«Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года», утвержденная в июне 2020 г., оперирует понятием «минерально-сырьевой центр» определяя одной из задач пространственного развития сферы энергетики формирование нефтегазовых и угольных минерально-сырьевых центров (МСЦ) в Арктической зоне Российской Федерации, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке». МСЦ определены документами стратегического планирования последнего десятилетия как объекты управления при программно-целевом планировании развития и освоения минерально-сырьевой базы, поскольку они позволяют учитывать всю совокупность факторов, определяющих устойчивость развития добычи, таких как структура запасов и ресурсов, качество сырья, показатели разработки и транспортная обеспеченность вывоза товарной продукции. В статье рассмотрен унифицированный подход к выделению и локализации МСЦ для различных видов полезных ископаемых, разработанный при решении практических задач добывающих компаний и государственных органов управления фондом недр. При установлении МСЦ на первом этапе устанавливается технологический центр добычи – совокупность разрабатываемых месторождений, имеющих общий пункт сдачи товарной продукции. Его выделение, например для нефти, основано на установлении последовательности элементов транспортной цепочки залежь – месторождение – дожимные насосные станции – пункт сдачи. Внешняя граница МСЦ определяется исходя из экономически целесообразной удаленности лицензионных участков от существующей или планируемой транспортной инфраструктуры. Приведена типизация МСЦ по видам транспорта вывоза продукции (трубопроводный, железнодорожный, морской). Обосновано выделение МСЦ, обеспечивающих местную переработку или потребление. Приведены примеры пространственной трансформации МСЦ, связанной с изменением транспортных схем вывоза продукции.

Список литературы

1. Лукьянов Е.В., Григорьев М.Н., Гришина В.Л. Инновационное программно-целевое планирование государственного управления освоением ресурсной базы – востребованность регионами // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – № 6. – C. 32–36.

2. Рябухин В.Т. Компания «Полиметалл» в новой концепции Министерства природных ресурсов РФ о воспроизводстве и использовании минерально-сырьевой базы на основе кластерного подхода // Материалы Круглого стола «Стратегия выделения и ресурсное обеспечение минерально-сырьевых центров на территории Российской Федерации». – СПб: ВСЕГЕИ, 25.11.2010 г. https://vsegei.ru/ru/conf/summary/round_table10/present.php

3. Интеллектуальная система управления развитием добывающего предприятия на основе региональных интегрированных проектов / Е.Ю.Белкина, В.А. Павлов, А.Ф. Исмагилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. – С. 10–13.

4. Оптимизация гидравлических расчетов для регионального интегрированного проектирования / Р.Н. Галимов, В.П. Шакшин, С.В. Ломовских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 5. – С. 110–113.

5. Григорьев М.Н. Центры нефтедобычи как основа развития добывающих отраслей топливно-энергетического комплекса. // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 12. – C. 16–19.

6. Донской С.Е., Григорьев М.Н. Подходы к выделению минерально-сырьевых центров нефти и управлению развитием их ресурсной базы // Геология нефти и газа. – 2010. – № 5. – С. 24–28.

7. Григорьев М.Н. Обоснование комплекса мероприятий по расширению ресурсной базы нефтедобычи в Тимано-Печорской провинции // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 5. – С. 26–29.

8. Григорьев М.Н. Опыт России в создании систем мониторинга освоения Арктической зоны// Арктические ведомости. – 2018. – № 2. – С. 78–91.

9. Григорьев М.Н., Даниэль Е.Д. Центры нефтедобычи шельфов Северо-Запада Европы // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – С. 46–51.

10. Григорьев М.Н. Арктическое ранжирование в концепции минерально-сырьевых центров для освоения Арктической зоны России // Нефть и капитал. – 2018. – № 12. – С. 6–12.

11. Григорьев М.Н. Прогноз развития минерально-сырьевых центров нефти и газа арктической зоны с морской схемой транспортировки // Neftegaz.RU Offshore. – 2018. – № 5. – С. 50–57.

12. Григорьев М.Н. Проблемы освоения минеральных ресурсов с круглогодичным вывозом продукции из акватории Северного морского пути // Безопасность Труда в Промышленности. – 2020. – № 1. – С. 42–51.

13. Григорьев М.Н. Транспортное обеспечение развития минерально-сырьевых центров нефти Тимано-Печорской провинции // Бурение и нефть. – 2012. – № 3. – С. 8–14.

14. Argus Экспорт нефти. Еженедельный обзор экспорта российской нефти. – 2016. – Вып. XVII. – № 36.

В статье представлены результаты исследований ряда постседиментационных факторов, влияющих на преобразованность органического вещества. Учет дополнительного тектонического воздействия на нефтематеринские породы в дальнейшем позволит расширить представления о нефтегазоперспективности некоторых регионов, а также нарастить ресурсную базу ПАО «НК «Роснефть» в пределах лицензионных участков компании и ряда территорий нераспределенного фонда Российской Федерации. Рассмотрены вопросы оценки уровня нефтегазообразования и степени углефикации рассеянного органического вещества на примере выявленной нефтегазоносности Преддонецкого прогиба и Южного Сахалина. Изучены особенности фазового состава углеводородов на открытых месторождениях. Полученные результаты могут быть использованы при оценке перспектив обнаружения залежей нефти и газа на площадях, которые изначально были отнесены к малоперспективным из-за недостаточной катагенетической зрелости материнских пород. Помимо основных (традиционных) факторов преобразования органического вещества осадочных толщ, таких как температура, давление, геологическое время, исследовано влияние локальных динамических напряжений, энергии сжатия, локальных прогревов пород, обусловленных воздействием разломной тектоники. Имеющийся объем фактических, в том числе экспериментальных, данных указывает на более высокую стадию катагенеза в зонах активных тектонических дислокаций, что отражается в локальном возрастании значений отражательной способности витринита угольных включений.

В пределах Северо-Донецкого прогиба и мелких межгорных впадин Южного Сахалина, где предполагаемые перспективы нефтегазоносности существенно ограничены, разломная тектоника и тепломассоперенос вещества могут выйти на передний план, поскольку эти факторы способны влиять на формирование локальных зон, перспективных для поисков скоплений нефти и/или газа. Среди материалов, указывающих на возможное влияние динамического воздействия в природных условиях (динамокатагенеза) отмечается неравномерность катагенеза в пределах крупных структурных объектов. В частности, фиксируется повышенная катагенетическая преобразованность в зонах, граничащих со складчатыми структурами, и наблюдаются локальные проявления дополнительного стрессового воздействия на генерирующие толщи.

Список литературы

1. Кайнозой Сахалина и его нефтегазоносность / Ю.Б. Гладенков, О.К. Баженова, В.И. Гречин [и др.]. – М.: ГЕОС, 2002. – 225 с.

2. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. – М.: Научный мир, 2010. – 276 с.

3. Астахов М.С., Меленевский В.Н., Фомин А.Н. Влияние разномасштабных тектонических дислокаций на преобразование органического вещества углей. Материалы научно-практической конференции «Геомодель» (Геленджик, 11–14 сентября 2017 г.) – Геленджик, 2017. – 11 с.

4. Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопление углеводородов / Н.В. Черский, В.П. Царев, Т.И. Сороко, О.Л. Кузнецов // под ред. А.А. Трофимука. – Новосибирск : Наука, 1985. – 224 с.

5. Лобусев А.В., Мартынов В.Г., Страхов П.Н. Новое направление к подходу подсчета запасов нефти и газа // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2011. – № 4. – С. 75–88.

Восполнение ресурсной базы в настоящее время является одним из ключевых направлений в нефтяной промышленности. Открытие ряда месторождений, приуроченных к одиночным верхнедевонским рифам, свидетельствует о необходимости подробного изучения подобных объектов. В статье рассмотрена Северо-Кинельская моноклиналь как наиболее перспективный район для обнаружения рифовых залежей. Проблемой в детальном изучении является то, что район не только недостаточно изучен современной сейсморазведкой 3D, которой охвачены только локальные районы, но и неравномерно исследован кондиционной 2D сейсмической съeмкой. Недостаточная изученность является основанием для продолжения геолого-разведочных работ с прогнозированием открытия новых запасов нефти.

В статье приведена подробная характеристика тектоники рассматриваемого района. Дано описание модели осадконакопления верхнедевонских отложений. Уточнены литолого-стратиграфические особенности. Многие локальные поднятия, контролирующие залежи в разрезе карбона, являются бескорневыми и отсутствуют в нижележащих отложениях терригенного девона. Такие поднятия отождествляются со структурами дифференциального уплотнения, образовавшимися над верхнедевонскими рифами. Выполнен подробный анализ нефтегазоносности пластов рассматриваемого района, дано описание их пород-коллекторов и покрышек. Покрышки пластов-коллекторов в фаменском ярусе развиты повсеместно, что указывает на перспективность данных отложений. Проанализирован весь существующий фонд скважин, вскрывших девонские отложения. В результате оценки скважинных данных сформирована база исследований, позволяющая определить приоритетные направления разведки. Первоочередные направления геолого-разведочных работ рекомендуется планировать, опираясь в первую очередь на 3D сейсморазведку, с учетом открытых за последнее время залежей и месторождений в северо- и северо-восточных районах.

Список литературы

1. Никитин Ю.И., Остапенко С.В., Щеглов В.Б. Новое направление геолого-разведочных работ в Оренбургской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 11. – С. 13–18.

2. Сухаревич П.М. Кулаков А.И., Коврижкин В.С. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том VI. Оренбургская область // Труды ин-та / ВНИГНИ. – М.: Недра, 1978. – 216 с.

3. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области / Под ред. А.С. Пантелеев [и др.]. – Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1997. – 272 с.

4. Коноваленко С.С. Палеогеоморфология юго-востока Русской плиты (Оренбургская область) от рифея до терне в связи с поисками нефти и газа. В 2 ч.: ч. 1. – М.: Наука, 1990. – 171 с.

5. Рифы Урало-Поволжья, их роль в замещении залежей нефти и газа и методика поисков / М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Ф.И. Хатьянов (и др.). – М.: Недра, 1974. – 152 с.

6. Геологические особенности флюидоупоров в разрезе карбонатной толщи фаменского яруса Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, Л.А. Лузина [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 7. – С. 27–36.

7. Прогнозная оценка распространения флюидоупоров в карбонатном верхнем девоне Оренбургской области / В.А. Шакиров, К.Ф. Миропольцев, А.П. Вилесов [и др. ] // Нефтяная провинция. – 2018. – № 4. – С. 133–152.

8. Никитин Ю.И., Вилесов А.П., Корягин Н.Н. Нефтеносные верхнефранские рифы – новое направление геолого-разведочных работ в Оренбургской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 5. – С. 4–11.

Разработаны методические приемы изучения строения верхнеюрских и нижнемеловых комплексов пород на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения Сургутского свода на основе детальной корреляции разрезов скважин: выбор комплекса наиболее информативных кривых геофизических исследований скважин (ГИС) применительно к геологическим условиям каждого объекта; первоначальное выделение плотных интервалов разреза, используемых в качестве основных и вспомогательных реперов, как бы зажимающих расположенные между ними проницаемые пласты и прослои; растяжение и сжатие кривых ГИС; закраска реперных интервалов, ограниченных одной или двумя кривыми ГИС; последовательное палеопрофилирование с неоднократной сменой линии сопоставления для выяснения наличия конкретных изменений в разрезе между двумя смежными линиями сопоставления.

В первой части статьи на основе разработаных методических приемов обоснована природа формирования верхнеюрских аномальных разрезов баженовской свиты как результат накопления осадков при погружении отдельных блоков по конседиментационным разломам с последующим повсеместным накоплением осадков собственно баженовской свиты. После этого в процесс погружения были вовлечены ранее неподвижные смежные блоки с компенсирующим в их пределах накоплением нижнемеловых осадков ачимовской толщи. В результате породы собственно баженовской свиты оказались как бы «вздернутыми» над аномальными разрезами, тогда как толщина ачимовской пачки над собственно баженом минимальна.

Во второй части статьи рассмотрена корреляция разрезов скважин нижнемеловой сортымской свиты между двумя параллельными реперами: георгиевской свитой и урьевской пачкой. Выполнены группировка скважин по типам разрезов с целью выявления блокового строения изучаемых отложений; совмещение схем корреляции с сейсмическими данными.

На основе разработаных методических приемов для изучения нижнемеловых отложений сделан вывод, что в процессе их формирования преобладало вертикальное погружение блоков по конседиментационным разломам и равноскоростное прогибание в одни и те же временные интервалы, обусловившие клиноформное залегание пород. Комплекс проведенных исследований позволяет полагать наличие в изучаемой осадочной толще нефтематеринских пород.

Список литературы

1. Гутман И.С. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин. Москва, 2013. – 112 с.

2. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов на основе инновационных технологий. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 116 с.

3. Особенности строения ачимовской толщи неокома Нижневартовского свода в связи с доразведкой месторождений нефти и газа / Ю.Н. Карогодин, В.В. Глебов, С.В. Ершов, В.А. Казаненков // В сб. Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири (Результаты работ по Межведомственной региональной научной программе «Поиск» за 1994 г.). Ч. 1. – 1996. – С. 102–107.

4. Аномальные разрезы баженовской свиты и ачимовские клиноформы как результат, соответственно, разломной и пликативной тектоники / И.С. Гутман, Е.А. Качкина, М.И. Саакян, К.Г. Скачек // Недропользование – ХХI век. – 2016. – № 3 (60). – С. 72–83.

Нефтяные компании в настоящее время продолжают разработку большого количества месторождений, открытых, разведанных и разбуренных в XX веке. В условиях старых нефтегазоносных провинций наиболее актуальной задачей является повышение достоверности количественных оценок подсчетных параметров, что повышает эффективность поиска пропущенных залежей углеводородов и способствует рациональному планированию геолого-технических мероприятий. Несмотря на длительную историю разработки большинства месторождений южных регионов страны, включающих пласты сложного геологического строения и сложнопостроенные коллекторы, из-за ограниченности комплексов исходных данных при их поэтапном моделировании зачастую применялись упрощенные и обобщенные подходы. Для получения корректных геологических и гидродинамических моделей необходимы параметры, которые получены с использованием обоснованных комплексных интерпретационных петрофизических моделей и адаптированы к условиям ограниченного набора и невысокого качества исходных данных, Процесс геолого-петрофизического моделирования должен включать дифференциацию применяемых подходов оценки подсчетных параметров с учетом кардинально различающихся геолого-технических факторов проводки скважин и фильтрационно-емкостных свойств одноименных отложений, вскрываемых в пределах соседних регионов.

ПАО «НК «Роснефть» совместно ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») на примере месторождений Республики Ингушетия реализована современная геологическая модель карбонатных залежей верхнего мела. Распределение «высокоемких» проницаемых интервалов в массиве трещинных коллекторов основывалось на предварительном детальном изучении коллекторского потенциала, условий осадконакопления и геологического строения одноименных отложений в пределах Восточного и Центрального Предкавказья в целом. Предложенные методические приемы, корректирующие зависимости и коэффициенты могут применяться для подобных карбонатных пластов с эффективными пустотами вторичного происхождения и неэффективной матрицей в рассматриваемом регионе, а также в других регионах со схожими геолого-геофизическими характеристиками отложений. Это обеспечит более точную оценку подсчетных параметров на основе материалов геофизических исследований скважин, а также повысит эффективность планирования геолого-технических мероприятий.

Список литературы

1. Брайловский А.Л. Повышение эффективности геофизических исследований скважин для изучения сложных карбонатных коллекторов (на примере верхнемеловых отложений Прикумской системы поднятий): дис. ... канд. геол.-мин. наук. – Грозный, 1985.

2. Котяхов Ф.И., Серебренников С.А., Щербакова Т.В. Определение физических параметров трещиноватых коллекторов с использованием глубинного фотографирования стенок скважин // Нефтяное хозяйство. – 1961. – № 5. – С. 40–45.

3. Котяхов Ф.И. Совместное использование индикаторных кривых и кривых восстановления давления для оценки запасов нефти в трещиноватых коллекторах // Геология нефти и газа. – 1966. – № 2. – С. 57–60.

4. Меркулов А., Васильев В.М. К вопросу определения нефтенасыщения трещинно-кавернозных карбонатных пород. В сб. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья // Труды ин-та / СевКавНИПИнефть. – 1973. – Вып. XIII. – С. 204–209.

5. Позиненко Б.В. К вопросу оценки запасов нефти в анизотропном трещинном коллекторе объемным методом. В сб. Трещинные коллекторы нефти и газа и методы их изучения // Труды ин-та / ВНИГРИ. – 1965. – Вып. 242. – С. 107–112.

6. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. – М.: Недра, 1966. – 283 с.

7. Шнурман Г.А., Итенберг С.С. Изучение сложных коллекторов Восточного Предкавказья по данным промысловой геофизики. – Ростов:

Изд-во Ростовского университета, 1979. – 240 с.

8. Чумичева А.А., Окс Л.С. Особенности построения петрофизических моделей, применяемых при интерпретации геолого-геофизических материалов по меловым отложениям Восточного Ставрополья // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – № 2 (39). – С. 33–37.

В статье рассмотрены особенности строения пустотного пространства пород вулканогенно-осадочной толщи центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Предложены способы разделения пород по типу пустотного пространства и количественной оценки трещинной, межгранулярной и каверновой емкости вулканитов на основании стандартного комплекса геофизических исследований скважин. Установлено, что особенности пустотного пространства пород вулканогенно-осадочной толщи различаются в зависимости от петротипов. Для лавовых образований – эффузивов, кластолав и лавокластитов – характерно сочетание трещинного и кавернового типа пустот. Строение пустотного пространства пирокластических образований (туфов) зависит от размера обломков их слагающих. Глыбово-агломератовые разности характеризуются трещинно-каверново-гранулярным типом пустот, пепловые – гранулярным (поровым). Поровым типом представлено пустотное пространство вулканогенно-осадочных и осадочных пород. По данным акустического, плотностного и нейтронного каротажа, на основе связи интервального времени продольных волн и плотности непористых минералов предложен способ идентификации интервалов, которые помимо межгранулярных пустот содержат в пустотном пространстве трещины и каверны. Способ адаптирован для типов пород, встречающихся в разрезе вулканогенно-осадочной толщи.

Количественное определение доли пустот различного типа в вулканогенных породах выполнено по методике В.М. Добрынина. В результате петрофизической настройки с использованием результатов специальных исследований керна для отложений вулканогенно-осадочной толщи рассчитаны теоретические зависимости интервальных времен продольной и поперечной упругой волн от коэффициента общей пористости. Коэффициенты для настройки подобраны с учетом особенностей строения пустотного пространства горных пород. Установлено, что эффузивные разности вулканитов отличаются от вулканокластических (туфов, кластолав и лавокластитов) по коэффициентам сжимаемости межгранулярных пор и каверновых пустот. Приведен пример разделения пород разреза вулканогенно-осадочной толщи по типу пустотного пространства по стандартному комплексу геофизических методов. Выполнен расчет трещинной, межгранулярной и каверновой емкости, его результаты подтверждены данными геофизических, геолого-технологических исследований скважин и результатами испытаний. Показано, что использование полученных результатов позволяет повысить достоверность выделения продуктивных интервалов вулканогенно-осадочной толщи.

Список литературы

1. Геология и нефтенасыщение в породах триаса Рогожниковского ЛУ / Т.А. Коровина, Е.П. Кропотова, Е.А. Романов, С.В. Шадрина. В сб. Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири // Материалы международной академической конференции, проходившей в г. Тюмени 11–13 октября 2006 г. – Екатеринбург: Печатный дом «Формат», 2006. – С. 138–142.

2. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензеонный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В. Федороцов. В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО // Материалы девятой научно-практической конференции. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 133–146.

3. Шадрина С.В. Состав, строение, возраст пород доюрского основания северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Геология нефти и газа. – 2018. – № 4. – С. 27–33.

4. Макроизучение нефтенасыщенных вулканитов доюрского комплекса Сидермской площади Рогожниковского месторождения / А.М. Карлов, И.Ш. Усманов, Е.Н. Трофимов [и др.]. В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО // Материалы десятой научно-практической конференции. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2007. – С. 295–307.

5. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы / пер. с англ. – М.: Недра, 1981. – 751 с.

6. Фролова Ю.В. Особенности состава, строения и свойств вулканогенно-обломочных пород // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. – 2008. – № 1. – С. 30–38.

7. Фролова Ю.В., Ладыгин В.М. Петрофизические преобразования пород Мутновского вулканического района (Южная Камчатка) под воздействием гидротермальных процессов // Вестник КРАУНЦ. Науки о Земле. – 2008. – Вып. 11. – № 1. – С. 158–170.

8. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18–21.

9. Глебочева Н.К., Теленков В.М., Хаматдинова Э.Р. Структура емкостного пространства эффузивных коллекторов по данным ГИС // Каротажник. – 2009. – Вып. 6 (183). – С. 3–10.

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

11. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. – М.: Недра, 1978. – 320 с.

12. Князев А.Р., Некрасов А.Н. Опыт выделения трещинных коллекторов в карбонатных породах по данным стандартного каротажа и сканеров // Каротажник. – 2019. – Вып. 5 (299). – С. 40–54.

13. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М. – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 261 с.

14. Выделение коллекторов в метаморфических породах в южной зоне северо-восточного обрамления Красноленинского свода / А.П. Кондаков, В.А. Ефимов, А.Ш. Джаманов, С.В. Шадрина // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 51–56.

15. Козяр В.Ф., Козяр Н.В. Теоретические основы определения каверновой емкости по данным акустического каротажа // Каротажник. – 2016. – Вып. 9 (267). – С. 147–155.

Проекты освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, к которым относятся залежи высоковязкой нефти, приобретают особую актуальность для развития нефтяной промышленности России. В связи с этим возрастает интерес к тепловым методам добычи и увеличения нефтеотдачи. Выбор технологии и технологических параметров добычи при этом определяется эффективным использованием закачиваемого или генерируемого в пласте тепла и, следовательно, зависит от надежности исходных данных о тепловых свойствах, так как теплопроводность и объемная теплоемкость пород продуктивного пласта и вмещающих пород входят в число обязательных исходных данных при термогидродинамическом моделировании процесса добычи. Однако надежная информация о тепловых свойствах пород, как правило, отсутствует, тогда как типичная на практике неопределенность тепловых свойств пород значительна и может привести к существенным ошибкам при оценке показателей разработки. Это, наряду с существенными пространственно-временными вариациями тепловых свойств пород, обусловливает необходимость проведения соответствующих экспериментальных исследований для каждого объекта разработки во избежание серьезных ошибок, практически неизбежных в других случаях. Комплекс экспериментальных исследований теплопроводности, удельной и объемной теплоемкости пород продуктивного пласта и вмещающих пород впервые проведен на почти сотне полноразмерных и стандартных образцов керна трех скважин Майоровского и Марьинского месторождений высоковязкой нефти Самарской области. Использование в работе передовой экспериментально-методической базы позволило получить уникальную по объему и степени достоверности информацию о тепловых свойствах пород пластов А₃ и В₁.

Список литературы

1. Experimental investigations of spatial and temporal variations in rock thermal properties as necessary stage in thermal EOR / Y. Popov, E. Chekhonin, A. Parshin [ et al.] // SPE-165474. – 2013.

2. Burger J., Sourieau P., Combarnous M. Thermal methods of oil recovery. – Gulf Pub. Co., Book Division. Technology & Engineering, 1985. – 430 p.

3. Возможности и проблемы современного теплового каротажа / С.В. Новиков, Ю.А. Попов, В.В. Тертычный [и др.] // Геология и разведка. – 2008. – № 3. – С. 54–57.

4. Новая аппаратурно-методическая база тепловой петрофизики как средство повышения эффективности добычи тяжелых нефтей / Ю.А. Попов, Е.М. Чехонин, А.В. Паршин [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2013. – № 13(4). – С. 52–58.

5. ISRM Suggested methods for determining thermal properties of rocks from laboratory tests at atmospheric pressure / Yu. Popov, G. Beardsmore, C. Clauser, S. Roy // Rock Mechanics and Rock Engineering. – 2016. – V. 49 (10). – Р. 4179–4207.

6. Роль теплофизического профилирования при отборе образцов керна нефтематеринских пород на лабораторные исследования / Е.М. Чехонин, А.Б. Шакиров, Е.Ю. Попов [и др.] // Труды EAGE/SPE семинара «Наука о сланцах: теория и практика», М. – DOI: 10.3997/2214-4609.201900478. – http://www.earthdoc.org/ publication/publicationdetails/?publication=96423

7. ASTM E1530-11. Standard Test Method for Evaluating the Resistance to Thermal Transmission of Materials by the Guarded Heat Flow Meter Technique. West Conshohocken, PA: ASTM International, 2016.

8. Experimental Investigation of the Effect of Temperature on Thermal Conductivity of Organic-Rich Shales / A.V. Gabova, Y.A. Popov, E.G. Savelev [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – May. – DOI:10.1016/j.petrol.2020.107438.

9. Калориметры дифференциальные сканирующие DSC 214 Polyma. – Свидетельство о регистрации средства измерения № 56916-14. – 2014. 

10. ASTM E1269-11. Standard Test Method for Determining Specific Heat Capacity by Differential Scanning Calorimetry, ASTM International, West Conshohocken, PA, 2011.

11. Попов Е.Ю., Ромушкевич Р.А., Попов Ю.А. Измерения тепловых свойств пород на стандартных образцах как необходимый этап теплофизических исследований месторождений углеводородов // Геология и разведка. – 2017. – № 2. – С. 56–70.

12. Результаты доизучения геологического строения пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения путем непрерывного теплофизического профилирования керна / Попов Е.Ю., Чехонин Е.М., Сафонов С.С. [и др.] // EAGE «Геомодель-2014», Геленджик, 8-11 сентября, 2014.  – http://www.earthdoc.org/%20publication/publicationdetails/?publication=77923.

13. Wiedemann H.-G., Bayer G. Note on the thermal decomposition of dolomite // Thermochimica Acta. – 1987. – V.  121. – Р. 479–485.

В ПАО «НК «Роснефть» ежегодно выполняется более 300 проектно-технических документов (ПТД). Значительная часть (80 %) ПТД содержит новые, а зачастую и прорывные, проектные технологические решения, позволяющие существенно повысить эффективность и рентабельность разработки месторождений и доход государства. Другая часть (20 %) новых ПТД в связи с необходимостью внесения корректировок в текущие планы недропользователя под влиянием динамично меняющихся экономических показателей в стране и, как следствие, в планирование капитальных вложений и эксплуатационных затрат в процессе разработки. Именно в таких случаях необходим адаптированный подход к контролю обеспечения рациональности недропользования, где нет необходимости менять общую стратегию разработки месторождения и пересматривать все решения, а достаточно уточнить тактику. Государство и недропользователь в равной степени заинтересованы в мобильном и своевременном документообороте. Со стороны недропользователя, как автора ПТД, совершенно очевидна упущенная выгода от потери оперативности корректировки решений, необходимости привлечения ресурсов для подготовки «больших ПТД» под задачи, которые при надлежащем изменении нормативной базы можно решить с меньшими затратами. Со стороны государства – это снятие административных барьеров, минимизация затрат экспертов при согласовании «больших ПТД». Кроме того, обе стороны получают доход за счет оперативного внедрения более эффективных решений.

Одним из инструментов решения указанной задачи могло бы стать введение инструмента «Авторский надзор за ПТД». Под авторским надзором за ПТД подразумевается краткий информационный отчет, выполняемый организацией - автором ПТД. Основными задачами авторского надзора являются контроль реализации проектных решений и технико-экономических показателей, принятых в ПТД, с раскрытием и анализом причин, обусловивших их расхождения с фактическими параметрами; оперативная корректировка технологических показателей без изменения ключевых проектных решений; выдача адресных рекомендаций, направленных на достижение проектных показателей; оценка общей экономической эффективности разработки месторождений в текущих условиях. Данный информационный отчет должен предоставляться на согласование Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых в течение года, в котором отмечается невыполнение проектных показателей по месторождению.

Список литературы

1. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 14.06.16 г. № 356 (в ред. приказа № 638 от 20.09.19 г.) «Об утверждении правил разработки месторождений углеводородного сырья». – https://base.garant.ru/71475396/

2. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 20.09.19 г.  № 639 «Об утверждении правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья». – https://base.garant.ru/72804616/

3. Приказ Минприроды России от 19.06.20 г. № 368 «О внесении изменений в Правила разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные приказом Минприроды России от 14 июня 2016 г. N 356». – http://docs.cntd.ru/document/561372497

4. Какие обстоятельства относятся к обстоятельствам непреодолимой силы (форс-мажору) и какие последствия они влекут // СПС «КонсультантПлюс». – 2020. – http://www.consultant.ru/

5. Постановление Правительства РФ от 25.05.16 г. № 459 «О внесении изменения в пункт 25 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами». – https://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/71307614/

6. Трудноизвлекаемые запасы природных углеводородов: опыт и перспективы разработки // Доклады всероссийской научно-практической конференции имени Н.Н. Лисовского 06.2018 г.

В настоящее время одной из основных особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов с поддержанием пластового давления является интенсивное заводнение при высоких давлениях закачки для достижения целевой компенсации отборов и увеличения коэффициента охвата пластов. По мере роста давление закачки достигает значений, превышающих давление разрушения породы. При этом наблюдается самопроизвольное развитие техногенных трещин вдоль линий максимальных горизонтальных напряжений – эффект автоГРП. В таких условиях режим заводнения требует тщательного контроля параметров работы всей системы поддержания пластового давления – от кустовых насосных станций до нагнетательных скважин. Недостаточный контроль может привести к преждевременному обводнению добывающих скважин и образованию зон с аномально высоким пластовым давлением, в которых отсутствует возможность проведения геолого-технических мероприятий, а следовательно, к потерям добычи нефти и недостижению проектного коэффициента извлечения нефти, а также росту операционных затрат на сбор, подготовку и закачку неэффективного объема воды.

В статье рассмотрены методы выделения проблемных «перекачанных» зон и определения нагнетательных скважин, приемистость которых необходимо ограничить. Проведен анализ инфраструктуры системы поддержания пластового давления. Выполнены сценарные расчеты на гидродинамическом симуляторе, по результатам которых определены оптимальные значения приемистости и забойного давления. Предложен комплексный подход к оптимизации режимов заводнения на выбранных участках с целью сокращения потерь добычи нефти, который позволяет повысить технологическую и экономическую эффективность. Приведены результаты опытно-промышленных работ по ограничению неэффективного объема закачки рабочего агента на Приобском месторождении.

Список литературы

1. Управление заводнением многопластовой залежи Приобского месторождения с помощью оборудования одновременно-раздельной закачки / В.А., Байков Р.З. Зулькарниев, А.М. Зорин, И.В. Фахретдинов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 10. – С. 92–95.

2. Гидродинамические исследования скважин в многопластовых нагнетательных скважинах в условиях превышения давления закачки над давлением раскрытия трещин / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Э. Озкан [и др.] // SPE-136199. – 2010.

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

4. Гидродинамические методы контроля за развитием трещин автоГРП при заводнении в низкопроницаемых коллекторах / А.Я. Давлетбаев, Г.Ф. Асалхузина, Д.С. Иващенко [и др.] // SPE-176562-RU. – 2015.

Проведен эксперимент в «трубе горения» высокого давления для оценки эффективности закачки воздуха с целью получения углеводородов из керогенсодержащих пород, а также для сравнения методов тушения фронта горения. Тест состоял из нескольких этапов, в том числе подачи воздуха, остановки подачи воздуха, повторной инициации горения и тушения фронта азотом. Пиролитические исследования образцов, выгруженных из трубы горения, показали, что за фронтом горения произошли полное вытеснение и преобразование смолистоасфальтеновых веществ и керогена. По мере удаления от фронта горения количество преобразованного органического вещества уменьшалось. По результатам экстракции выгруженных образцов раздробленного керна, расположенных перед фронтом горения, отмечаен вал синтетической нефти, который не дошел до выхода из трубы горения на момент остановки подачи воздуха. Коэффициент вытеснения и генерации углеводородов на момент остановки фронта на середине модели составил 26,6 % (по массе), при этом 15,6 % приходится на углеводородные газы, а 11 % на нефть. Отмечена значительная газификация керогена. На момент остановки фронта содержание образованных из керогена углеводородов составило 28,6 %, что указывает на эффективность процесса с точки зрения генерации углеводородов. Однако результаты косвенно указывают на значительную генерацию синтетических углеводородных газов, которые необходимо отслеживать на месторождении на начальных этапах закачки воздуха.

Список литературы

1. Лабораторные исследования закачки воздуха в керогенсодержащие породы. Ч.1 /Т.М. Бондаренко, Д.А. Метт, В.Д. Немова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. - № 6. – С. 46–50.

2. Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments / F. Behar, V. Beaumont, H.L. De, B. Penteado // Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP 56, 111–134. https://doi.org/10.2516/ogst:2001013.

В статье представлен комбинированный подход к анализу исследований горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП). Подход включает анализ и интерпретацию промысловых данных о добыче нефти и забойном давлении с учетом результатов интерпретации промыслово-геофизических исследований по определению профиля притока вдоль горизонтального ствола. Предлагаемый подход к интерпретации промысловых данных о добыче нефти и забойном давлении в ГС с МГРП, помимо оценки неизвестных параметров (проницаемость пласта, проводимость трещин, скин-фактор и др.) позволяет уточнить параметры заканчивания скважины – вычислить индивидуальные полудлины трещин в ГС с МГРП. Для иллюстрации сути методики в статье приведена последовательность действий при реализации комплексного подхода.

Апробация предложенного подхода выполнена на промысловых данных. Проведено сопоставление результатов, полученных с помощью существующего и усовершенствованного подхода к интерпретации промысловых данных, с использованием модели ГС с различными трещинами гидроразрыва. Показано, что построенная модель характеризуется большей достоверностью по сравнению с моделью с одинаковыми трещинами и может быть использована для прогнозирования работы скважины. Комбинированный подход к совместному планированию и интерпретации результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований учитывает неравномерность притока вдоль ствола ГС с МГРП, что в перспективе позволит более корректно прогнозировать дополнительную добычу нефти при проведении различных селективных мероприятий на отдельных стадиях и повысит эффективность геолого-технических мероприятий в ГС с МГРП.

Список литературы

1. Анализ кривых падения давления после нагнетательных тестов при гидроразрыве пласта / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, А.М. Ильясов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 41–45.

2. Диагностирование переориентации трещины при повторном гидроразрыве пласта с помощью анализа данных по добыче/давлению и моделирования в геомеханическом модуле программного комплекса «РН-КИН» / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, А.И. Федоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 42–46.

3. Планирование и анализ нагнетательных тестов при проведении ГРП и DFIT в низкопроницаемых коллекторах с применением ПК «РН-ГРИД» / А.Я. Давлетбаев, Н.А. Махота, А.Х. Нуриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. –  № 10. – С. 77–83.

4. Комбинирование анализа добычи и недослеженных ГДИС методом КВД в условиях низкопроницаемых пластов для газовых скважин / Д.З. Ишкин [и др.] // SPE-181974. – 2016. – http://dx.doi.org/10.2118/181974-RU

5. Разработка автоматизированной системы для интерпретации данных добычи / В. Котежков, А. Маргарит, А. Пустовских, А. Ситников //

SPE-187755. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187755-RU

6. Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий / Н.А. Морозовский, В.М. Кричевский [и др.] // Инженерная практика. – 2015. – № 11. – С. 93-98.

7. Оптимизация работы горизонтальных скважин с многостадийными ГРП по данным скважинных исследований / В.М. Кричевский, Н.А. Морозовский, Д.Н. Гуляев, М.М. Биккулов // SPE-176566-RU. – 2015.

8. Первый опыт геофизических исследований протяженных горизонтальных скважин при байпасировании электроцентробежных насосов / Р.К. Яруллин, А.С. Валиуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 62–65.

9. Примеры интерпретации данных мини-ГРП в низкопроницаемых коллекторах / Н.А. Махота, А.Я. Давлетбаев, А.И. Федоров [и др.] / SPE-171175-RU. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171175-RU.

10. Powell J.D. Michael. The BOBYQA algorithm for bound constrained optimization without derivatives // Technical Report. – 2009. – 39 p.

11. Van Everdingen A.F., Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs // JPT. – 1949. – № 1 (12). – Р. 305–324.

12. Ozkan E. Performance of horizontal wells. – Oklahoma, Tulsa University, 1988.

В статье рассмотрена технология снижения количества аварийных ситуаций в процессе строительства добывающих скважин с помощью методов машинного обучения, разработанная специалистами НПО «СНГС». Данная технология, основанная на элементах концепции Индустрии 4.0 (цифровизация, искусственный интеллект, интернет вещей, технологии распределенного реестра (блокчейн)) интегрирована в цифровую технологическую платформу «Унофактор®», позволяющую сопрягать различные программные и программно-аппаратные компоненты в единый технологический процесс. Отмечена необходимость обеспечения неизменности первичной информации при ее передаче, что достигается за счет внедрения технологии блокчейн при сборе, хранении и передаче данных. Приведены методы решения задачи прогнозирования аварийных ситуаций различного класса и вида с учетом применимости методов машинного обучения при поступлении данных бурения любого вида скважин в пределах изучаемого участка. Представлены результаты внедрения данной технологии на примере определения интенсивности поглощения бурового раствора планируемой к строительству скважины на основе плана строительства и исторической информации по соседним объектам, а также минимальные требования для внедрения с учетом универсальности цифровой платформы «Унофактор®». Показано, что первоочередными объектами для внедрения разработанной технологии являются скважины высокой технологической сложности, так как предлагаемая технология минимизирует финансовые затраты на исправление недочетов и ошибок при проектировании и строительстве. В разряд таких объектов подпадает большинство газовых скважин, в частности находящихся в сложных горно-геологических условиях Восточной Сибири. Актуальной задачей для авторов данной технологии является внедрение разработанной технологии на шельфовых объектах и объектах поисково-разведочного бурения.

Список литературы

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – http://docs.cntd.ru/document/499011004

2. РД 08-254-98. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. – http://docs.cntd.ru/document/1200005950

3. Крылов В.И., Сухенко Н.И. Борьба с поглощением при бурении скважин. – М.: Недра, 1968. – 176 с.

4. Винниченко В.М., Гончаров А.Е., Максименко Н.Н. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин. – М.: Недра, 1991. – 169 с.

5. Заявка на пат. РФ №2019144411/03. Способ снижения аварийных ситуаций в процессе строительства нефтегазовых скважин с применением машинного обучения / О.В. Захаров, И.В. Захаров; дата подачи 27.12.19.

6. Индустрия 4.0: Создание цифрового предприятия. –  https://www.pwc.com/gx/en/industries/industries-4.0/landing-page/industry-4.0-building-your-digital-...

7. Ньюмен С. Создание микросервисов. – СПб.: Питер, 2016. – 304 с.

8. Программа расчета нейронной сети для прогнозирования осложнений и аварий в процессе строительства нефтегазовых скважин (НейроSet) / О.В. Захаров, С.О. Косенков, Ю.С. Четырин. – Программа для ЭВМ; свидетельство № 2019667775; правообладатель ООО «НПО «Союзнефтегазсервис».

В условиях истощения традиционных запасов углеводородов перспективным источником поддержания и наращивания добычи являются нетрадиционные и трудноизвлекаемые запасы нефти и газа. В частности, в ПАО НК «Роснефть» с каждым годом увеличивается объем бурения на низко- и сверхнизкопроницаемые коллекторы ачимовских отложений, которые характеризуются проницаемостью (0,1-0,5)×10^-3 мкм², песчанистостью 10-30 %, высокой расчлененностью и низкой связностью песчаных тел пласта.

В настоящее время проводится большое количество исследований в проектировании оптимальных систем разработки низкопроницаемых и низкосвязных коллекторов и способов создания физически содержательных моделей для технико-экономической оценки эффективности проектных решений. Однако немногие из них описывают систематические подходы к выбору оптимальных систем разработки и, в частности, принятию решений о корректировке режима разработки.

В статье дано описание интеллектуального помощника для выбора систем разработки объектов, содержащих трудноизвлекаемых запасы, – «Система поддержки принятия решений при разбуривании новых участков низкопроницаемых коллекторов». Интеллектуальный помощник позволяет в автоматизированном режиме выбирать и предлагать оптимальные проектные решения при разбуривании целевых объектов с трудноизвлекаемыми запасами. Рассмотрены основные блоки данной системы, реализация которых выполнена в виде комплексного модуля Smart-ГиР в автоматизированном корпоративном программном комплексе «РН-КИН» с привлечением алгоритмов машинного обучения. В процессе разработки интеллектуального помощника созданы алгоритмы кластеризации участков целевых объектов ачимовских отложений и их аналогов. Сформирована база данных результатов многовариантного 3D геолого-гидродинамического моделирования и разработана нейросетевая суррогатная модель, которая воспроизводит результаты численных расчетов. Автоматизированный интеллектуальный помощник реализован в корпоративном программном комплексе «РН-КИН» (Smart-ГиР).

Список литературы

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

2. Определение критериев выбора оптимального способа разработки в низкопроницаемых коллекторах / Е.В. Белоногов, А.А. Пустовских, Д.А. Самолов [и др.]  // SPE-182041-RU. – 2016.

3. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 62-65.

4. Закревский К.Е., Попов В.Л. Вариограммный анализ геологических тел // Экспозиция Нефть Газ. – 2018. – № 1. – С. 27–31.

5. Закревский К.Е., Лепилин А.Е., Новиков А.П. Анализ взаимных зависимостей параметров геологических моделей месторождений углеводородов // Территория Нефтегаз. – 2018. – № 10. – С. 20–26.

6. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин / В.А. Краснов, И.В. Судеев, Е.В. Юдин [и др.] // Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 30–34.

7. Подбор оптимальных систем разработки для текущих зон бурения в условиях неопределенности геологических и технологических параметров / Д.Р. Нурлыев, И.И. Родионова, Э.П. Викторов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 60–63.

8. Оптимизация проектных решений и систем заканчивания скважин при разработке сверхнизкопроницаемых и сверхнеоднородных пластов / И.И. Родионова, М.А. Шабалин, А.А. Мироненко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 72–76.

9. Влияние неоднородности пласта на прогнозный коэффициент извлечения нефти на северном лицензионном участке Приобского месторождения / А.В. Тимонов, А.В. Сергейчев, И.Р. Ямалов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. –  № 11. – С. 38–40.

10. Анализ геологической неопределенности при стохастическом моделировании геологических тел / А.Э. Федоров, А.А. Аминева, И.Р. Дильмухаметов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 24–28.

11. Многовариантная оптимизация системы разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Ачимовской свиты / А.Э. Федоров, И.Р. Дильмухаметов, А.А. Поваляев [и др.] // SPE-201811-RU. – 2020.

12. Система поддержки принятия решений при разбуривании новых участков низкопроницаемых коллекторов Ачимовских отложений и их аналогов с использованием алгоритмов машинного обучения / А.Э. Федоров, Б.И. Сулейманов, А.А. Поваляев [и др.] // SPE-201921-RU. – 2020.

13. Larue & Hovadik. Connectivity of channelized reservoirs: a modelling approach // Petroleum Geoscience. – 2006. – V. 12. – P. 291–308;

14. Application of Artificial Intelligence Algorithms for Tight Oil Field Development / A.A. Povalyaev, A.E. Fedorov, B.I. Suleymanov [et all.] // Conference Proceedings, First EAGE Digitalization Conference and Exhibition. – 2020. – November. – Р. 1–5.

15. Tight Oil Development in RN-Yuganskneftegas / M. Shabalin, G. Khabibullin, E. Suleymanov [et all.] // SPE-196753-MS. – 2019.

Процедура вывода на режим добывающих скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов, строго регламентируется нормативными документами и требует периодического мониторинга величины притока жидкости из пласта, необходимой для охлаждения погружного электродвигателя. Температурный режим электродвигателя можно оценить либо с помощью специальных глубинных датчиков термоманометрической системы, либо при отсутствии таковых в составе насосной установки по косвенным измерениям. Наиболее распространенными являются измерения уровня жидкости в пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ (затрубном пространстве) эхолотом, дебита скважины по автоматической групповой замерной установке, буферного давления и давления газа в затрубном пространстве скважины. В некоторых случаях, при отсутствии показаний датчиков термоманометрической системы, непосредственный замер дебита или уровня жидкости в затрубном пространстве скважины невозможен. В частности, такая ситуация возможна при освоении скважин после бурения, текущего или капитального ремонта.

В статье рассмотрена проблема расчета отсутствующих при освоении скважины параметров (дебита или уровня жидкости в затрубном пространстве скважины). Постановка задачи является упрощенной, что позволяет получить аналитическое выражение, связывающее дебит скважины с уровнем жидкости в затрубном пространстве и электрическими параметрами погружного электродвигателя насосной установки. Использование данного аналитического выражения в качестве основы для разработки алгоритма «виртуального расходомера» позволяет путем интерпретации замеренных электрических параметров погружного электродвигателя насосной установки и параметров уровня жидкости в затрубном пространстве скважины оперативно оценить дебит скважины. Решение обратной задачи (при заданном дебите скважины) позволяет рассчитать уровень жидкости в затрубном пространстве скважины – параметр, который необходим для оценки притока жидкости из пласта. Точность расчета с использованием алгоритма «виртуального расходомера» оценена путем сопоставления результатов расчета с данными из технологических карт вывода насоса на режим для скважин Западно-Сибирского региона.

Список литературы

1. Автоматизация сбора и подготовки данных (В)ТМС для проведения гидродинамических исследований скважин с использованием «виртуального расходомера» / А.А. Пашали, М.А. Александров, А.Г. Климентьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 60–63.

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

3. Масандилов Л.Б., Москаленко В.В. Регулирование частоты вращения асинхронных двигателей. – М.: Энергия, 1978. – 96 с.

В настоящее время нефтегазовая отрасль ориентирована на разработку нетрадиционных запасов, в частности, газогидратов, битуминозных песчаников, отложений каменного угля и глинистых сланцев, при этом добыча газа из последних носит уже промышленный характер. К таким объектам относится также баженовская свита рассмотренного в статье месторождения. Добываемая продукция баженовского объекта в настоящее время поступает в общий поток добываемой жидкости месторождения на дожимную насосную станцию с установки предварительного сброса воды и центрального пункта сброса воды цеха предварительной подготовки нефти.

В статье рассмотрены результаты исследования процесса подготовки смеси нефти баженовской свиты и традиционных коллекторов месторождения в различных соотношениях в условиях соблюдения технологического режима  подготовки нефти. Подобраны деэмульгаторы, обеспечивающие необходимую степень обезвоживания таких смесей различного состава на объектах подготовки нефти исследуемого месторождения, обеспечивающие необходимое качество нефти и сбрасываемой воды по содержанию остаточных нефтепродуктов и механических примесей. Приведены результаты исследования процесса подготовки нефти при изменении состава смеси нефти баженовской свиты и традиционной нефти в результате проведения операций гидравлического разрыва пласта. Установлено, что наиболее эффективными реагентами для разделения водонефтяных эмульсий в зависимости от соотношения смеси нефть баженовской свиты ‒ традиционная нефть исследуемого месторождения являются деэмульгаторы Реагент 6 (в дозировке 19,0 г/т), Реагент 9 (24,9 г/т), Реагент 11 (25,0 г/т), Реагент 12 (24,4 г/т), Реагент 2 (21,3 г/т).

Список литературы

1. Аксельрод С.М. Добыча сланцевой нефти: состояние и перспективы (по материалам зарубежной прессы) // Каротажник. – 2013. – № 8. – С. 94–130.

2. Ампилов Ю. Сланцевая нефть России. Перспективы добычи в условиях санкций и падения цен на нефть // Oil & Gas Journal Russia. – 2015. – № 3. – С. 24–30.

3. Ильинский А.А. Перспективы использования нетрадиционных ис-точников УВС в энергетике // Санкт-Петербургский научный форум «Новые технологии для новой экономики России». VIII Петербургская встреча лауреатов Нобелевской премии. – СПб., 2013. – С. 57–61.

4. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Роль нетрадиционных источников углеводородного сырья в минерально-сырьевой политике // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2013. – № 1. – С. 21–24.

5. Основные виды источников нетрадиционных ресурсов УВС и перспективы их освоения / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, В.И. Пырьев [и др.] // Всероссийское совещание «Методические проблемы геологоразведочных и научно-исследовательских работ в нефтегазовой отрасли», посвященное 60-летию образования ФГУП «ВНИГНИ». – М., 2013. – http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2566.pdf.

6. Крюков В.А., Селезнева О.А. Нефтегазовые ресурсы в меняющейся институциональной среде // Экономический журнал ВШЭ. – 2013. – № 3. – C. 407–429. – http://www.hse.ru/data/2013/12/19/1338922109/Крюков.pdf.

 7. Нефтегазоносность глубокопогруженных отложений Восточно Европейской платформы / Л.Г. Кирюхин, М.И., Капустин М.И. Лоджевская [и др.]. – М.: Недра, 1993. – 317 с.

 8. Цветков Л.Д., Цветкова Н.Л. Сланцевая нефть России // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». – 2013. – № 5 (16). – С. 219–230.

9. Некоторые аспекты формирования нефтегазоносных углеродистых отложений на территории России / М.В. Рыкус, А.С. Огнева, Е.Ф. Смолянец, М.С. Антонов // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 1. – С. 48–59.

В статье рассмотрены особенности транспорта смеси высокопарафинистых нефтей. При транспорте рассматриваемой смеси нефтей возникают осложнения, связанные с выпадением смешанных кристаллов парафина в потоке перекачиваемой нефти и образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на нефтепромысловом оборудовании. Как следствие, существенно возрастают затраты на перекачку нефти. Цель работы заключалась в поиске эффективного метода предотвращения образования АСПО в потоке нефти. Наиболее современным и эффективным методом ингибирования образования АСПО в потоке перекачиваемой нефти в настоящее время является применение депрессорных присадок, добавление минимальных объемов которых в поток позволяет снизить температуру застывания перекачиваемой нефти до необходимых значений.

Для подбора депрессорных присадок проведен комплекс исследований по определению физико-химического состава нефти, депрессии температуры застывания нефти при дозировках присадок, изменяющихся от 300 до 1500 г/т. Изучено влияние эффективных дозировок депрессорных присадок на температуру начала кристаллизации парафина и реологические характеристики нефти. Определены основные физико-химические характеристики свойств потоков нефти, пробы которой отобраны до и после проведения гидроразрыва пласта. Установлено, что нефть, отобранная после выполнения операций гидроразрыва пласта высокопарафинистая, обладает высокой температурой застывания. Проведен также гидравлический расчет напорного нефтепровода установки подготовки и перекачки нефти с использованием полученных реологических параметров нефти. Для определения снижения давления применен метод оценки распределения градиента давлений по профилю трубопровода. Рассмотрена экономическая целесообразность применения депрессорной присадки.

Список литературы

1. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 268–284.

2. Иванова Л.В. Регулирование низкотемпературных свойств нефтяных систем разного уровня сложности: дис. ... д-ра хим. наук. – М., 2016. – 323 с.

3. Методология подбора реагентов для ингибирования высокопарафинистых нефтей / П.Н. Шадрина, Л.И. Фархутдинова, А.И. Волошин [и др.] // Нефтегазовое дело. –2016. – Т. 14. – № 4. – С. 64–68.

4. Пат. 2495408 РФ. Способ определения температуры кристаллизации парафинов в нефти / А.Ю. Михалев, Ю.П. Михалев, Р.В. Агиней, А.Н. Волков, В.Л. Онацкий; заявитель и патентообладатель ООО «ВНИИГАЗ». – № 2012110446/28; заявл. 19.03.12; опубл. 10.10.13.

5. Совершенствование подхода к определению межочистного периода для промысловых трубопроводов в условиях образования водных скоплений / А.В. Алферов, Р.И. Валиахметов, П.В. Виноградов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 82–85.

6. Концепция системы мониторинга надежности и эксплуатации промысловых трубопроводов / А.В. Аржиловский, А.В. Алферов, Р.И. Валиахметов, Е.Б Данилейко / Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9 (1139). – С. 128–132.

В статье рассмотрено комплексное исследование воздействия нефтепродуктов (реактивного и дизельного топлив), их смесей, подтоварной воды и внутритрубных смолистых отложений (ВСО), образующихся в процессе транспорта и хранения топлив, а также их биозараженности на коррозионную стойкость трубной стали. Наличие в нефтяных топливах даже следов воды, минеральных загрязнений и благоприятная температура (15 °С и более) позволяют различным группам микроорганизмов активно развиваться. Способность микроорганизмов усваивать углеводороды топлив приводит к ухудшению качества нефтепродуктов и возникновению проблем при их хранении, транспортировке и применении, вызывает нарушение работы датчиков топливной системы, засорение фильтров, повреждение внутренних защитных покрытий и вследствие этого коррозию трубопроводов, резервуаров и систем техники, использующих биозараженное топливо.

Выполнена оценка микробной популяции в исследуемых топливах, подтоварной воде и отложениях по следующим представителям микроорганизмов: сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), аэробные бактерии (АБ), углеводородокисляющие бактерии (УОБ), микроскопические грибы или микромицеты (МГ). В результате исследований показано влияние микробиологической зараженности и наличия примесей в топливе на коррозионные процессы и качество топлив при их транспорте и хранении. Минимизировать риск коррозионных и биоповреждений удалением воды практически невозможно, поскольку остаточная вода даже в незначительных количествах обеспечивает среду обитания, в которой могут развиваться микробные сообщества. Установлено присутствие в подтоварной воде резервуаров СВБ, УОБ и АБ в количестве от 10²-10⁶ кл/мл воды . Особенно критичным фактором, способствующим коррозии, является высокое содержание СВБ, которое превышает уровень возникновения коррозионных повреждений в 1000 раз. Наличие УОБ в нефтепродуктах (авиационном и дизельном топливе) в количестве более 1000 КОЕ/мл опасно тем, что при их росте и развитии в указанных средах происходит постепенная деструкция углеводородов, приводящая к появлению в топливе водорастворимых кислот (рН=4,56).

Список литературы

1. Кривушина А.А. Микромицеты в авиационном топливе: автореф. дис… канд. биол. наук. – М., 2012. – 26 с.

2. Оценка опасности биокоррозии подземных стальных сооружений / Л.П. Худякова, А.А. Шестаков, И.Р. Фархетдинов, А.В. Широков // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 9 (1). – С. 232–239.

3. Graef M.S. An analysis of microbial contamination in military aviation fuel systems. – USA: Storming Media, 2003. – 236 p.

4. Ямпольская Т.Д., Шахалай Т.В. Биоповреждения горюче-смазочных материалов в условиях северных регионов. Известия Самарского научного центра Российской академии наук. – 2010. – Т. 12. – № 1 (5). – С. 1250–1255.

5. Васильева А.А., Чекунова Л.Н., Полякова А.В. Влияние температуры на рост и жизнеспособность Hormonicus resinae и Philaphora sp., развивающихся в авиационном топливе // Микология и фитопатология. – 2009. – Т. 43. – С. 312–316.

6. Вигдорович В.И., Романцова С.В., Нагорнов С.А. Окислительные и коррозионные процессы в резервуарах хранения нефтепродуктов // Вестник Тамбовского Университета. Сер. Естественные и Технические науки. – 2000. – Т. 5. – № 1. – С. 3–8.

7. Passman F. Microbial contamination control in fuel and fuel systems since 1980 // International Biodeterioration & Biodegradation. 81. – 2013. – V. 81.– P. 88–104.

8. Пискунов В.А., Зрелов В.Н. Влияние топлив на надежность реактивных двигателей и самолетов. Химмотологическая надежность. – М.: Машиностроение, 1978. – 270 с.

9. Литвиненко С.Н. Защита нефтепродуктов от действия микроорганизмов. – М.: Химия, 1977. – 144 с.

10. Физико-химические и эксплуатационные свойства реактивных топлив. Справочник / Н.Ф. Дубовкин, В.Г. Маланичева, Ю.П. Массур, Е.П. Федоров. – М.: Химия, 1985. – 240 с.

11. ShkIlniuk I., Boichenko S. Methodically organizational principles of biologial stability providing of aviation fuels // Transactions of the institute of aviation. – 2014. – No. 4 (237). – P. 76–83.

12. Методы общей бактериологии: в 3 т. / под ред. Ф. Герхарда  [и др.]. – М.: Мир, 1983.

13. Ямпольская Т.Д., Шахалай Т.В. Биоповреждения горюче-смазочных материалов в условиях северных регионов. Известия Самарского научного центра Российской академии наук. – 2010. – Т. 1. – № 1 (5). – С. 1250–1255.

14. Тимофеев Ф.В. Обеспечение безопасности функционирования химмотологической системы Техника-ГСМ-Эксплуатация на трубопроводном транспорте. Мир нефтепродуктов // Вестник нефтяных компаний. – 2019. – № 4. – С. 19–26.

15. Совершенствование системы обеспечения качества нефтепродуктов при транспортировке трубопроводным транспортом / С.Б. Хотничук [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 5. – С. 88–96.

16. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. – Л.: Недра, 1974. – 320 с.

Эксплуатация и развитие месторождений нефти и газа требуют решения вопросов оптимизации выработки и потребления электроэнергии, применения современных энергоэффективных технологий, позволяющих обеспечить непрерывное энергоснабжение морских гидротехнических сооружений (ГТС). Специфической особенностью освоения морских нефтяных месторождений является сложность обеспечения «гибкости» систем энергоснабжения всего парка ГТС, позволяющих оперативно подстраиваться под изменения технологической схемы разработки, обустройства, способов эксплуатации месторождений, имеющих соответствующие текущему состоянию мощности и резервы.

В целях обеспечения непрерывного производства в СП «Вьетсовпетро» создана уникальная, энергоэффективная система автономного энергоснабжения ГТС – Единая система централизованного электроснабжения (ЕСЦЭ). Энергоэффективность ЕСЦЭ достигнута за счет реализованной системы утилизации нефтяного газа, подготовленного в качестве топливного для турбогенераторов энергетических центров. В статье показаны основные элементы ЕСЦЭ, внедренные системы ограничения токов короткого замыкания и компенсации реактивной мощности. Внедрение ЕСЦЭ позволило повысить коэффициент утилизации нефтяного газа, сократить эксплуатационные затраты, повысить качество и надежность подачи электроэнергии. Создание цифрового двойника ЕСЦЭ дало возможность значительно сократить затраты времени, оптимизировать капитальные и эксплуатационные затраты при модернизации и развитии энергосистемы. Рассмотрены этапы создания ЕСЦЭ и текущее состояние. Показан баланс генерации и потребления электроэнергии на установившемся режиме. Приведены фактические данные о сокращении эксплуатационных затрат. Показана перспектива развития энергосистемы – электроснабжение мобильных ГТС, полноценное внедрение системы оперативно диспетчерского управления и на ее основе современной системы технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования по фактическому техническому состоянию, что обеспечит значительное сокращение производственных затрат.

Список литературы

1. Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю., Яшков В.А. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Высшая школа, 2001. – 336 с.

2. Алгоритмы: построение и анализ / Т. Кормен, Ч. Лейзерсон, Р. Ривест, К. Штайн. – М.: Вильямс, 2005. – 1296 с.

3. Schmitt H. Guideline on the impacts of fault current limiting devices on protection systems. – Сigre publication, 2008. – 76 с.

4. Назарычев А.Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния. – Иваново: ИГЭУ, 2002. – 158 с.

В статье представлен анализ методик и программных средств для моделирования последствий возможных аварий на объектах трубопроводного транспорта с целью выбора наиболее точных для прогнозирования ущерба, определения необходимых сил и средств для локализации и ликвидации аварии, а также проектирования защитных сооружений. В рамках разработки системы менеджмента качества организации, осуществляющей услуги по трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов, в части повышения эффективности планирования и реализации процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий возможных аварий важную роль играет прогнозирование. Прогнозирование последствий аварий предполагает оценку наиболее вероятных сценариев возможных аварий, потенциальных мест их возникновения, моделирование последствий аварий с определением зон поражения опасными факторами аварии, определение ущерба от аварии. Рекомендована методика моделирования разливов нефти и нефтепродуктов на основе учета рельефа местности как один из способов прогнозирования последствий аварии на объектах магистрального трубопроводного транспорта в качестве инструмента повышения эффективности организации процессов, связанных с предупреждением, локализацией и ликвидацией последствий аварий.

Список литературы

1. http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports/

2. https://tass.ru/obschestvo/8643555

3. Слепнев В.Н., Максименко А.Ф. Основные принципы построения системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий аварий на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 4. – С. 456–468. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-4 456-467.

4. Слепнев В.Н., Максименко А.Ф. Организация системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации аварий на объектах трубопроводного транспорта // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 106–111. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-2-106-111.

5. Ландшафтное моделирование аварийных разливов жидких воспламеняющихся веществ и его влияние на точность прогнозных оценок техногенного риска / С.А. Хлуденев [и др.] // Научные исследования и инновации. – 2013. – Т. 7. – № 1–4. – С. 147–156.

6. Лисина Д.О., Глебова Л.В. Моделирование нефтяных разливов как метод предварительного планирования аварийных ситуаций // Геология, география и глобальная энергия. – 2014. – № 3 (54). – С. 139–142.

7. Гильманов С.А. Численное моделирование разлива над непроницаемым грунтом // Труды Института механики УНЦ РАН. – 2012. – Вып. 9. – С. 69–71.

8. Елистратов Н.Л., Оленчикова Т.Ю. Математическое моделирование и прогнозирование последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов // Всероссийская научно-практическая конференция. Южно-Уральская молодежная школа по математическому моделированию. – Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2014. – С. 52–59.

9. Баишева А.Р., Сайфутдинова Г.М. Геоинформационное моделирование аварийного разлива нефти при решении задач трехмернй визуализации ситуаций на территории резервуарного парка // В сб. Геоинформационные технологии в проектировании и создании корпоративных информационных систем. – Уфа: Уфимский гос. авиационный технический ун-т, 2012. – С. 109–115.

10. Негодин В.А. Использование платформы ASP.NET при разработке приложения для моделирования аварийного разлива нефти // Форум молодых ученых. – 2019. – № 8 (36). – С. 184–186.

11. Куракина Н.И., Мышко Р.А. ГИС моделирование нефтяных разливов на магистральных трубопроводах // Известия СПбГЭТУ «ЛЭТИ». – 2020. – № 2. – С. 53–60.

12. Математическое моделирование поверхностного стока и переноса загрязнений / В.А. Гитис [и др.] // Информационные процессы. – 2007. – Т. 7. – № 2. – С. 168–182.

13. Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива и определение возможного объема нефти с учетом рельефа местности / С.А. Половков [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 12. – С. 88–93.

14. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 20–29.

15. Разработка дополнительных защитных сооружений от разливов нефти, нефтепродуктов на основе трехмерного моделирования / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 2. – С. 197–205. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-2-197-205.

16. Системный подход к защите Арктики от последствий аварий на магистральных трубопроводах / И.Р. Айсматуллин [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.ru. – 2018. – № 5. – С. 66–72.