Устойчивость развития минерально-сырьевого центра (МСЦ) как единой ресурсно-инфраструктурной системы, включающей главные ресурсную и транспортную подсистемы, определяется двумя основными показателями: обеспеченностью добычи ресурсной базой и возможностью транспортной системы обеспечить вывоз прогнозных объемов продукции.

В статье выполнен анализ системообразующего проекта Южной промышленной зоны п-ва Ямал «Новопортовское месторождение» компании «Газпром нефть». В структуре данного проекта выделены четыре МСЦ, которые различаются ресурсной базой, транспортной системой и основными потребителями: экспортные – действующий Новопортовский нефтяной морской и строящийся Новопортовский газовый трубопроводный; обеспечивающие местное потребление – действующий Каменномысский газовый локальный и строящийся Новопортовский газовый локальный. Проведена оценка обеспеченности Новопортовского нефтяного МСЦ запасами и ресурсами добычи. Выделены группы объектов, вносящих наибольший вклад в развитие базы нефтедобычи, и определены мероприятия, которые будут способствовать ее развитию. Приведена структура действующей логистической схемы вывоза нефти МСЦ. В том числе представлены характеристики судов, которые решают различные задачи вывоза товарной продукции, такие как отгрузка, каботажные перевозки, перевалка, экспортные перевозки и др. На основе проектных уровней добычи оценена потребность в танкерах, определены период, в течение которого необходимо привлечение дополнительного флота на условиях фрахта, и время высвобождения судов проекта, которые могут быть направлены на реализацию других проектов компании. Приведены характеристики товарной продукции МСЦ – нефти сорта «Новый Порт». Для Новопортовского газового трубопроводного МСЦ оценена обеспеченность вывоза товарного газа, исходя из проектных уровней добычи, потребления для собственных нужд и пропускной способности газопровода.

Список литературы

1. 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.

2. https://www.gazprom-neft.ru/company/major-projects/new-port

3. https://www.gazprom.ru/projects/yamal/

4. Савельев В.А., Мухаметзянов Р.Н., Нуриев М.Ф. Состояние и перспективы разработки месторождений ОАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 12. – С. 9–12.

5. Григорьев М.Н. Минерально-сырьевые центры: критерии выделения и принципы локализации. // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 18. – C. 8–13.

6. Айдашов Н.Ф., Виноградова А.А., Левочкин В.В. Эффективность разработки нефтяных оторочек c применением гидродинамического моделирования на примере Новопортовского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 39–41.

7. Интегрированный подход к разработке нефтяных оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения / Д.А. Сугаипов, Д.Ю. Баженов, С.С. Девятьяров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 60–63.

8. https://miskamenskoe.ru/tinybrowser/files/territorial-noe-planirovanie/pzz/ 01/2020_asts_om-mys_kamennyy.pdf

9. https://gge.ru/press-center/news/novyy-gazoprovod-ot-mestorozhdeniy-yamala-proydet-cherez-akvatoriyu...

10. https://tass.ru/ekonomika/7269509

11. https://neftegaz.ru/news/companies/203455-gazprom-neft-i-pravitelstvo-yanao-dogovorilis-ob-organizat....

12. https://www.interfax.ru/business/659296

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

14. Григорьев М.Н. Оценка особенностей обеспеченности добычи запасами нефти // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 10–13.

15. Захаров Е. Новый порт приписки // Сибирская нефть. – 2014. – № 7. – C. 45–51.

16. Григорьев М.Н. Развитие морской транспортировки арктических нефти и конденсата // Бурение и нефть. – 2020. – № 9. – С. 16–25.

17. Практические рекомендации капитанов СКФ по управлению судами в ледовых условиях. – М.: Паулсен, 2019. – 296 с.

18. 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.

19. https://www.gazprom-neft.ru/press-center/news/unikalnaya_sistema_upravleniya_arkticheskoy_logistikoy...

20. https://www.spglobal.com/platts/ru/market-insights/latest-news/oil/071520-­chem­china-receives-china...

21. https://www.gazprom-neft.ru/press-center/news/gazprom_neft_vper­vye_pos­ta­vila_arkti­­cheskuyu_neft...

Площадные несейсмические методы – одно из стратегических направлений развития геолого-разведочных работ (ГРР). Их применение может способствовать повышению качества оценки перспектив нефтегазоносности изучаемых территорий. На лицензионных участках ПАО «Газпром нефть» на территории Восточной Сибири метод зондирование становлением поля в ближней зоне (ЗСБ) является одним из основных несейсмических методов при планировании и проведении ГРР, а также при формировании геолого-геофизической основы для последующего принятия решений о заложении поисково-разведочных скважин и доразведке месторождений.

В статье рассмотрено создание устойчивой практики принятия решений о целесообразности применении метода ЗСБ на основе научно-технологического обоснования и оценки возможности использования данного метода для решения геологических задач в различных регионах. Практика оценки возможности тиражирования технологии ЗСБ основана на выполнении синтетического моделирования сигналов. В рамках работы определены основные параметры и численные пределы, позволяющие на предварительном этапе оценить ожидаемую эффективность применения технологии ЗСБ в комплексе ГРР. Дано описание матрицы применимости технологии на основе метрик, позволяющих в том числе дать методические рекомендации по объему и применению метода ЗСБ. Приведены примеры проведения ГРР в Восточной Сибири, а также показан полный цикл предварительной оценки эффективности ГРР в различных регионах. Отмечено, что преимуществом предложенного подхода заключается в ранжировании набора поисковых и оценочных зон, расположенных в различных регионах присутствия компании «Газпром нефть», по эффективности применения технологии ЗСБ в комплексе ГРР. Всего в рамках работы оценены возможности применения электроразведки на девяти объектах в Восточной и Западной Сибири, Волго-Уральском регионе и Томской области.

Список литературы

1. Развитие несейсмических методов в периметре ПАО «Газпром нефть»/ Г.С. Григорьев, О.А. Захарова, Е.В. Любимов [и др.] // SPE 191670. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191670-18RPTC-MS

2. Современная практическая электроразведка / А.В. Поспеев, И.В. Буддо, Ю.А. Агафонов [и др.]. – Новосибирск: Изд-во «ГЕО», 2018. – 228 с.

3. Возможности и ограничения электроразведочных работ в условиях Восточной Сибири / Р.А. Ошмарин, А.В. Останков, С.В. Компаниец, О.В. Токарева // SPE 182082. – 2016. – https://doi.org/10.2118/182082-MS

4. Интеграция площадных геофизических методов для повышения достоверности прогноза типа насыщения и фильтрационно-емкостных свойств и залежей в Восточной Сибири / П.Я. Мостовой, Р.А. Ошмарин, А.В. Останков [и др.] // SPE 191673. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191673-18RPTC-MS

5. Water Injection Design: Ink Carbonate Field / S. Zimin, D. Burdakov, V. Sibilev [et al.] // Proceedings of EAGE Conference «GeoBaikal 2018», 2018. – DOI: 10.3997/2214-4609.201802026.

6. Применение комплексного подхода при интерпретации материалов МОГТ 3D и высокоплотной электроразведки для повышения успешности поисково-разведочного бурения в условиях Восточной Сибири / И.В. Кубышта, Ю.В. Павловский, С.В Компаниец [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – C. 2–5.

7. Best Practices of Exploration: Integration of Seismic and Electrical Prospecting / V. Vorobev, I. Safarov, P. Mostovoy [et al.] // SPE 196138. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196138-MS

8. Opportunities to predict of the saturation of the Neocomian sediments (layers of БУ15-20) of the Srednemossoyakhsky megaswell according to the data of electromagnetic researches of the TEM/ O. Tokareva, V. Gomulisky, Z. Shobohonova [et al.] // EAGE. – 2019. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.201900575

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из старейших в Якутии, хорошо изучено как 2D, так и 3D сейсморазведкой. Накоплен большой опыт обработки сейсмических данных в этом регионе, который позволяет получать информацию приемлемого качества. Однако остается ряд нерешенных проблем, которые существенно осложняют получение качественного сейсмического изображения и выполнение интерпретации.

В статье рассмотрены основные проблемы, присущие сейсмическим данным на Среднеботуобинского месторождения (верхняя чать разреза, трапповые тела, кратные волны и др.). На примере специальной обработки, выполненной с применением глубинной миграции до суммирования, показаны пути решения данных проблем на основе передовых технологий обработки сейсмических данных. Приведены методики построения модели верхней части разреза на основе томографического уточнения и инверсии поверхностных волн, методики компенсации влияния траппа на нижележащие пласты. Дано описание передовых технологий подавления кратных волн и шумоподавления на основе моделирования и адаптивного вычитания помех. Разработанный специалистами ПАО «НК «Роснефть» комплексный подход к обработке сейсмических данных с использованием глубинной миграции до суммирования позволил существенно улучшить качество сейсмического материала и повысить надежность интерпретации. Однако не все проблемы удалось решить. В статье даны рекомендации по дальнейшему развитию технологий сейсморазведки для повышения качества сейсмического материала в будущем. Отмечено, что необходимо совершенствование технологий как в области обработки сейсмических данных (новые подходы к сигнальной обработке, инверсия с учетом формы импульса (FWI) и др.), сейсмогеологического моделирования, так и при проведении полевых работ (повышение плотности съемок, использование нодальных систем регистрации).

Список литературы

1. Возможность подавления кратных волн на основе алгоритмов моделирования в условиях высокоскоростного разреза сибирской платформы / Д.Н. Твердохлебов, В.С. Коробкин, Е.А. Данько [и др.] // Геофизика. – 2018. – № 1. – С. 2–14.

2. Специальная обработка широкоазимутальных СРР 3D в сейсмогеологических условиях Сибирской платформы / А.Б. Клешнин, Д.Н. Твердохлебов, А.С. Чиргун [и др.] // Геобайкал, 2018. – https://www.earthdoc.org/content/papers/10.3997/2214-4609.201802035

3.  Конечно-разностное сейсмогеологическое моделирование с целью повышения эффективности обработки и качества интерпретации сейсмических данных / Д.Н. Твердохлебов, Е.А. Данько, Е.Г. Каширина [и др.] // Геофизика. – 2017. – № 6. – С. 10–18.

4. FWI as an effective solution for land near-surface model building into the area with complex geological settings: Eastern Siberia case study / D. Tverdokhlebov, V. Korobkin, A. Kleshnin  [et al.] // First Break. – 2019. – V. 37. – No. 10 – P. 39–47.

5. Гуренцов Н.Е., Твердохлебов Д.Н.  Комплексный подход к проектированию систем наблюдения 3D сейсморазведки на основе сейсмогеологического моделирования // ГеоЕвразия-2018. – https://www.gece.moscow/materialy

В Азербайджане в связи с уменьшением нефтегазовых ресурсов в ловушках антиклинального типа появилась необходимость поиска неантиклинальных ловушек (литологических, стратиграфических, тектонически экранированных и др.) с целью увеличения энергетических запасов республики. Для изучения закономерностей распределения петрофизических параметров отложений на площади Кала-Тюркан на основе скважинных данных построены структурные карты по подкирмакинскому горизонту, что позволило проанализировать изменение прогнозируемых коэффициентов эффективной пористости, песчанистости, эффективной толщины и проницаемости по площади и разрезу. Анализ показал достаточно высокие значения параметров, что свидетельствует о высокой нефтегазоносном потенциале коллекторов и наличии условий, благоприятных для накопления углеводородов в породах подкирмакинской свиты на участке исследования. Результаты исследований свидетельствуют о возрастании значений параметров фильтрационно-емкостных свойств в направлении от северо-западной части к своду (центральной части) участка. Это дает основания утверждать, что здесь имеются все условия для накопления углеводородов, а также указывает на наличие больших остаточных запасов нефти и газа. Для обнаружения и классификации литологических, стратиграфических и тектонически-экранированных неструктурных ловушек выделены и изучены нефтеносные слои по трем геологическим разрезам различного направления. Выявлены, изучены и классифицированы литологически, стратиграфически и тектонически экранированные неструктурные ловушки, приуроченные к калинской свите площади Кала-Тюркан, исследована песпективность их нефтегазоносности. В результате анализа изменений прогнозных значений петрофизических параметров определены закономерности их распределения по глубиной и площади в сводовой, периклинальной и фланговых участках северо-западной части подкирмакинского горизонта.

Список литературы

1. Алескеров Дж.А. Определение времени возникновения неотектонических движений и их роль на миграцию углеводородов и формирование нефтегазовых месторождений (на примере нефтегазовых месторождений Западного Абшерона) // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2007. –  № 6. –  С. 25–30.

2. Месторождения нефти и газа и перспективные структуры Азербайджанской ССР /А.И.  Алиев, Ф.М. Багирзаде, З.А. Буниятзаде [и др.]. – Баку: Элм, 1985. – 108 с.

3. Алиев Г.Р. Миоценовые отложения Апшеронского полуострова и перспективы поисков в них нефтегазовых залежей // В сб. научных трудов. Проблемы нефтегазоносности Кавказа. – М.: Наука, 1988. – С. 75–80.

4. Геология нефтяных и газовых месторождений Азербайджана / А.А. Ализаде, Г.А. Ахмедов, А.М. Ахмедов [и др.]. – М.: Недра, 1966. – 384 с.

5. Гусейнова М.А. Неантиклинальные типы ловушек и их характер распределения на месторождении Сулу-Тепе //Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2–3. – С. 59–66.

6. Ганбаров Я.Х., Ибрагимли М.С. Классификация неантиклинальных типов ловушек, обнаруженных во впадинах Евлах-Агджабеди //Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8. – С. 1–4.

7. Бабазаде Б.К. Классификация залежей и месторождений нефти и газа Азербайджана и рациональная методика их разработки. – М.: Недра, 1964. – С. 102–105.

На накопление клиноформных толщ Северо-Чукотского мегапрогиба значительное влияние оказали тектонические процессы. С растяжением, которые проявились в ундоформных частях клинотем, коррелируются этапы затопления и накопления отложений трансгрессивных трактов. Со сжатием, складчато-надвиговыми деформациями и воздыманием, проявившимися прежде всего на периферии мегапрогиба (складчатом обрамлении) и отразившимися в пределах бассейна, связаны эпизоды активной работы источников сноса, врезания речных систем и этапы формирования отложений нижних системных трактов. Помимо тектонических процессов на осадконакопление влияли глобальные климатические и океанографические события. Наиболее выраженные трансгрессии и регрессии коррелируются друг с другом в рассматриваемом регионе, что послужило основой стратиграфической привязки отражающих сейсмических горизонтов. В апт-сеноманское время происходил снос осадков с поднятий Новосибирско-Чукотской складчато-надвиговой системы; в сеномане – трансгрессия на фоне режима растяжения. С сеномана по середину палеоцена происходило заполнение Северо-Чукотского мегапрогиба, сопряженное со сменой процессов растяжения на сжатие. К середине палеоцена сформировался палеошельф, который был затоплен в ходе трансгрессии вследствие процессов растяжения и прогибания. С этого времени по середину эоцена клиноформные комплексы накапливались в условиях расчлененного рельефа при высоком положении уровня моря на фоне климатического оптимума. В середине эоцена в областях, являвшихся источником сноса обломочного материала, произошло воздымание при синхронном похолодании, что вызвало падение относительного уровня моря и врезание речных систем. С середины эоцена по конец олигоцена накапливались преимущественно отложения нижнего системного тракта. В конце олигоцена – начале миоцена началось потепление, и уровень моря постепенно повышался, а клинотемы регрессивно выстраивались в Северо-Чукотском мегапрогибе, при этом их высоты нарастали. В самом конце миоцена - начале плиоцена раскрытие Берингова пролива вызвало последнюю значительную трансгрессию в регионе.

На основе проведенного секвенс-стратиграфического исследования в осадочном чехле Северо-Чукотского мегапрогиба сделано предположение о наличии элементов углеводородных систем. Песчаные коллекторы аллювиально-дельтового генезиса прогнозируются в ундоформных частях близ кромки клиноформ в кампан-датских, лютетских и рюпель-хатских отложениях. Глубоководные песчаные коллекторы развиты в клино- и фондоформных частях кампан-датских, лютетских и рюпель-хатских и лангских образованиях. Нефтематеринские толщи прогнозируются в сеноман-туронских, танетских, хат-аквитанских и плиоценовых отложениях. Ловушки преимущественно литологически ограниченные, реже комбинированные. Среди структурных ловушек выделяются складки обратного волочения и бескорневые складки.

Список литературы

1. Построение стратиграфического каркаса осадочного чехла Северо-Чукотского мегапрогиба на основе анализа траектории смещения кромки клиноформ в пространстве / М.В. Скарятин, В.Н. Ставицкая, И.В. Мазаева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 20–26.

2. Nikishin A.M., Malyshev N.A., Petrov E.I. Geological structure and history of the Arctic Ocean. - Houten: EAGE Publications bv, 2015. – 88 p.

3. Depositional and sedimentologic factors affecting the reservoir potential of the Cretaceous Nanushuk Group, central North Slope / A.C. Huffman, T.S. Ahlbrandt, I. Pasternack [et al.] // Geology of the Nanushuk Group and related rocks, North Slope Alaska, US Geological Survey Bulletin. – 1985. – V. 1614. – Р. 61–74. – https://dggs.alaska.gov/pubs/id/4561

4. Zykov E.A., Gusev E.A. Burial Paleovalleys of Chukchi Shelf Problems of Arctic and Antarctic. – 2015. – V. 3. – P. 66–76.

5. Molenaar C.M. Subsurface correlations and depositional history of the Nanushuk Group and related strata, North Slope, Alaska // Geology of the Nanushuk Group and Related Rocks, North Slope, Alaska, US Geological Survey Bulletin. – 1985. – 1614. - https://dggs.alaska.gov/pubs/id/4560 

6. Houseknecht D.W., Bird K.J., Schenk C.J. Seismic analysis of clinoform depositional sequences and shelf-margin trajectories in Lower Cretaceous (Albian) strata, Alaska North Slope // Wiley. – 2009. – № 21. – Р. 644–654. –  https://pubs.er.usgs.gov/publication/70037485

7. Lease R.O., Houseknecht D. Timing of Cretaceous shelf margins in the Colville basin, Arctic Alaska (abs.). – 2017. – Р. 51–52. – http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/abstracts/pdf/2018/ 90302ps/abstracts/ndx_lease.pdf.html

8. Hubbard R.J., Edrich S.P., Rattey P.R. Geologic evolution and hydrocarbon habitat of the «Arctic Alaska Microplate» // Marine and Petreoleum Geology. – 1987. – V. 4. – https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/0264817287900195 

9. Snedden J.W., Chengjie L. A Compilation of Phanerozoic Sea-Level Change, Coastal Onlaps and Recommended Sequence Designations // Search and Discovery. – 2010. – No. 40594. – http://www.searchanddiscovery.com/documents/2010/40594snedden/ndx_snedden.pdf

10. Haq B.U., Hardenbol J., Vail P.R. Chronology of fluctuating sea levels since the Triassic // Science. – 1987. – V. 235. – P. 1156–1167.

11. Trends, Rhythms, and Aberrations in Global Climate 65 Ma to Present / J. Zachos, M. Pagani, L. Sloan [et al.] // Science. – 2001. – V. 292. – № 5517. – P. 686–693.

12. Геологическое развитие Чаунской впадины (северо-восток России) в палеогене и неогене. Статья 1. Палеоген / Г.Н. Александрова // Бюл. Моск. общества испытателей природы. Отд. Геол. – 2016. – Т. 91. – Вып. 4–5. – С. 148–164.

13. Backman J., Moran K. Arctic Coring Expedition. Paleoceanographic and tectonic evolution of the central Arctic Ocean // ECORD. – 2004. – № 3. – P. 4.

14. Episodic fresh surface waters in the Eocene Arctic Ocean / H. Brinkhuis, S. Schouten, M.E. Collinson [et al.] // Nature. – 2006. – V. 441. – P. 606–609. – DOI:10.1038/nature04692

15. Геологическое развитие Чаунской впадины (северо-восток России) в палеогене и неогене. Статья 2. Неоген / Г.Н. Александрова // Бюл. Моск. общества испытателей природы. Отд. Геол. – 2016. – Т. 91. – Вып. 6. – С. 11–35.

В статье рассмотрены вопросы прогнозирования неоднородности проницаемости отложений в процессе построения геологической модели. Отмечено, что от корректности данной операции во многом зависит эффективность применения водогазового воздействия на залежи углеводородов. Наличие зон трещиноватости и ее существенной изменчивости в пределах одной ячейки геологической модели существенно осложняет проектирование водогазового воздействия. Показано, что общепринятые способы прогнозирования фильтрационных свойств продуктивных отложений на основании эмпирической зависимости проницаемости от пористости по керну имеют ряд недостатков. Предложено для оценки фильтрационных свойств применять вероятностные методы, которые были с успехом апробированы при построении геологических моделей газовых залежей, приуроченных к терригенным отложениям Ямало-Ненецкого автономного округа. С этой целью на основании результатов лабораторных исследований керна необходимо рассчитать эмпирическую зависимость вероятности наличия проницаемости для каждого превышения кондиционных значений класса коллекторов по А.А. Ханину от пористости. Выполнена адаптация полученных закономерностей к масштабу ячейки геологической модели. С этой целью ячейки представлены как совокупность условных пород, размеры которых сопоставимы с лабораторными образцами. С помощью генератора случайных чисел виртуальным разностям присвоены значения пористости с таким условием, чтобы их среднее значение равнялось пористости, определенной по каротажу. Для каждого условного образца рассчитана вероятность превышения кондиционных значений соответствующих классов. После усреднения полученных значений рассчитана зависимости вероятностей наличия определенных групп коллекторов. Это позволило построить гистограммы распределения проницаемости для каждой ячейки геологической модели.

Список литературы

1. Обобщение результатов водогазового воздействия на восточно-перевальном месторождении / В.В. Шкандратов, Н.А Демьянинко., Д.А. Астафьев, Е.Н. Мальшаков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 9. –  С. 77–85.

2. Анализ системы заводнения с применением статистических методов обработки данных / А.Ю. Сенцов, И.В. Рябов, А.А. Анкудинов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 8. – С. 5–9.

3. Экспресс-метод определения параметров системы разработки с учетом геологической неоднородности пласта / Е.А. Спирина, С.А. Рабцевич, Д.Р. Мулюков, А.В. Колонских // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 7. – С. 54–57.

4. Fluvial architecture and four-dimensional saturation modeling of a steam flood: Kern River field, California / D.K. Larue, J.P. Allen, D. Beeson // AAPG Bull. – 2020. –  V. 104. – N 4. – P. 1167–1196. – DOI: 10.1306/12031919080.

5. Михайлов Н.Н. Туманова Е.С., Зайцев М.В. Степенной закон фильтрации и его следствия для низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 34–37.

6. Богданов О.А. Выделение пластов с малоизмененным характером насыщения продуктивных отложений в процессе разработки газовых залежей // Наука и техника в газовой промышленности. – 2016. – № 3. – С. 40-45.

7. Богданов О.А., Страхов П.Н. Оценка фильтрационных свойств терригенных отложений сеноманского яруса северной части Западной Сибири при построении геологических моделей залежей углеводородов // Наука и техника в газовой промышленности. – 2017. – № 1. – С. 3–8.

8. Исследование неоднородностей нефтегазоносных отложений / П.Н. Страхов, В.Н. Колосков, О.А. Богданов, А.Б. Сапожников. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 189 с.

9. Geostatistical Earth modeling of cyclic depositional facies and diagenesis / T. Le Blévec, O. Dubrule, C.M. John, G.J. Hampson // AAPG Bull. – 2020. – V. 104. – N 3. – P. 711–734. – DOI: 10.1306/05091918122.

10. Ranking and Upscaling of Geostatistical Reservoir Models Using Streamline Simulation: A Field Case Study / H. Ates, A. Bahar, S. El-Abd [et al.] // SPE-81497. – 2003.

11. Investigation of permeability change in ultradeep coal seams using time-lapse pressure transient analysis: A pilot project in the Cooper Basin, Australia / A. Salmachi, E. Dunlop, M. Rajabi [et al.] // AAPG Bull. – 2019. – V. 103. – N 1. – P. 91–107. – DOI: 10.1306/05111817277.

12. Сапожников А.Б. Необходимость актуализации принципов стадийности геологоразведочных работ с целью оптимизации выявления и освоения скоплений углеводородов. //Недропользование XXI век. – 2019. – № 3 (79). – C. 20–24.

13. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741-MS. – 2017.

В статье представлены результаты обобщения накопленных за многолетний период разрозненных данных о гидрогеологической стратификации, вертикальной и горизонтальной зональности, гидродинамике, геотермии и геохимии подземных вод Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения. Установлено, что гидрогеологические особенности изучаемой территории обусловлены древним возрастом и неравномерной соленосностью пород осадочного чехла, сложностью тектонического строения и проявлениями траппового магматизма, а также сложными климатическими условиями, которые привели к глубокому промерзанию осадочного чехла и формированию толщи многолетнемерзлых пород островного распространения. Многочисленные гидрогеологические комплексы осадочного чехла объединены в три крупные гидрогеологические формации: надсолевую, соленосную и подсолевую. Детально рассмотрены особенности каждой формации. Выявлено, что данные формации гидродинамически изолированы друг от друга, что наряду с разными литолого-фациальными и термобарическими условиями определяет их различия, в том числе гидрогеохимические. Подземные воды исследуемой территории выделяются уникальным химическим составом, который характеризуется высокими минерализацией и степенью метаморфизма. Для соленых вод и рассолов характерна высокая степень обогащения микрокомпонентами. Концентрации таких элементов, как бор, бром, литий, рубидий, стронций, магний, серебро, золото и многих других, во много раз превышает установленные минимальные промышленные нормы, поэтому эти воды могут рассматриваться в качестве перспективного источника гидроминерального сырья. Показано, что все водоносные комплексы помимо научного представляют вполне определенный практический интерес, связанный с развитием нефтегазового комплекса региона, в частности, с техническим и питьевым водоснабжением, обоснованием выбора источников воды для систем поддержания пластового давления, утилизацией высокоминерализованных стоков, определением критериев нефтегазоносности и др. Это в свою очередь определяет необходимость более детального изучения гидрогеологических условий данной территории.

Список литературы

1. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления – важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое нефтегазоносной провинции / А.А. Конторович, А.Э. Конторович, В.А. Кринин [и др.] // Геология и геофизика. – 1988. – № 11. – С. 45–55.

2. Geologic prerequisites for increment of the mineral resources base of the Yurubchen-Kuyumba petroleum production center / N.V. Mel’nikov, E.V. Smirnov, M.A. Maslennikov [et al.] // Russian Geology and Geophysics. – 2017. – V. 58. – Issue 3–4. – P. 479–492.

3. Novikov D.A., Trifonov N.S. Hydrogeologic implications of industrial effluent disposal of the Yurubcheno-Tokhomo field (Siberian Craton, Russia) // Arabian Journal of Geosciences. – 2016. – V. 9. – № 1. – Р. 1–14.

4. Рассолы глубоких горизонтов кимберлитовой трубки Удачная / С.В. Алексеев, Л.П. Алексеева, А.С. Гладков [и др.] // Геодинамика и тектонофизика. – 2018. – № 9 (4). – С. 1235–1253.

5. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А.Э. Конторович, А.Н. Изосимова, А.А. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 1996. – № 37 (8). – С. 166–195.

6. Мельников Н.В., Исаев А.В. Сейсмогеологические модели и перспективные нефтегазоносные объекты вендского комплекса в Байкитской нефтегазоносной области // Геология и геофизика. – 2004. – № 45 (1). – С. 134–143.

7. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 467 с.

8. Кирюхин В.А. Региональная гидрогеология. – Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский гос. горный институт (технический университет), 2005. – 344 с.

9. Букаты М.Б. Гидрогеологическое строение западной части Сибирской платформы (в связи с поисками, разведкой и разработкой месторождений нефти и газа) // Геология и геофизика. – 2009. – Т. 50 (11). – с. 1201–1217.

10. Вожов В.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2006. – 209 с.

11. Литвинова И.В., Сурнин А.И. Температурное поле осадочного чехла Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. – 2016. – № 2 (26). – С. 41–49.

12. Вахромеев А.Г. Месторождения промышленных поликомпонентных рассолов глубоких горизонтов гидроминеральной провинции Сибирской платформы // Вестник ИрГТУ. – 2014. – № 9 (92). – С. 73–78.

Западная часть Удмуртской Республики характеризуется низкой степенью геологической изученности и традиционно относится к землям с неясными перспективами нефтегазоносности. Одним из основных сдерживающих факторов для дальнейшего проведения геолого-разведочных работ является наличие газообразного азота в разрезе среднего карбона. В статье приведены данные о площадном распространении зоны азотного газа, а также общей тенденции изменения его содержания в пределах выявленных нефтяных месторождений региона. Отмечено, что на ряде месторождений имеющих газовые шапки преимущественно азотного состава, значительно усложняются процесс бурения и проведение геолого-технических мероприятий. Проведен сравнительный анализ особенностей азотоносности среднекаменноугольного разреза Прикамского региона. В региональном плане наблюдается тренд повышения содержания азота в западном направлении и его резкого увеличения на широте приграничных восточных районов Удмуртии и Татарстана. Установлено увеличение содержания азота с уменьшением глубины залегания нефтеносных пластов. Формирование азотных газовых шапок связывается с близостью источника и путей миграции азота в пределах Удмуртии и смежных областей. Выполнена градация территории республики по содержанию свободного и растворенного азота. Предполагается, что основным источником азотного газа является глубокозалегающая толща термобарически преобразованных отложений в пределах Камско-Бельского (Калтасинского) авлакогена. Поступление газа в палеозойский этаж наиболее интенсивно происходило в зоне западных ступенчатых бортов авлакогена через Удмуртскую систему разломов. Установлена корреляционная зависимость содержания азота в нефтяном газе месторождений терригенного девона от удаленности от данной разломной зоны. Для рассматриваемой территории приведены примеры объектов, которые могут представлять интерес для дальнейших поисковых работ. Основные перспективы рассматриваемой территории связываются с изучением потенциала нефтеносности верхнефранско-турнейских карбонатных отложений, а также верхнедевонских терригенных отложений.

Список литературы

1. Синявский Е.И., Бусел Г.Ф. Залежи биогенного азота – показатели вертикальной миграции нефти и подземных вод // Геология нефти и газа. – 1967. -№ 4. – С. 47–50.

2 Соколов В.А. Геохимия природных газов. – М.: Недра, 1977. – 336 с.

3. Павлов С.Х., Чудненко К.В. Геохимия азота и углерода в процессе эволюционного развития системы «Вода – порода». Современные проблемы геохимии // Материалы Всероссийского совещания. – Т. 3. – Иркутск:

Институт географии им. В.Б. Сочавы СО РАН, 2012. – С. 230–234.

4. Маврицкий Б.Ф. Термальные воды складчатых и платформенных областей СССР. – М.: Наука, 1971. – 243 с.

5. Природные газы осадочной толщи / А.Н. Воронов, А.Х. Махмудов, З.Н. Несмелова [и др.] / под ред. В.П. Якуцени. – Л.: Недра, 1976. – 344 с.

6. Волынец В.Ф., Задорожный И.К., Флоренский К.П. Об изотопном составе азота в земной коре // Геохимия. – 1967. – № 5. – С. 58–59.

7. Проворов В.М. Особенности геологического строения верхнедевонско-турнейского палеошельфа и нефтеносности территории Западного Прикамья // Нефть и Капитал. – 2003. – №  5 (12). – С. 9–13.

Эффективность бурового раствора зависит не только от его состава и концентрации компонентов, но и от результатов сложных физико-химических взаимодействий между раствором и скважиной, обусловленных особенностями разреза. На характер и интенсивность таких взаимодействий влияют технология и буровое оборудование. В статье рассмотрены исследования выбуренной мелкодисперсной твердой фазы и ее влияния на буровой раствор. Приведены результаты детального изучения твердой фазы бурового раствора. Дано описание геолого-технических факторов и степени их влияния на минеральный, гранулометрический состав и концентрацию частиц твердой фазы. Оценено влияние твердой фазы на функциональность бурового раствора. Анализ проведен с учетом практического опыта бурения эксплуатационных скважин на терригенные продуктивные отложения в Восточной Сибири. Установлено, что твердая фаза преимущественно состоит из частиц карбонатных пород, а также имеются частицы кварца, ангидрита и глинистых минералов. Минеральный состав твердой фазы и его изменение при углублении скважины в целом соответствует принятой геолого-геофизической информации о разрезе. Отмечено, что относительное процентное содержание частиц карбонатных пород в буровом растворе при бурении на терригенные отложения незначительно снижается к забою и зависит от профиля скважины. Содержание частиц кварца, ангидрита и глинистых минералов умеренно увеличивается с углублением забоя. Показано, что определяющее влияние на минеральный состав твердой фазы оказывают геологические особенности, профиль скважины и применяемый породоразрушающий инструмент. Размеры, в первую очередь максимальные, и концентрация частиц твердой фазы определяются задействованным оборудованием системы очистки и технологией приготовления и применения бурового раствора. Сделан вывод, что в условиях Восточной Сибири минералогический состав выбуренной твердой фазы инертен по отношению к буровому раствору. Негативно на функциональность бурового раствора могут влиять гранулометрический состав и количество частиц твердой фазы.

Важнейшим направлением обеспечения потребностей Республики Узбекистан в энергетическом сырье является увеличение добычи нефти и газа. Это требует дальнейшего развития нефтегазовой отрасли, увеличения объемов бурения, совершенствования техники и технологии строительства нефтяных и газовых скважин. Накопленный опыт показывает, что бурение нефтяных и газовых скважин в Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области Узбекистана осуществляется в основном на площадях с осложненными условиями. Основными осложнениями являются поглощение бурового раствора, потеря устойчивости ствола скважины, его сужение вследствие набухания глинистых пород, проявления высокоминерализованной воды-рапы из соленосных отложений, прихваты бурового инструмента и нарушение естественной проницаемости продуктивных пластов. В результате значительно ухудшаются технико-экономические показатели бурения, увеличиваются материальные затраты и время на ликвидацию осложнений при проводке скважин. К числу наиболее распространенных осложнений при строительстве скважин относятся поглощения буровых и тампонажных растворов, на ликвидацию которых затрачиваются значительное время и большое количество дорогостоящих материалов

В статье рассмотрен состав бурового раствора для предупреждения осложнений, связанных с поглощением промывочных жидкостей. Предложено в качестве кольматирующего материала использовать наполнитель, изготовленный из рисовой шелухи, а также сухой полимерный наполнитель, полученный на основе рисового комбикорма. Приведены технологические параметры разработанных составов бурового раствора для предупреждения осложнений, связанных с поглощением промывочных жидкостей, а также результаты лабораторных исследований. Предложенный состав бурового раствора с полимерным наполнителем прошел лабораторные и опытно-промысловые испытания в АК «Узбурнефтегаз» и рекомендован к промышленной апробации.

Спискок литературы

1. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геолого-разведочных скважин. – М.: Недра, 1982. – 293 с.

2. Комилов Т.О., Санетуллаев Е.Е., Умедов Ш.Х. Экспериментальные исследования промывочных жидкостей предотвращающих осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин // Технологии нефти и газа. – 2019. – № 1. – С. 42–44.

3. Результаты бурения ствола скважины на площади учкызыл в условиях поглощения бурового раствора / Д.Р. Махаматхожаев, Т.О. Комилов, С.А. Юсуфхужаев, Ш.Д. Рахматов // Технологии нефти и газа. – 2019. – № 4. – С. 51–56.

4. Разработка состава бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов на месторождениях Ферганской нефтегазоносной области / Д.Р. Махаматхожаев, Т.О. Комилов, Ш.Д. Рахматов, Е.Е. Санетуллаев // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 6. – С. 36–41.

5. Умедов Ш.X., Комилов Т.О., Санетуллаев Е.Е. Исследование особенностей труктуры и компонентов промывочных жидкостей // Булатовские чтения. II Международная научно-практическая конференция. – 2018. – Т. 7. – С. 315–317.

6. Файзиев Х.Д., Махаматхожаев Д.Р., Аминов О.А Нефтеэмульсионный минерализованный буровой раствор для предупреждения набухания глинистых пород в продуктивных пластах // Высокие технологии и перспективы интеграции образования, науки и производства. Труды международной научно – технической конференции. – Ташкент, 2006. – Т. 1. - С. 251–254.

7. Агаев М.Х., Рзаев А.А., Амбарцумова Д.Т. Исследование закупоривающей способности инертных наполнителей в непроницаемых трещиноватых породах // Тр. ин-та / АзНИПИнефть. – 1976. –  Вып. 39. – С. 60–63.

8. Булатов А.И. Правда о тампонажных цементах: Исследование и практика применения: в 2 т. Т.1. – Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. – 1012 с.

9. Умедов Ш.Х. Совершенствование промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов. – Ташкент: Fan va texnologiya, 2015. – 120 с.

Основная доля (62 %) текущих извлекаемых запасов нефти месторождений ООО «РН-Уватнефтегаз» приурочена к отложениям тюменской свиты, при этом значительная часть сосредоточена в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Так, на Северо-Тямкинском месторождении проницаемость пластов тюменской свиты не превышает 2·10^-3 мкм². Разработка этих залежей нефти наклонно направленными скважинами (ННС) с гидроразрывом пласта (ГРП) характеризовалась низкими начальными дебитами нефти и высокими темпами их падения, также выявлена неэффективность системы поддержания пластового давления (ППД) при использовании ННС в качестве нагнетательных. Рентабельной технологией разработки трудноизвлекаемых запасов являются системы горизонтальных скважин (ГС) в сочетании с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Целесообразность применения ГС с МГРП в условиях низкопроницаемых пластов тюменской свиты месторождений ООО «РН-Уватнефтегаз» подтверждена опытно-промышленными работами, а также результатами расчетов на детальной секторной гидродинамической модели, в которой воспроизведены типичные свойства рассматриваемых коллекторов и реализовано более 300 технико-экономических расчетов. На основе расчетов на гидродинамической модели и по результатам ОПР выполняется тиражирование систем ГС с МГРП на коллекторами тюменской свиты. На 01.01.20 г. на пласты тюменской свиты Ю₂, Ю₃, Ю₄¹, Ю₄², проницаемость которых изменяется от 0,2 10^-3 до 2 10^-3 мкм², ООО «РН-Уватнефтегаз» пробурено 53 ГС с МГРП. Фактические показатели эксплуатации скважин подтверждают выводы, сделанные на основе теоретических расчетов: средние начальные дебиты нефти ГС более чем в 2 раза превышают начальные дебиты нефти ННС. При этом ГС в среднем вводятся в эксплуатацию при меньшей депрессии. Темпы падения дебитов нефти ГС и ННС сопоставимы. Увеличение длины горизонтального участка ствола и числа стадий МГРП приводит к повышению начальных дебитов и продуктивности ГС. Показано, что при больших начальных дебитах нефти и сопоставимых темпах их падения и ожидаемая добыча нефти ГС значительно превосходит добычу ННС.

Список литературы

1. Эволюция проектных решений по разработке отложений тюменской свиты на примере месторождений Красноленинского свода / А.А. Чусовитин, Р.А. Гнилицкий, Д.С.  Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 58. – С. 54–58.

2. Опыт разработки низкопроницаемых коллекторов тюменской свиты Красноленинского месторождения в АО «РН-Няганьнефтегаз» / Ю.А. Плиткина, Д.П. Патраков, А.С. Глебов // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2. – С. 72–100.

3. Овчаров В.В., Овчарова Л.П. Уточнение оптимального количества трещин ГРП на горизонтальных скважинах при разработке низкопроницаемого коллектора водонефтяных зон викуловских отложений Каменного лицензионного участка Красноленинского НГКМ//Нефтяная провинция. – 2020. – № 2(22). – С. 59–72.

В последние годы в Республике Башкортостан наблюдается снижение объемов добычи нефти, что обусловлено высокой степенью выработки запасов, в основном приуроченных к терригенным пластам. Отмеченное связано с тем, что в ХХ веке основная добыча нефти осуществлялась из песчаных коллекторов. В последние десятилетия на фоне истощения терригенных коллекторов в Республике Башкортостан в разработку активно вводятся в карбонатные коллекторы. В настоящее время основная доля потенциально извлекаемых запасов сосредоточена именно в карбонатных коллекторах. В связи с этим одним из приоритетных направлений работ в нефтедобывающей отрасли региона становится повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов. Основным способом наращивания добычи, интенсификации отборов и подержание темпов падения базовой добычи в карбонатных коллекторах является проведение солянокислотных обработок скважин. В настоящее время в России и за рубежом разработаны и успешно применяются различные модификации данной технологии. При современной линейке технологий солянокислотных обработок и их обширной области применения необходим механизм выбора оптимального способа, который можно было бы определить как «заведомо успешный» для конкретных условий и который позволил бы исключить технологические и экономические риски в случае неудачной обработки.

В статье выполнен ретроспективный анализ солянокислотных обработок для одного из объектов в Республике Башкортостан.На основе результатов анализа выработан алгоритм, сочетающий в себе этапы геологического и технологического подбора скважин для проведения операций. Показано, что применение предложенного алгоритма для конкретного объекта разработки позволяет определить скважины-кандидаты, обработка которых будет успешна с высокой долей вероятности при соблюдении подобранных технологических решений.

Список литературы

1. Интенсификация добычи нефти из карбонатных пластов / Ю.В. Антипин, А.В. Лысенков, А.А. Карпов [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2007. –  № 5. – С. 96–98.

2. Ганиев, Ш.Р., Лысенков, А.В. О классификации карбонатных коллекторов и ее значении при выборе системы воздействия на нефтяные пласты // Нефтегазовое дело. − 2017. − Т. 15. − № 3. – С. 28−32.

3. Бурячок С.А., Малыгин А.В., Ютяев М.А. Эффективная технология направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов//Нефтегазовая вертикаль. − 2014. − № 20. – С. 31−34.

4. Хабибуллин А.Ф., Лысенков А.В. Перспективность кислотного гидравлического разрыва пласта на месторождениях Республики Башкортостан // Молодой ученый. – 2017. – № 22. – С. 217–221.

5. Лысенков А.В. Повышение эффективности комбинированного солянокислотного воздействия при разработке обводненных карбонатных коллекторов: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2009. – 154 c.

6. Лысенков А.В., Баязитова В.Р. Результаты регрессионного анализа эффективности гипанокислотных обработок призабойных зон скважин кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения // Нефтегазовое дело. – 2009. – Т. 7. – № 1. – С. 57–61.

7. К вопросу выбора технологии кислотного воздействия для интенсификации добычи нефти / Ю.В. Зейгман [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 6. – С. 44–50.

8. Мухаметшин В.В. Научно-методические основы системного геолого- технологического обоснования повышения эффективности управления и использования ресурсной базы жидких углеводородов в условиях изменения структуры запасов нефти: дис. ... д-ра техн. наук. – Уфа, 2018. – 580 c.

При заводнении засолоненных пластов низкоминерализованной водой в околоскважинной зоне добывающих скважин могут возникать условия для внутрипластового выпадения твердого солевого осадка (хлорида натрия), что приводит к кольматации порового пространства, снижению проницаемости пласта и продуктивности скважин. Эффекты автокольматации вследствие выпадения хлорида натрия в осадок в поровом пространстве при заводнении засолоненных пластов низкоминерализованной водой характерен для ряда объектов разработки месторождений Восточной Сибири. В статье предложена математическая модель, позволяющая рассчитывать техногенное изменение проницаемости пласта вследствие выпадения твердых частиц хлорида натрия, которое инициированно эффектом перенасыщения фильтрующегося солевого раствора за счет испарения воды на границе с газовой фазой при снижении давления ниже давления насыщения в системе нефть – газ. Показано, что интенсивное выпадение твердого солевого осадка и соответствующее ухудшение проницаемости коллектора происходят на расстоянии около 1 м от стенки скважины. В удаленной части околоскважинной зоны и межскважинном пространстве влиянием данного процесса на фильтрационные потоки в пласте можно пренебречь. Получены расчетные модельные зависимости, описывающие динамику изменения нормированной проницаемости на стенке скважины и скин-фактора, при различных скоростях реакции образования твердого осадка из солевого раствора. Результаты оценки параметров техногенно измененной околоскважинной зоны являются базовой информацией для подготовки дизайнов эффективных геолого-технологических мероприятий, направленных на восстановление продуктивности скважин. В частности, обеспечивается возможность определения оптимального объема пресной воды для проведения промывки околоскважинной зоны пресной водой и корректного планирования сроков проведения мероприятий.

Список литературы

1. Исследование процесса рассоления при разработке засолоненных терригенных коллекторов Верхнечонского месторождения / И.А. Виноградов, А.А. Загоровский, В.А. Гринченко, Я.И. Гордеев // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 74–78.

2. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с.

3. Чертовских Е.О., Лапухов А.С. Проблемы добычи нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении, связанные с отложениями галита // SPE-166895. – 2013.

4. Цыпкин Г.Г. Течения с фазовыми переходами в пористых средах. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2009. – 232 с.

5. Гайдуков Л.А., Николаев В.А., Воробьев В.С. Особенности влияния воды и технологических жидкостей на фильтрационные свойства терригенных коллекторов непской свиты Восточной Сибири // SPE-187880. – 2016.

6. Петрушевский Е.И. Испарение остаточной воды в газовых пластах при изотермической фильтрации // Известия вузов. – 1965. – № 11. – С. 22–25.

7. Веригин Н.Н., Шержуков Б.С. Диффузия и массообмен при фильтрации жидкостей в пористых средах. В кн. «Развитие исследований по теории фильтрации в СССР». – М.: Наука, 1966. – С. 237–313.

8. Богданов А.В., Исмайилов Т.А. Оценка константы скорости растворения галита в открытом объеме и в пористой среде // Вести газовой науки. – 2017. – № 2 (30). – С. 208–213.

9. Гринченко В.А. Повышение эффективности разработки запасов нефти в засолоненных коллекторах: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2013. – 134 с.

В статье представлены результаты анализа эффективности эксплуатации механизированного фонда добывающих скважин в условиях борьбы с осложнениями. Рассмотрены четыре региона добычи нефти в России: Западная и Восточная Сибирь, Урало-Поволжье, Дальний Восток, Южный регион. Выделены десять видов осложнений: солеотложение, коррозионная и эрозионная агрессивность среды, наличие механических примесей, асфальтосмолопарафиновые и газогидратные отложения, высокая вязкость нефти; образование эмульсии; высокие температура пласта и газовый фактор. Приведена сравнительная характеристика эффективности защитных мероприятий, проведенных на осложненном фонде скважин ПАО «НК «Роснефть» в 2019 г., по видам осложняющих факторов с разделением по регионам добычи. В качестве примера рассмотрен такой осложняющий фактор, как коррозионная агрессивность среды. Дано описание широко применяемых в ПАО «НК «Роснефть» технологий противокоррозионной защиты внутрискважинного оборудования, эффективность которых составляет 93 %. Данные технологии базируются на современном комплексном подходе, который включает применение рационального конструирования путем повышения химического сопротивления конструкционных материалов; пассивный метод защиты, основанный на изоляции поверхности металла от агрессивной среды; снижение коррозионной агрессивности среды с помощью химических реагентов; активный метод защиты с применением протекторов, принимающих на себя роль жертвенных анодов. Анализ выполнен на основе данных информационной системы (ИС) «Мехфонд» ПАО «НК «Роснефть». ИС «Мехфонд» является уникальным инструментом для унификации процессов мониторинга и управления механизированным фондом скважин, которая создана с использованием собственных наработок и инновационных алгоритмов расчета эксплуатации оборудования компании. Представленные результаты носят аналитический характер и позволяют определять приоритетные мероприятия по борьбе с осложнениями в добыче нефти на стадиях проектирования и эксплуатации добывающих скважин.

Список литературы

1. Косилов Д.А., Миронов Д.В. Наумов И.В. Корпоративная информационная система «Мехфонд»: достигнутые результаты, среднесрочные и долгосрочные перспективы // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 70–73.

2. Гарифуллин А.Р., Сливка П.И., Габдулов Р.Р. Система автоматического управления операциями по добыче нефти и газа – интеллектуальные скважины // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 12. – С. 24–32.

3. Косилов Д.А. Повышение эффективности управления мехфондом скважин в текущих макроэкономических условиях // Инженерная практика. – 2015. – № 12. – С. 8–11.

4. Топольников А.С. Прогнозирование осложнений при эксплуатации механизированных скважин с помощью программы RosPump // Инженерная практика. – 2014. – № 2. – С. 48–53.

5. Требования по классификации причин отказов и порядок расследования отказов внутрискважинного оборудования механизированного фонда скважин. ПК № П1-01.05 Р-0411: утв. Правилами ПАО «НК «Роснефть» 27.06.18. – М.: 2018.

6. Опыт подбора растворителей для удаления солеотложений из нефтяных скважин с насосно-компрессорными трубами из стали, содержащей 13 % хрома / Э.Р. Ишмияров, А.А. Даминов, А.И. Волошин [и др.] // Инженерная практика. – 2018. – № 11. – С. 26–32.

7. Обоснование выбора технологий защиты осложненного фонда добывающих скважин / А.Ю. Пресняков, А.М. Хакимов, А.И. Волошин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 7 (60). – С. 45–47.

Для повышения нефтеотдачи пластов активно используются технологии заводнения залежей. Эмульсии, которые формируются при движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам, особенно стабильны в случае нефтей с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов. Поэтому весьма актуальна разработка новых технологий обезвоживания высокосмолистой нефти. Важно задачей при использовании физических методов воздействия на водонефтяные эмульсии является выявление оптимальных условий проведения обработки.

В статье рассмотрены результаты исследований влияния времени, температуры и интенсивности ультразвуковой обработки на устойчивость модельной и нативной эмульсий. В качестве модельной эмульсии использована смесь, содержащая (по массе) 80 % раствора нефтяного парафина в керосине (6%-ный раствор), 10 % дистиллированной воды и 10 %высокосмолистой нефти. Модельную эмульсию готовили перемешиванием компонентов смеси при температуре 20 °С в течение 10 мин. Нативная эмульсия содержала 19 % (по массе) пластовой воды. Ультразвуковую обработку эмульсий проводили при частоте поля 22 кГц, интенсивности 2, 6 и 18 Вт/см² в течение 1-15 мин при температуре бани 0 и 20 °С. Последствия ультразвукового воздействия оценивали по количеству выделившейся воды (методика «bottle test») и содержанию воды в нефтяном слое (ГОСТ 2477-65). Микроструктуру эмульсий исследовали с использованием оптического микроскопа AXIO LAB.A1 Carl Zeiss. Показано, что низкочастотный ультразвук (22 кГц) вызывает деэмульсацию модельной эмульсии при оптимальных параметрах ультразвукового воздействия: температура внешнего контура - 20 °С, время - 10 мин, интенсивность поля - 18 Вт/см². Максимальное обезвоживание стабильной нативной эмульсии (до 3 % остаточной воды) достигается при более низкой интенсивности поля – 2 Вт/см². Низкочастотный ультразвук может быть перспективной технологией для транспорта сырой обводненной нефти.

Список литературы

1. Al-Otaibi M., Elkamel A., Al-Sahhaf T. Experimental investigation of crude oil desalting and dehydration // Chem. Eng. Commun. – 2003. – P. 6–82. 2003. – V. 190 (1). -  P. 65–82, – DOI: 10.1080/00986440302094.

2. Ezzati A., Gorouhi E., Mohammodi T. Separation of water in oil emulsions using microfiltration // Desalination. – 2005. – V. 185. – P. 371–382.

3. Separation of heavy crude oil emulsions using microwave radiation for further crude oil analysis / L.O. Diehl, D.P. Moraes, F.G. Antes [et al.] // Sep. Sci. Technol. – 2011. – V. 46 (8). – P. 1358–1364. – DOI: 10.1080/01496395.2011.560590.

4. Исследование интегрированного воздействия 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.

5. Мордвинова Ю.Н., Лоскутова Ю.В. Влияние условий низкочастотного акустического воздействия на стабильность водонефтяных эмульсий // Проблемы геологии и освоения недр. Труды XXIII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 120-летию со дня рождения академика К.И. Сатпаева, 120-летию со дня рождения профессора К.В. Радугина. – Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 2019. – С. 344–346.

6. Pretreatment of crude oil by ultrasonic electric united desalting and dewatering / G. Ye, X. Lu, F. Peng [et al.] // Chin. J. Chem. Eng. – 2008. – V. 16. – P. 564–569.

7. Desalting and dewatering of crude oil in ultrasonic standing wave field / G. Ye, X. Lu, P. Han, X. Shen // J. Petrol. Sci. Eng. – 2010. – V. 70. – P. 140–144.

8. Schoeppel R.J., Howard A.W. Effect of ultrasonic irradiation on coalescence and separation of crude oil-water emulsions // SPE-1507-MS. – 1966. –  https://doi.org/10.2118/1507-MS

9. Nii S., Kikumoto S., Tokuyama H. Quantitative approach to ultrasound emulsion separation // Ultrason. Sonochem. – 2009. – V. 16. – P. 145–149.

10. Nasiri H.G. Demulsification of gas oil/water emulsion via high-intensity ultrasonic standing wave // J. Dispersion Sci. Technol. – 2013. – V. 34. − P. 483–489.

11. Gardner E.A., Apfel R.E. Using acoustics to study and stimulate the coalescence of oil drops surrounded by water // J. Colloid Interface Sci. – 1993. – V. 159. − P. 226–237.

12. Yang X.-G., Tan W., Tan X.-F. Demulsification of crude oil emulsion via ultrasonic chemical method // Petrol. Sci. Technol. – 2009. – V. 27. – P. 2010–2020.

13. Feasibility of low frequency ultrasound for water removal from crude oil emulsions / F.G. Antes, L.O. Diehl, J.S.F. Pereira [et al.] // Ultrason. Sonochem. – 2017. – V. 35. – P. 541–546.

В статье рассмотрено влияние вязкости перекачиваемой жидкости на коэффициент полезного действия центробежных насосов. Показана важность учета изменений энергетических характеристик центробежного насоса при транспортировке вязких жидкостей. Известно, что при транспортировке жидкостей малой вязкости, эффективность центробежного насоса снижается в значительной мере вследствие увеличения потерь на дисковое трение, так как изменение вязкости в первую очередь влияет на дисковые потери и гидравлические сопротивления в каналах рабочего колеса. В связи с этим, при перекачке вязкой нефти потребляемая насосом мощность резко возрастает, а коэффициент полезного действия существенно снижается. Отмечено, что большинство существующих в настоящее время методов пересчета характеристик центробежных насосов с воды на вязкие жидкости основано на экспериментально полученных коэффициентах для пересчета подачи, напора и коэффициента полезного действия насоса. Данные методы являются корректными для определенных типоразмеров насосов и определенных экспериментально исследованных диапазонов вязкости и не позволяют выработать рекомендации по уменьшению негативного влияния вязкости на коэффициент полезного действия центробежных насосов. На основании результатов ранее проведенных исследований показано, что увеличение вязкости перекачиваемой жидкости в первую очередь влияет на дисковые потери и гидравлические сопротивления в каналах рабочего колеса. Рассмотрено влияние дисковых потерь на коэффициент полезного действия насоса. Разработаны предложения для определения снижения напора при перекачке вязкой жидкости с учетом дисковых потерь.

Список литературы

1. Байков И.Р., Трофимов А.Ю., Зиятдинов Р.Р. Повышение энергетической эффективности насосных агрегатов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 4. – С. 53–59.

2. Пекин С.С., Янгулов П.Л. Анализ поправочных коэффициентов пересчета характеристики электроцентробежного насоса при влиянии вязкости добываемого флюида // Экспозиция Нефть Газ. – 2013. – № 2. – С. 68–69.

3. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. – М.: Гостоптехиздат, 1957. – 364 с.

4. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 1985. – 184 с.

5. Влияние вязкости перекачиваемой среды на характеристики магистральных нефтяных насосов / И.Е. Васильев, Д.И. Китаев, Е.П. Коротких, Т.О. Маслова // Молодой ученый. – 2017. – № 9. – С. 42–45.

6. Китаев Д.И. Расчет нефтяного насоса и построение рабочей характеристики. – Воронеж: Воронежский ГАСУ, 2015. – 66 с.

7. Работа центробежных насосов на вязких жидкостях / М.А. Караев, А.Г. Азизов, А.М. Рагимов, Г.Г. Рзаева. – Багу: АГНА, 2005. – 175 с.

8. Перевощиков С.И. Конструкция центробежных насосов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. – 228 с.

9. Проектирование и исследование ступеней динамических насосов / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В., Деговцов [и др.]. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 124 с.

10. Конструкции и расчет центробежных насосов высокого давления / Михайлов А.К., Малюшенко В.В. – М.: Машиностроение, 1971. – 304 с.

11. Пфлейдерер К. Лопаточные машины для жидкостей и газов. – М., Машгиз, 1960. – 683 c.

12. Бажайкин С.Г., Багманов А.А., Михеев А.С. О влиянии вязкости перекачиваемой среды и ширины каналов рабочего колеса центробежных насосов на напорную характеристику // Насосы и Оборудование. – 2014. – № 6. – С. 80–82.

Одним из важнейших приоритетов обеспечения безопасности на производстве является сокращение числа, а в предельном состоянии и полное исключение, крупных производственных происшествий с тяжелыми негативными последствиями, в первую очередь для жизни и здоровья человека, окружающей среды и, что тоже немаловажно, для бизнеса. Для определения приоритетных мероприятий с целью недопущения крупных производственных происшествий применены инструменты для классификации и анализа происшествий на производстве, связанных с нарушениями целостности защитной оболочки, так называемые «события безопасности процесса» (Process Safety Event - PSE), и метод оценки и анализа рисков «Диаграмма галстук-бабочка». В качестве исходных данных для анализа и исследования использованы результаты расследования происшествий уровня PSE-1 и PSE-2 на опасных производственных объектах компании «Роснефть» в 2019 г. и первом полугодии 2020 г. Исследование проведено в два этапа. Первый этап – отнесение непосредственных и системных причин PSE-1 и PSE-2 к предупреждающим и реагирующим барьерам (меры по управлению рисками) и определение барьеров, недостатки или пробелы в которых наиболее часто приводят к крупным происшествиям на производстве. Второй этап – анализ сезонности наиболее крупных происшествий (PSE-1) и выявление связи между общим количеством происшествий и числом наиболее крупных, классифицируемых как PSE-1.

Результаты исследований и расчетов позволили сделать несколько выводов, имеющих практическую ценность. Сокращение количества крупных происшествий и снижение тяжести их последствий обеспечивается другими мероприятиями, а не теми, что направлены на сокращение общей аварийности и повышение эксплуатационной готовности. Применение барьерного подхода при анализе причин крупных происшествий позволяет определить приоритетные мероприятия, реализация которых существенно влияет на частоту и тяжесть крупных происшествий на производстве. Установлено отсутствие существенной связи между количеством крупных происшествий (PSE-1 и PSE-2) и их общим количеством (PSE).

Предложенная методология оценки и анализа происшествий имеет потенциал развития в части разработки и использования более детализированных диаграмм «галстук-бабочка» применительно к наиболее часто повторяющимся видам происшествий, а также к таким типам происшествий, как дорожно-транспортные работы, работы на высоте, электробезопасность и др.

Список литературы

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

2. Методические рекомендации ANSI/API RP 754 «Показатели безопасности процесса для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности». – https://www.api.org/oil-and-natural-gas/health-and-safety/refinery-andplant-safety/process-safety/pr...

3. Отчет № 456 OGP «Производственная безопасность – Практические рекомендации по основным показателям эффективности». – https://www.api.org/oil-andnatural-gas/health-and-safety/refinery-and-plant-safety/process-safety/pr...

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

5. 7 Fundamentals of an operationally excellent management system / Ch. Lutchman, D. Evans, W.Sh. Ghanem Al Hashemi, R. Maharaj. – USA, Boca-Raton: CRC Press, 2015. – 456 p.