера, интенсивности загрязнения и эксплуатационной функции почв. Для определения углеводородов нефтяного происхождения в Российской Федерации и за рубежом используют различные аналитические методы, позволяющие судить об их суммарной концентрации: гравиметрический, флуориметрический (люминесцентный) методы, спектроскопия в инфракрасной области и хроматография (газовая, высокоэффективная жидкостная и тонкослойная).

Аналитические методы основаны на различных принципах измерения, модельных системах, имеют разную размерность, поэтому сравнивать данные, полученные разными методами, довольно сложно. Биологические методы являются индикаторами режима жизни почвы и позволяют исследовать негативные процессы на ранних стадиях, проявляют высокую чувствительность и отзывчивость к внешним воздействиям. При нефтяном загрязнении первыми изменяются биологические показатели: общая численность микроорганизмов, их качественный состав, структура микробиоценозов, интенсивность биологических процессов и активность почвенных ферментов. Для оценки состояния загрязненных почв применяют различные батареи биотестов. Чаще всего используют биотестирование (зоо- и фитотоксичность), определение интенсивности «дыхания» почвы, ферментативной активности, численности микроорганизмов различных физиологических групп и др. С биологической активностью почвы тесно взаимосвязаны ее физические и химические свойства, такие как гумусовое состояние, структура, щелочно-кислотные условия, окислительно-восстановительный потенциал и др. В целом вопрос о разработке наиболее оптимальных методов определения и идентификации нефти и нефтепродуктов остается открытым. Учитывая, что загрязнение нефтью вызывает значительные, преимущественно неблагоприятные изменения в почвенных экосистемах, при их диагностике необходимо отдавать предпочтение комплексу существующих методов, учитывать важность восстановления «организма» почвы во всех аспектах.

Список литературы

1. Создание и применение биоудобрения на основе эффективного консорциума микроорганизмов-деструкторов углеводородов для рекультивации нефтезагрязненных почв Республики Татарстан / И.А. Дегтярева, И.А. Яппаров, А.Х. Яппаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 100–103.

2. Нормативное сопровождение рекультивации нарушенных и нефтезагрязненных земель в ПАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Р.М. Гареев, И.Ф. Исмагилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 74–77.

3. Дорожкина О.В., Шилин С.А., Тихонова И.О. Сравнение аналитических методов определения нефтепродуктов в городских сточных водах. – М.: Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева, 2013. – 56 с.

4. Определение содержания нефтепродуктов в почвах инструментальными и ИК-спектральными методами / А.А. Околелова, Н.А. Рахимова, А.С. Мерзлякова [и др.] // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 5–1. – С. 89–92.

5. Мухин В.В. Определение содержания нефтепродуктов в почвах методами ИК-спектрометрии и флуориметрии. В сб. Молодая нефть // II Всероссийская молодежная научно-техническая конференция нефтегазовой отрасли, 17–19 мая 2015 г., г. Красноярск. – Красноярск, 2015. – С. 159–163.

6. Маячкина Н.В., Чугунова М.И. Особенности биотестирования почв с целью их экотоксикологической оценки // Вестник Нижегородского университета. – 2009. – № 1. – С. 84–93.

7. Ферментативная и микробиологическая активность загрязненных нефтью глееподзолистых почв на разных стадиях их восстановления / Н.А. Киреева, М.Ю. Маркарова, Т.Н. Щемелинина, Г.Ф. Рафикова // Вестник Башкирского университета. – 2006. – Т. 11. – № 4. – С. 56–60.

8. Оценка фитотоксичности чернозема южного Оренбургской области в условиях разных доз нефтяного загрязнения / Т.С. Шорина, И.А. Мисетов, И.А. Новоженин, О.Ю. Ермакова // Вестник Оренбургского государственного университета. – 2011. – № 12 (131). – С. 273–275.

9. Селивановская С.Ю., Латыпова В.З. Создание тест-системы для оценки токсичности многокомпонентных образований // Экология. – 2004. – № 1. – С. 21–25.

10. Новоселова Е.И. Экологические аспекты трансформации ферментативного пула почвы при нефтяном загрязнении и рекультивации : автореф. дис. … докт. биол. наук. – Уфа, 2007. – 41 с.

11. Margesin R., Zimmerbauer A., Schinner F. Soil lipase – a useful indicator of oil bioremediation // Biotechnology Techniques. – 1999. – V. 13. – P. 859–863.

12. Коэффициент микробного дыхания различных типов почв в условиях нефтяного загрязнения / А.А. Вершинин, А.М. Петров, Р.Ч. Юранец-Лужаева [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2017. – Т. 20. – № 4. – С. 103–106.

13. Рогозина Е.А., Калимуллина Г.К. Балансовая сторона и динамика утилизации микроорганизмами нефтяного загрязнения почвы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2009. – Т. 4. – № 2. – http://www.ngtp.ru/7/19_2009.pdf

14. Колесников С.И., Татосян М.Л., Азнаурьян Д.К. Изменение ферментативной активности чернозема обыкновенного при загрязнении нефтью и нефтепродуктами в модельных экспериментах // Доклады Российской академии сельскохозяйственных наук. – 2007. – № 5. – С. 32–34.

15. Тазетдинова Д.И., Тухбатова Р.И., Ахметова А.И. Микроорганизмы антропогенно нарушенных почв Республики Татарстан // Актуальные аспекты современной микробиологии // III Международная молодежная школа-конференция, Москва, 22–23 ноября 2007 г. – М., 2007 – С. 106–107.