В статье рассмотрены вопросы технико-экономической оценки ресурсов и запасов месторождений нефти и газа. Выполнен анализ современной геолого-экономической методологии классификации ресурсов и запасов природных углеводородов. Новая российская классификация позволяет выделить, во-первых, извлекаемые запасы, в которые входят разведанные и изученные категории, во-вторых, ресурсы, включающие неразведанные, перспективные и прогнозные категории. Предложена методика стоимостной экспресс-оценки объема запасов углеводородов, которые могут быть извлечены из недр за период разработки месторождения. Методика позволяет принимать решения по введению запасов нефти в промышленное освоение. На основании решаемой задачи предложена модель оценки рисков для определения эффективности их извлечения. В качестве оценочного показателя использовано «треугольное нечеткое число» предельно-рентабельных извлекаемых запасов на одну добывающую скважину, как основного критерия оценки. Критерий определен расчетным путем по разработанной методике и оценен на основе отклонения регулирующих параметров: капитальных вложений, эксплуатационных затрат и цены на нефть на основе гипотетического варианта. Методика применима на ранних стадиях поисков и разведки залежей нефти категории С₁, С₂ в условиях их вероятностной характеристики при недостаточном объеме информации геолого-технологических параметров. Она позволяет экономически оценить запасы нефти для определения предварительной геолого-экономической целесообразности (нецелесообразности) освоения ресурсов с бурением капиталоемких скважин. Представлены зависимости изменения предельно рентабельных дебитов нефти от уровня цены, рассчитанные для наиболее типичных геолого-технологических и экономических условий разработки продуктивных пластов на новых месторождениях Сургутского свода. Зависимости могут быть рекомендованы для принятия решений о целесообразности промышленного освоения выявленной залежи при современном уровне техники и технологии добычи и действующих нормативах, налогах и ценах. Разработанная методология позволяет выделить экономически эффективные объекты разработки, определить оптимальную динамику добычи и стратегию промышленного освоения нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Закон о недрах (с изменениями на 03.08.18 г.). – https://normativ.kontur.ru/document?moduleId=1&documentId=395750

2. Приказ Минприроды России № 228 от 11.04.19 г. Об утверждении методики «Экспресс-оценки запасов углеводородного сырья». – http://docs.cntd.ru/document/554691573.

3. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2030 года. – http://www.rosnedra.gov.ru/article/8743.html(дата обращения 15.02.18 г.).

4. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Саркисов А.С. Оценка рисков нефтегазовых проектов. − М. ИРЦ «Газпром», 2007. – 260 с.

5. Богаткина Ю.Г. Применение теории нечетких множеств в автоматизированной системе технико-экономической оценки месторождений нефти и газа // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2010. – N 9. – С. 11–14.

6. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс Пресс, – 2020. – 246 с.

Несмотря на то, что за последние 20 лет (с 2001 по 2020 г.) доля нефти в глобальном энергетическом балансе снизилась на 7,6 % (до 30,1 % в 2020 г.), нефть до сих пор является основным энергетическим ресурсом в мировой энергетике. Более 95 % нефти в настоящее время используется для производства горюче-смазочных материалов, а также широкой гаммы продуктов нефтепереработки и нефтехимии, и только около 5 % – в системе централизованной генерации электроэнергии. Тем не менее, ряд экспертов прогнозируют скорое существенное уменьшение доли нефти в мировом энергетическом балансе, основывая свои суждения на ограниченных запасах нефти и ожидаемом скором переводе всех видов транспорта на другие источники энергии (электричество, природный газ, водород и др.).

В статье представлены результаты анализа данных о геологических ресурсах и запасах нефти традиционного, переходного и нетрадиционного типов, которые позволяют сделать вывод, что при использовании существующих и перспективных технологий разработки месторождений добыча нефти может продолжаться более 120 лет. Более того, современные научные представления о генезисе углеводородов позволяют говорить о наличии в недрах Земли громадных, практически неисчерпаемых запасов углеводородов, доступность которых будет зависеть во многом от развития инновационных технико-технологических решений их поиска и выработки, а также от инвестиционной привлекательности их добычи в промышленных масштабах. Ожидания энергетического перехода могут затянуться в силу очевидных научно-технических проблем, связанных с поисками новых видов глобальной энергии, поэтому углеводороды и, в частности, нефть могут быть востребованы еще очень долгое время.

Список литературы

1. BP Statistical Review of World Energy, July 2021. https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html.

2. Природный газ – основа устойчивого развития мировой энергетики / В.Г. Мартынов, В.В. Бессель, В.Г. Кучеров [и др.]. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. – 173 с.

3. Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. – Приказ Министерства Природных ресурсов РФ № 477 от 01.11. 13 г. https://docs.cntd.ru/ document/499058008.

4. Постуглеводородная экономика: вопросы перехода: / Под ред. Е.А. Телегиной. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. – 406 с.

5. Shell Global Energy Resources database. https://www.shell.com/energy-and-innovation/the-energy-future/ scenarios/shell-scenarios-energy-models/energy-resource-database.html#iframe= L3dlYmFwcHMvRW5lcmd5UmVzb3VyY2VEYXRhYmFzZS8jb3Blbk1vZGFs

6. Meyer R.F., Attanasi E.D., Freeman P.A. Heavy oil and natural bitumen resources in geological basins of the world: U.S. // Geological Survey Open-File Report. – 2007. – V.  1084. – 36 p.

7. Kutcherov V., Krayushkin V. The deep-seated abiogenic origin of petroleum: from geological assessment to physical theory // Review of Geophysics. – 2010. – V. 48. – RG1001. – DOI:10.1029/2008RG000270.

8. EIA/ARI World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment Technically Recoverable Shale Gas and Shale Oil Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries outside the United States. – https://www.adv-res.com/pdf/A_EIA_ARI_2013%20. World%20Shale%20Gas%20and%20Shale­%20Oil%20Resource%20Assessment.pdf

9. Dyni J.R. Geology and Resources of Some World Oil-Shale Deposits // Scientific Investigations Report 2005–5294; U.S. Geological Survey: 2006. https://pubs.usgs.gov/sir/2005/ 5294 /pdf/sir5294_508.pdf.

10. Стратификация и детальная корреляция баженовского горизонта в центральной части Западной Сибири по данным литолого-палеонтологического изучения и ГИС / И.В. Панченко, В.Д. Немова, М.Е. Смирнова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2016. – № 6.– С. 22–34.

11. Кучеров В.Г., Бессель В.В. Вызовы и риски глубокого и сверхглубокого бурения // Бурение и нефть. – 2020. – № 3. – С. 12–16.

12. AAPG EMD Bitumen and Heavy Oil Committee Commodity Report / T. Bata, S. Schamel, M. Fusti, R. Ibatulin. – 2017. – 56 p. – file:///C:/Users/vku/Downloads/2017-04-01-EMD-AnnualMeetingCommitteeBitumen%20(1).pdf

13. World Energy Outlook, 2015. https://iea.blob.core.windows.net/assets/5a314029-69c2-42a9-98ac-d1c5deeb59b3/WEO2015.pdf.

14. Kolesnikov A.Yu., Saul J.M., Kutcherov V.G. Chemistry of hydrocarbons under extreme thermobaric conditions// ChemistrySelect. – 2017. – V. 2(4). – P. 1336–1352. – DOI:10.1002/slct.201601123.

Трапповый магматизм является характерной чертой развития древних платформ. В центральных районах Сибирской платформы магматические образования занимают 3 % объема осадочного чехла. В основном магматические образования представлены пластовыми интрузиями – силлами, реже – секущими телами (дайками). В пределах Среднеботуобинского месторождения интрузии приурочены к отложениям юрегинской, нижнетолбачанской, верхнетолбачанской и олекминской свит. Судя по данным бурения, толщины изменяются в весьма узких пределах – от 95 до 112 м. Переработка вмещающих пород магматическим расплавом привела к образованию на их контакте трещиноватых зон, с которыми связаны интенсивные поглощения бурового раствора. Интрузивные образования не только существенно влияют на генерацию и аккумуляцию углеводородов, но и создают определенные риски на различных стадиях изучения месторождения, включая обработку и интерпретацию сейсмических данных, бурение скважин и разработку месторождения. С целью снижения рисков влияния пластовых интрузий на освоение месторождения предложено применять комплексный подход к их изучению, основанный на анализе всей имеющейся геолого-геофизической информации. На примере Сребнеботуобинского месторождения на основе результатов грави- и магниторазведки проведена корреляция полученных аномалий с пространственным положением и размерами интрузивных и эффузивных тел. Более детальное разделение и идентификация трапповых тел по стратиграфии выполнены по данным сейсморазведки и скважинным материалам. Интерпретация кровли и подошвы пластовых интрузий позволила учесть связанные с ними скоростные аномалии и, как следствие, получить более корректный структурный план в целевом интервале разреза. Результаты электроразведочных работ методом зондирования становления поля в ближней зоне дали возможность определить удельное сопротивление в интервалах распространения пластовых интрузий. С учетом анализа данных, полученных при бурении скважин, проведено условное ранжирование зон в плане по степени поглощения бурового раствора. Зоны с минимальным удельным сопротивлением являются более проницаемыми и, как следствие, характеризуются высоким риском поглощения бурового раствора. Составлена концептуальная геологическая модель, объясняющая причины интенсивного поглощения бурового раствора. С учетом данной модели сделаны предложения по минимизации осложнений в процессе бурения. С использованием комплекса данных сейсморазведки, электроразведки и бурения на качественном уровне построена прогнозная карта рисков при разработке месторождения.

Список литературы

1. Сысоев А.П. Прикладные задачи компенсации неоднородности верхней части разреза при обработке и интерпретации сейсмических данных. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. - 88 с.

2. Геология нефти и газа Сибирской платформы / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. – М.: Недра, 1981. – 550 с.

В статье рассмотрен подход к полноценному изучению литолого-фациальных условий накопления карбонатных рифовых отложений, сменяющихся вверх по разрезу смешанными терригенно-карбонатными прибрежно-морскими отложениями, которые в свою очередь сменяются терригенными переходными и континентальными отложениями. Актуальность изучения пермско-триасовых отложений обусловлена тем, что они слагают один из нефтегазоносных комплексов, выделенных в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Ранее по месторождениям им. Р. Требса и им. А. Титова, а также на близлежащих участках изучение пермско-триасового комплекса не проводилось.

Дано краткое описание алгоритма изучения сложнопостроенных терригенно-карбонатных отложений пермско-триасового комплекса, включающего отложения ассельско-сакмарского, артинского и кункурского ярусов, нерасчленного верхнепермского комплекса, а также чаркабожской свиты нижнего триаса. Впервые проведен анализ кернового материала указанных отложений, имеющегося по месторождениям, построены карты атрибутов по данным сейсморазведки 3D и литолого-фациальные карты. Отложения накапливались в разнофациальных условиях, постепенно сменяющих друг друга от морских условий до континентальных. Ассельско-сакмарский комплекс формировался в условиях карбонатной платформы, с развитием органогенных построек, по форме напоминающих связанные между собой «цепочки». В артинско-кунгурское время обстановка сменилась на условия смешанной терригенно-карбонатной береговой линии, при которой накапливались терригенно-карбонатные отложения. Верхнепермские отложения сформировались в условиях дельтовой системы. Отложения чаркабожской свиты накапливались в континентальных условиях, при формировании аллювиальной системы сплетенного типа. Выполнена литологическая типизация разреза, которая в комплексе с данными геофизических исследований скважин и сейсморазведки позволила установить основные закономерности формирования отложений.

Список литературы

1. Dunham R.J., In Ham W.E. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. Classification of carbonate rocks. American Association of Petroleum Geologists Memoir. – 1962. – № 1. – Р. 108-121.

2.  Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллекторы). – Томск: Томский политехнический университет, 2011. – 159 с.

3. Жемчугова В.А. Резервуарная седиментология карбонатных отложений. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2014. - 232 с.

4. Google Maps. – https://www.google.ru/maps

5. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления / Пер. с англ. А.А. Никонова, К.И. Никоновой. – M.: Недра, 1989.  –  294 с.

6. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород (с основами методики исследования). – М.: Высшая школа, 1984. – 416 с.

7. Nichols G. Sedimentology and Stratigraphy, 2009. – Wiley-Blackwell. – 432 р.

В рамках работ по «оцифровке» визуальной методики люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА) проведены опыты с целью количественного определения битумоидов в нефтяных вытяжках методом люминесцентной спектроскопии. Приготовлена коллекция из нефти месторождения Персидского залива с содержанием асфальтенов 7,6 %. Изучены спектры люминесценции в диапазоне концентраций 0,04-0,64 мл на 1 мл хлороформа (эталоны 7-11). В качестве растворителя использован хлороформ для спектроскопии. Измерения спектров люминесценции проведены на флуоресцентном спектрофотометре Varian Cary Eclipse. Диапазон сканирования спектров люминесценции – 400-700 нм, длина волны возбуждения – 360 нм. Установлено, что для исследованной нефти количественный анализ по интенсивности люминесценции возможен до концентрации асфальтенов эталона 10 включительно (оптическая плотность растворов не превышает 0,5), дальнейший анализ невозможен из-за высокой оптической плотности растворов. Получено значимое степенное уравнение регрессии интенсивность – концентрация нефти. Показано, что при низких оптических плотностях растворов интенсивность люминесценции пропорциональна концентрации флуоресцирующего вещества (линейная зависимость), при этом базовое соотношение представляет собой степенное выражение. Зависимости интенсивности люминесценции от концентрации различных битумоидов, опубликованные в средине ХХ века при разработке стандартной методики ЛБА, совпадают с экспериментальными. С делан вывод, что количественный ЛБА может быть реализован с использованием современных цифровых люминесцентных спектрофотометров и портативных анализаторов. Дана оценка рабочего диапазона метода по номерам эталонов. Для конденсатов и легких нефтей вся эталонная коллекция ЛБА может участвовать в количественном анализе, для средних нефтей приборный анализ возможен в пределах эталонов 1 - 13, в то время как для битумов метод осуществим только в пределах  эталонов 1 - 7.

Список литературы

1. Баранова Т.Э., Ильина А.А., Фроловская В.Н. Руководство по методике люминесцентно-битуминологических исследований. – Л.: Недра, 1966. – 113 с.

2. Плотникова И.Н., Батырбаева Р.А., Смелков В.М. Люминесцентно-битуминологический анализ. – Казань: Казанский университет, 2015. – 24 с.

3. Недоливко Н.М. Исследование керна нефтегазовых скважин. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006. – 170 с.

4. Доценко В.В., Резников А.Н., Харчук В.В. Люминесцентно-битуминологические исследования осадочных пород. – Ростов-на-Дону: Ростовский гос. университет, 2006. – 19 с.

5. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Могильниченко М.А. Самопроизвольное образование аномально вязких нефтекислотных эмульсий в призабойной зоне скважины // Бурение и нефть. – 2017. – № 7–8. – С. 54–59.

6. Современные методы биофизических исследований: Практикум по биофизике / А.А. Булычев, В.Н. Верхотуров, Б.А. Гуляев [и др.] / под ред. А.Б. Рубина. – М.: Высшая школа, 1988. – 359 с.

7. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2007. – 228 с.

8. Evdokimov I.N., Losev A.P. On the Nature of UV/Vis Absorption Spectra of Asphaltenes // Petroleum Science and Technology. – 2007. – V. 25. – No. 1–2. – P. 55–56.

9. To what extent can portable fluorescence spectroscopy be used in the real-time assessment of microbial water quality? / A. Baker, S.A. Cumberland, C. Bradley [et al.] // Science of The Total Environment. – 2015. – V. 532. – P. 14–19.

10. Capitán-Vallvey L.F., Palma A.J. Recent developments in handheld and portable optosensing—A review // Analytica Chimica Acta. – 2011. – V. 696. – Issue 1–2. – P. 27–46.

С целью создания единой стратегии геолого-разведочных работ на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» в районе Антипаютинской впадины специалистами дочерних обществ компании в 2019-2020 гг. построена геологическая модель клиноформного комплекса на площади работ 12 267 км² по объему сейсмических профилей 11270 км с учетом 16 скважин для дальнейшей локализации перспективных объектов и оценки ресурсов. Выполнены сбор, обобщение, анализ качества и информативности, систематизация геолого-геофизических данных; проведено комплексное изучение керновых данных и флюидов; дообработаны 408 профилей; создана структурная модель по опорным и целевым горизонтам на основе данных бурения и сейсморазведочных работ; выполнена петрофизическая интерпретация данных геофизических исследований скважин. При построении модели применены методы сейсмофациального анализа на сейсморазведочных данных 2D с учетом регионального масштаба. Разработана концептуальная модель клиноформного комплекса. Выполнен прогноз зон развития коллекторов. Выделены перспективные объекты. Проанализированы подсчетные параметры и тип насыщения в регионе исследования. Даны рекомендации на постановку поисково-разведочного бурения.

Практическим итогом работы стали существенное повышение перспектив нефтегазоносности региона и увеличение ресурсной базы на территории деятельности ПАО «НК «Роснефть» и в нераспределенном фонде недр. По результатам аукциона ПАО «НК «Роснефть» получило право пользования недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на Северо-Кустарниковом лицензионном участке. В результате выполненной работы геометризовано и поставлено на Государственный баланс новое месторождение нефти – Новоогненное. Применение разработанной методики на большей территории позволит подтвердить наработанные алгоритмы и возможность их применения для аналогичных отложений Западной Сибири. В дальнейшем методику можно будет распространить на все дочерние общества компании.

Список литературы

1. Рединг Х.Г., Коллинсон Д.Д. Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х т.: Пер. с англ./Под ред. Х. Рединга. Т. 1. – М.: Мир, 1990. – 351 с.

2. Рейнек Г.-Э., Сингх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления (с рассмотрением терригенных кластических осадков). – М.: Недра, 1981. – 439 с.

3. Потапова Е.А. Типизация отложений пластов БУ15-20 в пределах Среднемессояхского вала на основе петрофизического анализа керна и фациального анализа с целью прогноза наличия коллектора // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 11. – С. 5–13.

4. Потапова Е.А. Сиквенс-стратиграфическая модель нижнемелового клиноформного комплекса в зоне сочленения Среднемессояхского вала с Большехетской впадиной и прогноз структурно-литологических ловушек: автореф. дис. … канд. геол.- мин. наук. – Тюмень, 2018.

5. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – М: Недра, 1984. – 256 с.

6. Закономерности формирования и распределения коллекторов углеводородов в нижнемеловых отложениях севера Западной Сибири / Н.В. Танинская [и др.] // Разведка и охрана недр. – 2016. – № 2. – С. 30–36.

В анализе процессов разработки месторождений особенно востребованы методы оценки взаимовлияния скважин в рамках одного объекта разработки и модели связанности пластовых систем, включающие прогноз распространения анизотропии геологических свойств продуктивного пласта изучаемой залежи. Существует несколько подходов к решению данной задачи, но у каждого из них есть свои ограничения применимости. В статье представлены результаты систематизации и оценки эффективности применения существующих математических моделей, статистических алгоритмов описания геологических особенностей пласта, связанности пластовых систем и процессов разработки месторождений. Основными источниками для поиска информации об исследовании являлись база OnePetro (SPE), а также российская научная электронная библиотека eLibrary.ru. Основным критерием отбора стало наличие в публикации описания исследования взаимовлияния скважин. После селекции дублирующих публикаций осуществлен поиск полных текстов отобранных публикаций по цифровому идентификатору (Digital Object Identifier – DOI) и в социальной сети ResearchGate. В раздел «Классические методы и феноменологические подходы» отнесен обзор 6 публикаций российских ученых, описывающих применимость подходов на основе гидродинамического моделирования метода материального баланса и матрицы взаимной продуктивности. В разделе, рассматривающем емкостно-резистивные модели, проанализированы 7 источников, описывающих гидродинамическую связь скважин на основе уравнений материального баланса. Раздел «Статистические методы и методы машинного обучения» включает анализ 11 источников, в которых представлены подходы, основанные как на анализе временных рядов, так и на алгоритмах машинного обучения (метод опорных векторов, алгоритм деревьев решений, и др.), нейросетевых моделях. В отдельный раздел вынесены 6 исследований, основанных на применении методов геостатистики. В данном разделе помимо традиционных методов крикинга и кокрикинга рассматриваются методы на основе пространственного статистического моделирования. Анализ источников позволил сделать выводы о наиболее перспективном использовании гибридных подходов, так как при построении модели на всем множестве связанных временных рядов (динамики продуктивности скважин) важно сопровождение исследования синхронным анализом для выявления как характерных закономерностей для каждой скважины, так и существующего временного запаздывания в обусловленном взаимном влиянии скважин.

Список литературы

1. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пласта. – М.: Недра, 1984. – 208 c.

2. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин [и др.]. // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 3. – С. 146–164. – DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-3-146-164.

3. Абидов Д.Г., Камартдинов М.Р. Метод материального баланса как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении // Изв. Томского политехнического университета. – 2013. – Т. 322. – № 1. – С. 90–96.

4. Мееров М.В., Литвак Б.Л. Оптимизация систем многосвязного управления. – М.: Наука, 1972. – 344 с.

5. Valko P.P., Doublet L.E., Blasingame T.A. Development and Application of the Multiwell Productivity Index (MPI) // SPE-51793-2000. – DOI: 10.2118/51793-PA.

6. Юдин Е.В. Метод оценки интерференции скважин с использованием данных технологических режимов их эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 64–69. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-8-64-69

7. Albertoni A., Lake, L.W. Inferring Interwell Connectivity only from Well-

Rate Fluctuations in Waterfloods // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2003. – № 6(01). – P. 6–16. – DOI:10.2118/83381-pa

8. Optimization of Oil Production Based on a Capacitance Model of Production and Injection Rates / L.W. Lake, X. Liang, T.F. Edgar [et al.] // SPE-107713-MS-2007. – DOI: 10.2118/107713-ms.

9. Gentil P.H. The Use of Multilinear Regression Models in Patterned Water Floods: Physical Meaning of the Regression Coefficients // MS thesis. Texas. The University of Texas at Austin, 2005. – DOI: 10.26153/tsw/8138

10. A Capacitance Model to Infer Interwell Connectivity from Production and Injection Rate Fluctuations / A.A. Yousef, P.H. Gentil, J.L. Jensen, L.W. Lake // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2006. – Vol. 9. – No 6. – P. 630–646. – DOI:10.2118/95322-pa.

11. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods: Doctoral dissertation. Texas: The University of Texas at Austin, 2008. – DOI: 10.13140/RG.2.1.1798.3847

12. The Use of Capacitance–Resistance Models mor Rapid Estimation of Waterflood Performance and Optimization / M. Sayarpour, E. Zuluaga, C.S. Kabir, L.W. Lake // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – V. 69. – No 3–4. – P. 227–238. – DOI: 10.1016/j.petrol.2009.09.006.

13. Полуаналитические модели расчета интерференции скважин на базе класса моделей СРМ / И.Ф. Хатмуллин, А.П. Цанда, А.М. Андрианова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 38–41. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-12-38-41

14. Apergis N., T. Ewing B., Payne J. A Time Series Analysis of Oil Production, Rig Count and Crude Oil Price: Evidence from Six U.S. Oil Producing Regions // Energy. – 2015. – V. 97. – P. 339–349. – DOI: 10.1016/j.energy.2015.12.028.

15. Frausto-Solis J., Chi-Chim M., Sheremetov L. Forecasting Oil Production Time Series with a Population-Based Simulated Annealing Method // Arabian Journal for Science and Engineering. – 2015. – V. 40. – P. 1081-1096. DOI:10.1007/S13369-015-1587-Z.

16. Comparison between VAR, GSTAR, FFNN-VAR and FFNN-GSTAR Models for Forecasting Oil Production / D. Suhartono, H. Prastyo, M. Kuswanto, L. Hisyam // MATEMATIKA. – 2018. – V. 34. – No. 1. – P. 103–111. – DOI:10.11113/matematika.v34.n1.1040.

17. Albertoni A., Lake L. W. Inferring Interwell Connectivity Only From Well-Rate Fluctuations in Waterfloods // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2003. – V. 6. – No 1. – P. 6–16. – DOI: 10.2118/83381-pa.

18. Yousef A., Abdallah A. Investigating Statistical Techniques to Infer Interwell Connectivity from Production and Injection Rate Fluctuations: Doctoral dissertation. – Texas: The University of Texas at Austin, 2006.

19. Smith R., Mukerji T., Lupo T. Correlating Geologic and Seismic Data with Unconventional Resource Production Curves Using Machine Learning // Geophysics. – V. 84. – No 2. – P. 39–47. – DOI: 10.1190/geo2018-0202.1

20. Forecasting Well Performance in a Discontinuous Tight Oil Reservoir Using Artificial Neural Networks / Y. Bansal, T. Ertekin, Z. Karpyn [et al.] // SPE Unconventional Resources Conference-USA held in the Woodlands, Texas, USA. – 2013. – DOI: 10.2118/164542-ms.

21. Comparative Analysis of Feature Selection-Based Machine Learning Techniques in Reservoir Characterization / K. Akande, S. Olatunji, T. Owolabi, A.AbdulRaheem // SPE-178006-MS. – 2015. – DOI: 10.2118/178006-MS.

22. Liu W., Liu W. D., Gu J. Reservoir Inter-Well Connectivity Analysis Based on a Data Driven Method // SPE-197654-MS. – 2019. – doi: 10.2118/197654-ms.

23. Artun E. Characterizing Interwell Connectivity in Waterflooded Reservoirs Using Data-Driven and Reduced-Physics Models: A Comparative Study // Neural Computing and Applications. – 2017. – V. 28. – No 1. – P. 1729–1743. – doi:10.1007/s00521-015-2152-0.

24. Maojun C., Fuhua S. Study on Inferring Interwell Connectivity of Injection-Production System Based on Decision Tree // 10th International Conference on Fuzzy Systems and Knowledge Discovery (FSKD), 2013. – doi:10.1109/fskd.2013.6816343. 

25. Kelkar M. Application of Geostatistics for Reservoir Characterization Accomplishments and Challenges // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2000. – V. 39. – P. 25–29. – DOI: 10.2118/00-07-DAS.

26. Delfiner P., Delhomme J., Pelissier J. Application of Geostatistical Analysis to the Evaluation of Petroleum Reservoirs with Well Logs // SPE 1983-WW, SPWLA 24th Annual Logging Symposium, New Orleans, LA, 1983.

27. Kammann E., Wand M. Geoadditive Models // Journal of the Royal Statistical Society: Series C (Applied Statistics). – 2003. – V. 52. – No 1. – P. 1–18. – DOI: 10.1111/1467-9876.00385.

28. Johannesson G., Cressie N. Finding Large-Scale Spatial Trends in Massive, Global, Environmental Datasets // Environmetrics. – 2003. – V. 15. – No 1. – P. 1–44. – DOI: 10.1002/env.624.

29. A Comparison of Seven Geostatistically Based Inverse Approaches to Estimate Transmissivities for Modeling Advective Transport by Groundwater Flow / D. Zimmerman, G. de Marsily, C. Gotway [et al.] // Water Resources Research. – 1998. – V. 39. – No 6. – P. 1373–1413. – DOI: 10.1029/98WR00003.

30. Cressie N. Statistics for Spatial Data. – J Wiley&Sons Inc. 1991. – 991 p.

В статье рассмотренв месторождения нефти, расположенные на территории Пермского края, который является одним из старейших регионов добычи углеводородов на территории России. На примере крупнейшего нефтедобывающего предприятия Пермского края ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» выполнен анализ факторов роста добычи нефти за 2000-2019 гг. Цель работы заключалась в выявлении месторождений и нефтегазоносных комплексов, характеризующихся ростом добычи нефти в 2000-2019 гг., их ранжировании по величине прироста добычи и срокам их ввода разработку. В результате отмечены основные факторы роста добычи на примере одного из месторождений, особенности разработки которого характерны для региона. Показана роль технологий разработки, благодаря которым удалось ввести в эксплуатацию ранее слабо дренируемые или не дренируемые запасы. Выделен ряд факторов, которые способствовали формированию комплексных решений по совершенствованию разработки за счет масштабного применения геолого-технических мероприятий, увязанных с геологическими условиями и имеющимися техническими возможностями, что обеспечило экономически эффективные результаты. Отмечено также, что с учетом ухудшения структуры запасов вопрос повышения технологической эффективности применения новых методов является краеугольным. При этом не менее важным является снижение затрат на проведение геолого-технических мероприятий, что должно позволить существенно расширить области применения технологий.[VA1] 

Список литературы

1. Воеводкин В.Л., Антонов Д.В. Динамика добычи нефти в Пермском крае: тенденции и извлеченные уроки // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 44–49. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-44-49

2. Применение новых технологических решений в области разработки на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, А.В. Распопов, Л.Н. Мужикова, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 104–106.

3. Опыт и перспективы строительства скважин малого диаметра на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, Н.А. Лядова, Г.В. Окромелидзе [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 98–102. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-98-102 

4. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – C. 355.

5. Урасова А.А. Основные тенденции развития нефтяной отрасли в Пермском крае // ВУЗ. XXI век. – 2015. – № 1 (47). – С. 113–122.

6. Юшков И.Р. Опыт применения методов повышения извлечения нефти на месторождениях Пермского края // Научные исследования и инновации. – 2010. – Т. 4. – № 1. – С. 44–50.

7. Распопов А.В., Казанцев А.С., Антонов Д.В. Влияние мониторинга разработки на повышение эффективности эксплуатации нефтяных месторождений Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 58–61.

8. Zhigalov D.N., Beslik A.V., Mitroshin A.V. Application of the Integrated Model for Increased Efficiency of the Operations of the High Sulphur Oil Fields //

SPE-201961-MS. – 2020. – DOI:10.2118/201961-MS

9. Воеводкин В.Л., Чертенков М.В. Новые технологии в компании «ЛУКОЙЛ»: от простого к сложному // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 62–66. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-62-66

10. Sayfitdinova V.A., Dudareva I.K., Skorikova E.O. Multilateral Well Placement in Carbonates of Volga-Ural Region in Russia // SPE-202043-MS. – 2020. –

https://doi.org/10.2118/202043-MS

11. Plotnikov V.V., Rehachev P.N., Barkovsky N.N. The Effect of Acid Treatments on the Bottom Zone of Clastic Reservoir Rocks of Perm Region // SPE-182063-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/182063-MS

12. Rakitin E., Ziganshin R., Novokreshchennykh D. Experience in Application of Hydraulic Fracturing Techniques in Carbonate Deposits at the Perm Krai, Republic of Komi and Nenets Autonomous District Fields. Ways to Improve Efficiency // SPE-196989-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196989-MS

 [VA1]Внесены правки с учетом вопросов научного редактора НХ

Основной целью выполняемой работы являются создание линейки инструментов и методики формирования рейтинга возможностей ПАО «Газпром нефть», а также подготовка оптимальных бизнес-кейсов базовой добычи на действующих месторождениях компании. Новый подход к оценке потенциала добычи нефти дает возможность повысить совокупную ценность портфеля Блока разведки и добычи компании за счет разработки лучших комплексных решений и поиска путей и рычагов повышения эффективности базовой добычи.

В данной статье рассмотрен способ верхеуровневой оценки текущего состояния выработки запасов с учетом геологических и инфраструктурных осложнений, а также технических особенностей работы эксплуатационного фонда скважин. Такая оценка позволяет получить два коэффициента: коэффициент сложности и коэффициент разработки, которые не только дают возможность оценить текущее состояние объекта в целом, но и применяются в качестве множителя при прогнозировании добычи нефти на краткосрочную или долгосрочную перспективу. Изменение указанных коэффициентов позволяет повышать или понижать выработку остаточной нефти как на интегральном уровне, так и на уровне участков опытно-промышленных работ, минимизируя риск оптимистичных расчетов добычи нефти на перспективу. Автоматизация данного модуля предполагает постоянный мониторинг всех месторождений компании «Газпром нефть», что в свою очередь позволяет своевременно принимать решения о проработке дополнительной программы геолого-технических мероприятий в случае отклонения фактического профиля добычи от запланированного. Модуль предполагает снижение нагрузки на инженеров-разработчиков, позволяет выводить все аспекты месторождения (рассматриваемого объекта) в единую форму для мониторинга. 

Список литературы

1. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Нормативно-методическая документация. – М.: ЕСОЭН, 2016. 320 с.

2. Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. – № 6. – С. 33–35.

3. Казаков А.А. Методы характеристик вытеснения нефти водой. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2020. – 276 с.

4. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 570 с.

В статье рассмотрены особенности комплексного подхода к изучению одиночных рифовых месторождений на примере пласта Дфр₂ франских одиночных рифов Волостновского лицензионного участка Оренбургской области. Показано, что применение комплексного подхода позволяет повысить эффективность освоения данных объектов. По данным многочисленных исследований установлено фациальное строение рифовых коллекторов, а также сложное строение пустотного пространства, что влияет на выбор рационального способа разведки и разработки залежей нефти данных коллекторов. Уже на этапе бурения встречаются осложнения, связанные со сложным строением порового пространства продуктивного плата Дфр₂ и смешанным типом коллектора одиночного рифа. Отмечено, что различные способы ликвидации осложнений не приводили к положительным результатам, вероятно, в связи с особенностями строения. Показано также, что на этапе оценки запасов нефти в рифовых коллекторах возникает ряд проблем, связанных с методами подсчета. Стандартная методика оценки геологических запасов франских залежей одиночных рифов по данным геофизических исследований скважин приводит к недоучету начальных геологических запасов нефти и емкостных характеристик коллекторов. Это подтверждается дополнительными исследованиями с привлечением материалов лабораторных исследований керна продуктивного пласта и промысловых данных. Приведена оценка литолого-фациальной неоднородности продуктивного пласта одиночного рифового коллектора. На основе обработки массива скважинных данных выделены критерии геолого-промысловых характеристик для пласта Дфр₂ по фациальным зонам рифа. Установлено влияние фациальной зональности на показатели разработки по скважинам Волостновского лицензионного участка.

Результаты проведенных исследований можно применять на других аналогичных месторождениях (залежах) для более эффективного освоения объектов, приуроченных к одиночным рифам.

Список литературы

1. Кузьмина В.В., Вилесов А.П. Фациальная неоднородность Киндельского франского рифа и ее проявление в процессе разработки нефтяной залежи // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2021. – № 7. – С. 49–57.

2. Франские рифы Рыбкинской группы: фациальное строение, этапы формирования, нефтеносность / А.П. Вилесов, Ю.И. Никитин, И.Р. Ахтямова, О.А. Широковских // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 7. – С. 4–22.

3. Распределение запасов нефти в сложно построенных трещинных коллекторах франских рифов Волостновского участка Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, К.Н. Чертина [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. –  № 5 (329) – С. 13–21.

4. Кузьмина В.В. Новая технология ликвидации поглощений в карбонатных коллекторах (на примере Кулешовского месторождения ПАО «НК «Роснефть») // Нефтепромысловая химия: матер. VI Международной (XIV Всероссийской) научно-практической конференции. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2019. – С. 6–9. – https://www.gubkin.ru/faculty/chemical_and_environmental/chairs_and_departments/chemical_substance_t...

5. Петров В.С. Разработка технологии и материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ в сложных горно-геологических условиях: дисс. ... канд. техн. наук. – Оренбург, 2013. – 172 с.

6. Кузьмина В.В. Комплексный подход к изучению рифовых массивов (на примере месторождений Оренбургской области) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 11. – С. 4–8. 

7. Котенёв Ю.А. Оценка распределения остаточных запасов с целью повышения эффективности выработки залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере месторождений юга Башкирии) // дис… канд. геол.-мин. наук. – Уфа, 1991. – 204 с.

8. Пат. 2606894 РФ, МПК Е21В 43/20. Способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам / Л.С Бриллиант, П.А. Евдощук, Д.Д. Куснер; заявитель и патентообладатель ЗАО «ТИНГ». – № 2015157169; заявл. 29.12.15; опубл. 10.01.17.

ПАО «НК «Роснефть» уделяет особое внимание применению системного подхода к поиску наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на месторождениях компании. В статье рассмотрена разработка процедуры отбора залежей и месторождений в крупной операционной компании с большим числом эксплуатируемых лицензионных участков, благоприятных для применения газовых МУН.

В мировой технической литературе представлено достаточное количество геолого-физических критериев применения газовых МУН. Однако, как показывает более тщательное изучение, в основном они приводятся для успешных проектов. О неуспешных проектах часто умалчивается либо не дается объяснений их более низких результатов. Кроме того, диапазон свойств пластов при фактической апробации МУН достаточно широк, а факторная изученность влияния геолого-физических условий на эффективность газового воздействия крайне низкая. Статистика успешных газовых проектов не выявила строго значимых фильтрационных свойств, влияющих на эффективность закачки газов, а только лишь указывает на широкий диапазон применимости. В статье предложен ряд ключевых геолого-физических параметров, влияющих на эффективность процессов газового воздействия. В качестве главного критерия отбора определена технико-экономическая эффективность применения водогазового воздействия углекислым, углеводородными, дымовыми газами и азотом. Процедура основана на результатах анализа мирового опыта применения газовых МУН, обработки накопленных экспериментальных исследований и численных расчетах на секторной композиционной модели. Она включает несколько шагов: 1) поиск порога минимально необходимого количества нефти и газа на месторождении на основе выполнения укрупненных экономических оценок; 2) выделение и учет геолого-физических и технологических стоп-факторов, препятствующих эффективному применению газовых методов; 3) ранжирование оставшихся объектов на основе введенного критерия близости пластового давления к минимальному давлению смесимости; 4) уточнение экономических оценок применения газовых МУН для первоочередных объектов компании; 5) выделение и учет технологических и инфраструктурных рисков для ранжирования приоритетных кандидатов. Предложенный подход апробирован на объектах и месторождениях ПАО «НК» Роснефть» и будет являться основой для формирования перспективных планов компании в области применения газовых МУН.

Список литературы

1. Immiscible Nitrogen Injection: a Challenging Experience on Depleted Naturally Fractured Reservoir / A.F. Vazquez, R. Guerrero, M.A. Ancona [et al.] // SPE-171816-MS. – 2014. – DOI: https://doi.org/10.2118/171816-MS

2. Heucke U. Nitrogen Injection as IOR/EOR for North African Oil Fields // SPE–175730-MS. – 2015. – DOI: https://doi.org/10.2118/175730-MS

3. Taber J.J. The Use of Flue Gas for the Enhanced Recovery of Oil // Conference paper Symposium «EOR by Gas Injection», Int. Energy Agency Collaborative Research Program on EOR. – Copenhagen, Denmark. – 1988. – 14 September.

4. Байков Н.М. Опыт повышения нефтеотдачи на месторождениях США путем закачки СО2 // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 141–143.

5. Балинт В., Бан А., Долешан Ш. Применение углекислого газа в добыче нефти. – М.: Недра, 1977 – 240 с.

6. Stalkup F.I. Miscible Flooding Fundamentals. – Society of Petroleum Engineers Monograph Series, 1983. – 204 p.

7. Dindoruk B., Johns R., Orr F.M. Measurement of Minimum Miscibility Pressure: A State of the Art Review // SPE–200462-MS. – 2020. – DOI: https://doi.org/10.2118/200462-MS

8. Christensen J.R., Stenby E.E., Skauge A. Review of WAG Field Experience // SPE-71203-PA. – 2001. – DOI: https://doi.org/10.2118/71203-PA

9. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С. 205–209. – http://www.natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849.

10. Juanes R., Blunt M.J. Impact of Viscous Fingering on the Prediction of Optimal WAG Ratio // SPE-99721-MS. – 2007. – DOI: https://doi.org/10.2118/99721-MS

11. Lake L.W. Enhanced Oil Recovery. – Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice-Hall, 1989.

12. Исследование эффективности ВГВ (на примере пласта Ю1 Когалымского месторождения) / Г.И. Пияков, А.П. Яковлев, Р.И. Кудашев, Е.И. Романова // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 1. – С. 38–39.

13. Исследование эффективности водогазового воздействия на вытеснение высоковязких нефтей / А.Н. Дроздов, В.П. Телков, Я.А. Егоров [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 1. – С. 58–59.

14. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited Part 1. Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects // SPE-35385-PA. – 1997. – DOI: https://doi.org/10.2118/35385-PA

15. Alkin M.Y., Hammadi E.A. First CO2 – EOR Project in the Middle East, Lessons Learnt and Future Plan after Two Years of Injection // SPE–197274-MS. – 2019. – DOI: https://doi.org/10.2118/197274-MS

16. DeGolyer & MacNaughton: Оценка проекта СО2 МУН 2020 // Summary of SPE Online Workshop EOR21, 2021.

17. Abbaszadeh M. Enhanced Oil Recovery Methods // Publ. Innovative Petrotech Solutions, Inc., Japan, JOGMEC. – 2010.

18. A Pilot Carbon Dioxide Test, Hall-Gurney Field, Kansas / G.P. Willhite, A.P. Byrnes, M.K. Dubois [et al.] //SPE-153906-PA. – 2012. – DOI: https://doi.org/10.2118/153906-PA

19. Zhang N., Wei M., Bai B. Comprehensive Review of Worldwide CO2 Immiscible Flooding // SPE–190158-MS. – 2018. – DOI: https://doi.org/10.2118/190158-MS

20. Kossack C. EOR Processes – Miscible Gas Injection Miscible CO2 and/or H-C Solvent Injection. – Lecture Schlumberger: SIS Training and Development, 2018.

21. Оценка потенциала утилизации газа путем его закачки в пласт с целью повышения коэффициента извлечения нефти / Д.В. Песоцкая, М.В. Федоров, М.Ю. Климов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 2. – С. 74–78.

22. Игнатьев Н.А., Синцов И.А. Опыт и перспектива закачки азота в нефтегазовой промышленности // Technical Sciences Fundamental Research. – 2015. – № 11. – С. 43–46.

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

24. Evaluation of a Vietnam Offshore CO2 Huff’n’Puff Test / T. Uchiyama, Y. Fujita, Y. Ueda [et al.] // SPE–154128. – 2012.

25. Water Altenating Gas WAG Optimization Using Tapered WAG Technique for Giant Offshore Middle East Oil Field / M.Y. Khan, A. Kohata, H. Patel [et al.] // SPE–183181 MS. – 2016. – DOI:10.2118/183181-MS

В статье рассмотрены вопросы выбора и применения потокоотклоняющих технологий на объектах разработки Ванкорского месторождения ООО «РН-Ванкор». Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение сравнительно молодое и наиболее крупное из открытых в России в конце ХХ века. Его промышленная разработка начата в 2009 г. Система поддержания пластового давления введена в эксплуатацию в 2009–2010 г. при начальной обводненности скважин 1,6 %. С 2011 г. начался интенсивный рост обводненности. В настоящее время наблюдаются высокий темп обводнения добываемой жидкости при неравномерной накопленной компенсации отбора закачкой по блокам и значительное отставание отбора начальных извлекаемых запасов от обводненности,

В первой части статьи рассмотрена возможность планирования и применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также проведен анализ по критериям применимости этих МУН в условиях Ванкорского месторождения. Рассмотрены вопросы выбора потокоотклоняющих технологий и их совершенствования с учетом ряда особенностей, таких как высокие расчлененность и проницаемость, проницаемостная неоднородность коллекторов, а также разработка по сети горизонтальных и наклонно направленных скважин. Показаны результаты лабораторной проработки и опытно-промысловых испытаний технологии на основе трехмерно сшитых частично гидролизованных полимеров акриламида. Установлены пути обводнения добывающих скважин. По результатам лабораторных тестов подобран дизайн обработки, который включает рецептуры приготовления оторочек и последовательность обработки. С учетом опыта применения гелеполимерных составов на Ванкорском месторождении усовершенствован дизайн обработки скважин. Представлена методика выбора скважин-кандидатов методом параметрического ранжирования элементов заводнения. Приведены данные о технологической эффективности воздействия на нагнетательные скважины, а также данные о числе обработок и охвате фонда при реализации программы применения потокоотклоняющих технологий. Рассмотрены периоды первых испытаний 2016 г, тиражирования 2017 г. на объекте Як-3-7 Ванкорского месторождения.

Список литературы

1. Опыт применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и совершенствование потокоотклоняющих технологий на Ванкорском месторождении / И.М. Ганиев, К.В. Яковлев, О.В. Войтов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 60–64. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-9-60-64

2. Исследование факторов, влияющих на качество подготовки удмуртской нефти / М.К. Михайловский, В.Т. Агеев, Р.М. Миргасимов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1982. – № 9. – С. 74–77.

3. О взаимовлиянии химреагентов в технологических процессах добычи нефти / М.З. Игдавлетова, М.Э. Хлебникова, В.Х. Сингизова [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 1. – С. 53–56.

При разработке нефтяных месторождений с забойными давлениями в скважинах ниже давления насыщения нефти газом в призабойной зоне пласта образуются зоны разгазирования нефти с различными соотношениями подвижностей фаз. Интенсивность этого  процесса зависит от степени снижения забойного давления относительно давления насыщения. В таких условиях эксплуатации скорость движения газовой фазы и воды значительно превышает скорость фильтрации нефти, что приведит к снижению коэффициента продуктивности скважины. Во второй половине ХХ века в результате исследований максимально допустимая граница забойного давления была установлена на уровне 80 % давления насыщения нефти газом. В текущих условиях разработки месторождений все больше добывающих скважин работает с забойным давлением, близким к давлению насыщения, поэтому значительно повысилась актуальность определения оптимального забойного давления относительно давления насыщения. В настоящее время, используя современные средства контроля режимов работы скважин, можно определить данное соотношение практически на каждом месторождении с помощью гидродинамических исследований добывающих скважин, оборудованных электроцентробежным насосом. Изменяя частоту работы электродвигателя с помощью частотного преобразователя и контролируя давление на приеме насоса с помощью термоманометрической системы, можно изменять режим работы скважины и отслеживать при этом изменение коэффициента продуктивности. В результате проведенных исследований устанавливается предел снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом, при котором обеспечивается максимальный дебит добывающей скважины. В статье в качестве основных выводов даны рекомендации для поддержания заданного забойного давления.

Список литературы

1. Назарова Л.Н., Нечаева Е.В. Исследование влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на добычу нефти // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 83–85.

2. Ким В.Г., Баймухаметов М.А. Обзор известных методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения // Sciences of Europe. – 2019. – № 45. – С. 51–57.

3. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009. – 552 с.

Месторождения ООО «Газпромнефть-Восток» расположены в труднодоступной местности Томской и Омской областей. Автотранспортное сообщение возможно только в зимний период. Одним из серьезных факторов, который осложняет эксплуатацию скважин на месторождениях ООО «Газпромнефть-Восток», является высокий газовый фактор, который может достигать 1000 м³/м³. Наиболее осложнены высоким газовым фактором скважины Урмано-Арчинской группы. Фонд скважин с высоким газовым фактором имеет тенденцию к ежегодному росту за счет ввода новых скважин месторождений Урмано-Арчинской группы. При этом фонтанирующие скважины регулярно переводятся в механизированную добычу, сохраняя высокий газовый фактор, который негативно влияет на стабильную работу установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Стабилизация работы УЭЦН в скважинах, осложненных высоким газовым фактором, представляет собой важную задачу, решение которой дает возможность увеличить наработку оборудования и повысить добычу нефти. Одним из ключевых факторов, позволяющих стабилизировать работу оборудования, является правильность выбора газостабилизирующего устройства. Геологические условия месторождений ООО «Газпромнефть-Восток» требуют применения большого разнообразия входных/газостабилизирующих устройств, таких как входной модуль, роторный газосепаратор, вихревой газосепаратор, диспергатор, мультифазный насос, автопереключатель потока ADV. Перед широким применением, эффективность оборудования должна быть доказана в скважинных условиях ООО «Газпромнефть-Восток». В статье рассмотрен опыт ООО «Газпромнефть-Восток» по эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Представлены результаты промыслового применения таких газостабилизирующих устройств, как мультифазный насос, газодиспергатор и переключателей потока ADV. Приведены примеры стабилизации работы УЭЦН при помощи автоматического регулирования тока, реализованного в станциях управления.

Список литературы

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.

2. Волков М.Г., Смолянец Е.Ф. Особенности эксплуатации нефтяных скважин в условиях повышенного содержания свободного газа в добываемой продукции // Нефтяное хозяйство. –  2018. – № 11. – С. 120–124. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-11-120-124

3. Ляпков П.Д. Методика исследования структуры потока газожидкостной смеси в каналах центробежного насоса // Тр. ин-та /МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. – 1972. –  Вып. 99. –  С. 100–106.

4. Гареев А.А. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса // Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса. – 2009. – № 2. – С. 21–25.

5. Ляпков П.Д., Дорощук Н.Ф., Златкис А.Д. Результаты испытаний погружного центробежного насосана нефти и нефтегазовых смесях // Татарская нефть. – 1962. – № 4.

6. Маркелов Д.В. Центробежная сепарация газа и твердых частиц в приемных устройствах погружных насосных установок для добычи нефти: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. – М., 2007. – 24 с.

7. Гафуров О.Г. Влияние дисперсности газовой фазы на работу

ступени погружного электроцентробежного насоса // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. –  1973. –  Вып. 34. –  С. 36–49.

8. Castro M., Pessoa R., Kallas P. Successful Test of New ESP Technology for Lake of Maracaibo Gassy Oil Wells // OTC 8867. – 1998. – DOI:10.4043/8867-MS.

9. Исследование характеристик электроцентробежного насоса с эжектором на входе при откачке газожидкостных смесей / В.С. Вербицкий, К.А. Горидько, А.Э. Федоров, А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 106–109.

10. Camilleri L.B., Segui E. Poseidon Gas Handling Technology: A Case Study of Three ESP Wells in the Congo // SPE-141668. – 2011. – DOI:10.2118/141668-MS.

11. Poseidon Multiphase Pump: Field Tests Results / P. Gi6, P. Buvat, Ch. Bratu, P. Durando // OTC 7037. – 1992. – DOI:10.4043/7037-MS

12. Sipra I., Shotter P. Pumptools Ltd Aberdeen. Use of Auto Diverter Valves in ESP Completed Oil Wells Which Produce Sand and Solids // SPE-131760. – 2009. – DOI: 10.2118/126071-MS

13. An Effective Approach to Mitigate High Gas Interference Problem in Gassy ESP Well / W. Amijaya, H. Kusuma, N. Narso, G. Yudhanto Sudibyo //

В статье рассмотрены результаты применения интегрированного подхода к планированию и детальному проектированию строительства поисково-разведочной скважины, включая идентификацию целей и задач, разработку дерева принятия решений по инвариантности бурения с учетом подтверждаемости прогнозного результата, обоснование применения современных методов и технологий проведения исследований, которые были использованы для получения максимально возможного объема достоверной геолого-геофизической информации и повышения эффективности геолого-разведочных работ на сложном геологическом объекте. В процессе подготовки к бурению реализована идея многовариантного проектирования с расчетом оптимального расположения устья для разведки залежей углеводородов в пределах нескольких структур и минимизации геологических рисков. При бурении реализованы следующие технико-технологические решения: геомеханическое сопровождение, каротаж и замеры пластовых давлений в процессе бурения (LWD, Pressure testing while drilling-PTWD), а также испытания в открытом стволе (mini-DST). Отмечено, что технологии PTWD и mini-DST были применены в СП «Вьетсовпетро» впервые. Применение геомеханического сопровождения бурения позволило выполнить оперативную оптимизацию параметров бурового раствора, избежать осложнений в процессе бурения и минимизировать негативное воздействие на коллектор, а также удерживать стабильность 2 км открытого ствола на всем протяжении исследований. Геолого-геофизическая информация, полученная в режиме реального времени (LWD и PTWD), позволила выполнить оперативную корреляцию разреза, спрогнозировать интервалы отбора колонкового керна, оценить свойства коллекторов и выделить объекты для проведения исследований mini-DST в открытом стволе. Благодаря всему комплексу технико-технологических решений удалось избежать осложнений как при проводке скважины, так и при проведении длительных испытаний в открытом стволе, а также существенно снизить затраты на строительство скважины. После завершения бурения и испытания скважины выполнены пересчет запасов и оценка ресурсов углеводородов месторождения. Площадь запасов основного целевого объекта – пласта CS2 олигоцена (по границе категории 2P) - увеличилась на 25 %, прирост запасов газа (категория 2P) составил 70 %, прирост запасов нефти в песчаниках миоцена (категория 2С) – 305 %. Удельная стоимость прироста запасов за счет скважины 12/11-TN-4X составила 10,87 долл. США/т н.э., при этом стоимость прироста запасов на месторождении Лебедь-Чайка с 2012 г. составила 2,3 долл. США/баррель, что является самым низким значением по сравнению с другими активами, на которых СП «Вьетсовпетро» проводит геолого-разведочные работы за пределами блока 09-1.

В статье рассмотрены особенности процессов изоляции притока воды и газа в горизонтальных скважинах. Дано описание основных причин и источников притока нецелевого флюида в горизонтальные стволы, а также технологий ремонтно-изоляционных работ. Отмечены особенности выбора технологий ограничения притока воды и газа в горизонтальные скважины. Выделены характерные особенности различных способов закачки изолирующих составов: без разобщения зон горизонтального ствола, с использованием внутриколонных пакеров, «жидкого пакера» или с установкой «заколонного химического пакера». Проведен анализ мировой практики применения химических технологий для изоляции притока воды и газа. Выявлены наиболее эффективные технологии закачки изолирующих составов в зависимости от типа изолируемого флюида, типа коллектора и участка притока воды или газа (пятка, середина или носок горизонтального ствола). Эффективные технологии разделены также в зависимости от способа заканчивания скважины: открытый ствол, хвостовик без заколонных пакеров или с пакерами, хвостовик с устройствами контроля притока, цементируемый хвостовик. Отмечено, что в некоторых случаях проблема не решается применением химических реагентов, и необходимо использовать технические средства либо проводить направленный поиск новых эффективных решений. Проанализированы изолирующие составы, потенциально обладающие высокой эффективностью при изоляции притока как воды, так и газа. Для проведения лабораторных исследований выбрана полимерная композиция, алюмосиликатный реагент и кремнийорганический состав. Основным оцениваемым параметром, определяющим эффективность изоляции, принят критический градиент давления, который выдерживает изолирующий состав без выноса из насыпной модели пласта. Другим оцениваемым параметром принят фактор остаточного сопротивления, характеризующий кратность снижения проницаемости модели после закачки состава. В лабораторных условиях установлена высокая эффективность полимерных систем и кремнийорганических составов для изоляции притока воды и газа, а также применимость алюмосиликатных реагентов для изоляции притока воды. Составлен рейтинг типов изолирующих составов по применимости для ограничения притока воды или газа. Выполнена оценка рисков и требуемого объема изолирующего состава для обработки протяженных интервалов горизонтальных стволов. Для изоляции притока воды в условиях высокого риска прорыва газа обоснована технология направленной закачки полимерной системы в целевой интервал с применением двухпакерной компоновки. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний, в ходе которых было достигнуто снижение обводненности добываемой продукции.

Список литературы

1. Sun Xindi, Bai Baojun. Comprehensive review of water shutoff methods for horizontal wells // Petrol. Explor. Develop. – 2017. –V. 44. – № 6. – P. 1022–1029.

2. Lane R.H., Seright R.S. Gel Water Shutoff in Fractured or Faulted Horizontal Wells // SPE-65527. – 2000.

3. Case study of blocking water coning in horizontal well for steam stimulation in heavy oil reservior / H. Yu, L. Li, J. Zheng [et al.] // SPE-182391-MS. – 2016.

4. Water shut-off with polymer gels in a high temperature horizontal gas well: a success story / G.A. Al-Muntasheri, L. Sierra, F. Garzon [et al.] // SPE-129848. – 2010.

5. Zaitoun A. Water shutoff by relative permeability modifiers: lessons from several field applications / A. Zaitoun, N. Kohler, D. Bossie-Codreanu, K. Denys // SPE-56740. – 1999.

6. Шайхулов А.М., Гилемзянов Р.М. Методы повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин Мишкинского месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 41–43.

7. Lightford S., Pironi E., Burrafato G. Eni E&P division solving excessive ware production in a prolific long horizontal open hole drilled in a naturally fractured carbonate reservoir // SPE-113700. – 2008.

8. Challenging chemical gas shut off in a fractured carbonate reservoir: case studies / H. Al-Sharji, A. Ehtesham, B. Kosztin [et al.] // SPE-112021. – 2008.

9. Coiled tubing deployed gas and water shutoffs in Alaska utilizing a polymer gel and microfine cement / D.B. Robertson, M.A. Brown, L.H. Duong [et al.] //

SPE-173655-MS. – 2015.

10. Gas shutoff evaluation and implementation, North Slope, Alaska / D. Hupp, A. Frankenburg, P. Bartel, G. Roberts // SPE-75358. – 2000.

11. Gas shutoff treatment in mega rich horizontal well with coiled tubing inflatable packer for North Caspian / K. Burdin, A. Kichigin, R. Mazitov [et al.] //

SPE-176688. – 2015.

12. Unique water shut-off solution for water producing interval in a horizontal well completed with multistage fracturing system using two CT inflatable bridge plugs / A.S. Golovanev, A.A. Potryasov, V.N. Kovalev [et al.] // SPE-171268-MS. – 2014.

13. Lessons learned from the first openhole horizontal well water shutoff job using two new polymer systems – a case history from Wafra Ratawi field, Kuwait / S. Uddin, J.D. Dolan, R.A. Chona [et al.] // SPE-81447. – 2003.

14. Технологии от «Сургутнефтегаза» / Л. Кочетков, В. Журба, В. Мороз, К. Бурдин // Время колтюбинга. – 2002. – № 1. – С. 12–17.

15. Novel approaches to profile modification in horizontal slotted liners at Prudhoe Bay, Alaska / A.J. Bond, C.G. Blount, S.N. Davies [et al.] // SPE-38832. – 1997.

16. Лабораторное тестирование материалов для ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах / Т.Э. Нигматуллин, И.М. Борисов, А.В. Корнилов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. - № 2. – С. 12–15.

В статье рассмотрены вопросы практической реализации различных методик расчета количественных значений циклов работы резервуара морского терминала. Проведен анализ указанных методик с использованием прямого и косвенного расчета цикличности резервуара морского терминала. На основе выполненного исследования различных методологий расчета усталостных повреждений конструкций того или иного типа, отраженных в методических документах, выполнены сопоставление и критический анализ результатов вычислений. Показан противоречивый и неоднозначный характер результатов расчета на примерах конструкционной стали стенки резервуара морского терминала. Определены закономерности циклического нагружения резервуаров морских терминалов, и разработана методика количественной оценки параметров цикличности работы резервуаров при различных режимах функционирования терминалов. Показано, что фактическая циклическая работа резервуара морского терминала, учтенная на основе объективных данных системы диспетчерского контроля и управления, существенно отличается от значений, которые получены по любым аналитическим методикам, оценивающим грузовые потоки, проходящие через данный резервуар. Представлена методика расчета фактического и допускаемого числа циклов работы для дефекта геометрии стенки резервуара. Предлагаемая методика основана на выполнении формализации реального нерегулярного нагружения через эквивалентные схемы регулярной цикличности. Представлена схема определения вариантов блоков нагружения, которая позволяет объективно рассчитать число классов схематизации и количество блоков нагружения для любого резервуара. На основе предложенной методики и «метода дождя» можно провести схематизацию фактических значений нерегулярного нагружения и представить эти данные в виде схематизированных циклов по различным уровням налива, соответствующим блокам нагружения.

Список литературы

1. ГОСТ 31385-2016. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия. – https://docs.cntd.ru/document/1200138636.

2. РД 153-112-017-97. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. – Уфа: ЗАО «Нефтемонтаждиагностика», 1997. – 74 с.

3. СА-03-008-08. Резервуары вертикальные стальные сварные для нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и анализ безопасности. – М.: Ростехэкспертиза, НПК «Изотермик», 2009. – 288 с.

4. ГОСТ 34233.6-2017. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет на прочность при малоцикловых нагрузках. – https://docs.cntd.ru/document/556348918.

5. API 579-1/ASME FFS-1 2016. Fitness-For-Service. – https://www.techstreet.com/standards/api-rp-579-1-asme-ffs-1?product_id=1924300.

6. ГОСТ Р 58622-2019. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального. – https://docs.cntd.ru/document/1200169167?section=status.

7. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. Анализ существующих подходов к моделированию циклического нагружения стенки резервуара, расположенного на морском терминале // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 110–113.

8. Исследование моделей функционирования резервуарных парков морских терминалов в Российской Федерации / Н.Н. Горбань, Г.Г. Васильев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 77–80. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-1-77-80

9. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. Анализ режима работы нефтяного резервуара большого объема // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 4. – С. 394–401. – DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-394-401

10. Хронология проекта / Каспийский Трубопроводный Консорциум. – http://www.cpc.ru/RU/about/Pages/chronology.aspx

11. Sturges H. The choice of a class-interval // J. Amer. Statist. Assoc. – 1926. – V. 21. – Р. 65–66.

12. ГОСТ 25.101-83. Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов. – https://docs.cntd.ru/document/1200012857.

Рассмотрены проблемы адаптации интегрированных моделей месторождений высоковязкой нефти. Интегрированные модели все чаще применяются в разработке месторождений углеводородов. Там, где интегрированные модели внедряются в технологический процесс, они становятся инструментом оперативной деятельности нефтяной компании. Преимущества применения интегрированных моделей подтверждены в ряде работ, опубликованных в зарубежной и отечественной научно-технической литературе. В статье показано, что игнорирование учета температурных зависимостей вязкостных свойств нефти и водонефтяных эмульсий, приводит к плохой адаптации модели системы сбора и транспорта продукции, особенно в холодный период года. Проведенные исследования на интегрированной модели месторождения выявили существенную зависимость линейного давления в системе сбора и транспорта продукции от температуры окружающей среды. То, что модель удовлетворительно описывает поведение системы сбора и транспорта продукции в теплое время года и плохо адаптируется в холодный период, свидетельствует об отсутствии учета в модели важного эффекта, зависящего от температуры. Установлено, что для высоковязкой нефти зависимость вязкости от температуры является значительной, особенно в области низких температур. Это позволило адаптировать модель системы сбора и транспорта продукции к замерам линейного давления в холодное время года. Однако без ввода дополнительных предположений о существовании эмульсий в ряде точек системы сбора и транспорта продукции выполнить более тонкую настройку модели невозможно. И хотя это предположение является гипотетическим, тем не менее оно указывает на проблемные места системы сбора, требующие дополнительных исследований с целью определения источников сопротивления движению потоков. Отмечено, что при настройке интегрированной модели результаты адаптации существенно зависят от исходных данных актуализации модели. Разновременность замеров, ошибки в определении параметров работы системы, не учтенные эффекты – все это повышает степень неопределенности и снижает прогностическую способность интегрированной модели.

Список литературы

1. Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений для разработки нефтяных оторочек многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений / Р.Т. Апасов, И.Л. Чамеев, А.И. Варавва [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 46–49. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-12-46-49

2. Интегрированное моделирование как инструмент оценки влияния режимов работы скважин и наземной сети сбора на разработку нефтяной оторочки / О.С. Ушмаев, Р.Т. Апасов, И.Л. Чамеев [и др.] // SPE-182007-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/182007-MS

3. Повышев К.И., Вершинин С.А., Верниковская О.С. Комплексная модель «Пласт – Скважина – Инфраструктура» и ее возможности // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2016. – № 2. – С. 48–53.

4. Интегрированное моделирование как инструмент, повышающий эффективность разработки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения / Е.В. Богданов, И.Л. Чамеев, Д.А. Решетников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 52–55. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-12-52-55

5. Яночкин С.В. Рычков А.Ф. Интегрированное моделирование. Опыт реализации пилотных проектов // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 12. – С. 29–30.

6. Рычков А.Ф., Кадыков И.А. Построение интегрированных моделей месторождений с высокопродуктивными скважинами в условиях малых значений депрессий на пласт на примере Памятно-Сасовского месторождения // В сб. статей Конференции молодых ученых и специалистов головного офиса ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», 2018. – М., 2018 – С. 664–673.

Существенной статьей эксплуатационных затрат нефтедобывающего предприятия является потребление электроэнергии на обеспечение прокачки продукции по промысловым трубопроводам. Для оценки эффективности использования электроэнергии необходимо обеспечивать мониторинг энергопотребления технологического процесса.

В статье рассмотрены результаты оценки работы промысловых трубопроводов с точки зрения энергопотребления. Приведены методы оценки энергоэффективности работы линейной части промысловых трубопроводов и результаты факторного анализа причин изменения энергоэффективности. Предложена модификация уравнения определения потерь гидравлической мощности в трубопроводе для оценки энергопотребления промысловых трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси. Дано описание алгоритма, позволяющего определить влияние различных эксплуатационных факторов на энергоэффективность. Факторный анализ выполнен детерминированным методом цепных подстановок, при котором сумма влияния каждого отдельного фактора равна фактическому изменению анализируемой величины, что позволяет выбирать наиболее неопределенный фактор и находить влияние его изменения на величину энергопотребления по совместной величине влияния известных факторов. Предложенные подходы позволяют оценить изменение энергоэффективности трубопровода за рассматриваемый период, а также выполнить сравнение уровня энергопотребления и энергоэффективности различных трубопроводов между собой. Сравнение различных трубопроводов можно выполнить путем сопоставления значений отклонения энергопотребления от нормативного или идеального со значениями каждого из влияющих факторов, тем самым сформировав определенный информационный рейтинг. Следовательно, зная общую картину влияния различных факторов, можно определить, какие из них по отдельности или в совокупности оказывают наибольшее негативное воздействие на рассматриваемый объект и оценить какие мероприятия по снижению энергопотребления могут принести максимальный эффект.

Список литературы

1. Богданов Р.М. Расчет норм потребления электроэнергии в трубопроводном транспорте нефти // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 1. – С. 47–57.

2. Кутуков С.Е. Информационно-аналитические системы магистральных трубопроводов. – М.: СИП РИА, 2002. – 324 с.

3. Гольянов А.И., Гольянов А.А., Кутуков С.Е. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовкии и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 4(110). – С. 156–166. – DOI: 10.17122/ntj-oil-2017-4-156-170.

4. Галимов Р.М., Чумаков Г.Н., Буртасов С.Е. Оценка энергоэффективности системы промыслового сбора скважинной продукции ЦДНГ № 7 ООО «Лукойл-Пермь» // Вестник Пермского научно-исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 17. – С. 35–46.

5. Концепция системы мониторинга надежности и эксплуатации промысловых трубопроводов / А.В. Аржиловский, А.В. Алферов, Р.И. Валиахметов  [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 128–132.

В статье рассмотрены результаты исследования высоковязких эмульсий, состоящих из двух несмешивающихся жидкостей: нефти и воды. Выполнен анализ факторов, которые влияют как на вязкость таких эмульсий, так и на точку инверсии фаз. В процессе работы экспериментально установлено, что точка инверсии фаз находится в пределах обводненности продукции от 50 до 80 % и характеризуется наивысшими значениями вязкости водонефтяных эмульсий. Однако при определенных условиях, влияющих на дисперсную систему, данный диапазон обводненности может увеличиться до 85 %. Изучено влияние таких параметров, как плотность воды и нефти, вязкость нефти, интенсивность перемешивания, скорость сдвига жидкости, межфазное натяжение на границе раздела нефть – вода, кислотность (рН) водной фазы, на реологическое поведение дисперсных систем, смещение точки инверсии фаз и вязкость водонефтяных эмульсий. Получены зависимости динамической вязкости водонефтяных эмульсий от указанных факторов. Определены факторы, которые влияют на фазовую инверсию дисперсных систем и динамическую вязкость водонефтяных эмульсий. Выявлены критерии влияния данных факторов на смещение точки инверсии фаз эмульсий. Выведена эмпирическая формула, которая учитывает влияние смещения точки инверсии фаз в зависимости от разности плотностей нефти и воды. Представлены основные выводы о смещении фазовой инверсии, с помощью которых можно разработать алгоритмы принятия решений при прогнозировании точки инверсии фаз и динамической вязкости водонефтяных эмульсий как при добыче и транспортировке, так и при подготовке нефти.

Список литературы

1. Валиахметов Р.И., Здольник С.Е., Литвиненко К.В. Системный подход к выбору технологий предотвращения осложнений при скважинной добыче нефти // Инженерная практика. – 2016. – № 4.

2. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. – М.: Недра, 1987. ‒ 144 с.

3. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2004. – 391 с.

4. Ngan K.H. Phase Inversion in dispersed liquid-liquid pipe flow // Ph.D. Thesis, Department of Chemical Engineering, University College London. – 2010.

5. Matar O.K., Hewiiitt G.F., Ortiz E.S. Phase Inversion in Liquid-Liquid Dispersions. – 2001. – https://fliphtml5.com/tghv/wfop

6. An Analysis of Oil/Water Flow Phenomena in Horizontal Pipes / S. Arirachakaran, K.D. Oglesby, M.S. Malinowsky [et al.] // SPE-18836. – 1989. – http://dx.doi.org/10.2118/18836-MS

7. Rheology of Heavy-Oil Emulsions / H. Alboudwarej, A. Shahraki [et al.] // SPE-97886-PA. – 2007. – DOI:10.2118/97886-PA.

8. Flow Patterns Transition Law of Oil-Water Two-Phase Flow under a Wide Range of Oil Phase Viscosity Condition / W. Wang, W. Cheng, K. Li [et al.] // Journal of Applied Mathematics. – 2013. – No. 8. – P. 1–8. – http://dx.doi.org/10.1155/2013/291217.

9. Odozi U.A. Three-phase gas/liquid/liquid slug flow: Ph.D. Thesis. – Imperial College, London, UK. – 2000.

10. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева& – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 324 с.

11. Faroughi S.A., Huber C. Crowding-based rheological model for suspensions of rigid bimodal-sized particles with interfering size ratios // Physical Review. – 2014. – No. 5. – DOI:10.1103/PhysRevE.90.052303

12. Ioannou K. Phase inversion phenomenon in horizontal dispersed oil/water pipeline flows: PhD Thesis. – London: University College London, 2006. – 377 p.

13. Nädler M., Mewes D. Flow Induced Emulsification in the Flow of two Immiscible Liquids in Horizontal Pipes // Int. J. Multiphase Flow. – 1997. – No. 23 (1). – P. 55–68.

14. Instruction Manual HAAKE Viscotester 550. – https://archive-resources.coleparmer.com/Manual_pdfs/98941-00,10.pdf

В отечественных и зарубежных нормах расчеты на прочность трубопроводов проводятся по силовым критериям в напряжениях в форме допускаемых предельных состояний и допускаемых напряжений. При этом исходят из предположения, что уровень дефектности трубопроводов на стадиях их установления, строительства и эксплуатации остается в пределах норм дефектоскопического контроля. Однако анализ длительной эксплуатации трубопроводов (до 40-50 лет) показывает, что выполнение расчетов по имеющимся нормативам не исключает возникновения и развития дефектов и трещин, размеры которых не только превышают нормативные, но и приводят к потере герметичности и разрушению.

В статье рассмотрены проблемы анализа наиболее опасных состояний магистральных трубопроводов для транспорта нефти и нефтепродуктов при возникновении продольных сварных трещин, приводящих к разгерметизации и дальнейшему развитию разрушения. В основу анализа положены нормативные методы основных расчетов прочности по допускаемым напряжениям в сочетании с методами линейной и нелинейной механики разрушения. Для современных трубопроводов, изготавливаемых из трубных сталей повышенной пластичности, предельное состояние в зонах и вне зон трещин достигается при возникновении развитых областей пластичности, существенно изменяющих номинальное и локальное напряженно-деформированное состояние. С учетом этого обоснованы необходимость и возможность использования вместе силовых критериев линейной механики разрушения предложенных критических коэффициентов интенсивности напряжений и интенсивности деформаций в системе относительных параметров. Это позволяет вести расчеты для случаев больших номинальных и местных деформаций, превосходящих предельные упругие в десятки и сотни раз. Расчетами показано значительное увеличение размеров предельных трещин при переходе от хрупких разрушений к вязким.

Список литературы

1. Мазур И.И., Иванцов О.Н. Безопасность трубопроводных систем. – М.: Недра, 2004. – 1099 с.

2.  Перспективы исследований в области анализа риска для совершенствования государственного регулирования и повышения безопасности объектов нефтегазохимического комплекса / Н.А. Махутов, С.Г. Радионова, С.А. Жулина [и др.] // Безопасность труда в промышленности. – 2017. – № 9. –  С. 5–13.

3. Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. – М.: Машиностроение, 1981. – 272 с.

4. Нейбер Г., Хан Г. Проблемы концентрации напряжений в научных исследованиях и технике // Механика. – 1967. –  № 3. – С. 96–112.

5. Комплексные механические испытания для расчетов прочности магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / Д.А. Неганов, Н.А. Махутов, Ю.В. Лисин [и др.] // Заводская лаборатория. – 2018. – № 4. – С. 47–59.

6. Махутов Н.А.  Прочность и безопасность. Фундаментальные и прикладные исследования. – Новосибирск: Наука, 2008. – 528 с.

7. Неганов Д.А., Лисин Ю.В., Махутов Н.А. Комплексный анализ запасов прочности трубопроводов и базовых механических свойств трубных сталей // Д.А. Неганов, Ю.В. Лисин, Н.А. Махутов, В.М. Варшицкий / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 7. – С. 9–17.

8. Kiefner J.F. Failure stress levels of flaws in pressurized cylinders // American society of testing and materials report. – 1973. – No. ASTM STP 536. – P. 461–481.

9. Плювинаж Г. Механика упругопластического разрушения / под ред. Е.М. Морозова. – М.: Мир, 1993. – 448 с.

10. Matvienko Yu.G. Safety factors in structural integrity assessment of components with defects//International Journal of Structural Integrity. – 2013. – № 4. – С. 457–476.

11. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность средств хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов. – М.: МГОФ «Знание», 2019. – 928 с.

12. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. – Новосибирск: Наука, 2005. – 516 с.

В статье рассмотрен авторский опыт разработки и применения ряда мобильных обучающих приложений по дисциплинам специальности «Нефтегазовое дело». Вычислительная мощность современных мобильных устройств позволяет легко использовать их в образовательных целях, создавая виртуальную образовательную среду. На экране телефона можно создать интерактивный технический процесс, в частности, лабораторную работу. Наглядность современной графики в сочетании с выполнением традиционных расчетов усиливают восприятие учебной информации студентом. Дополнительное преимущество – высокая доступность мобильных устройств. Благодаря мобильному обучающему приложению каждый студент получает возможность за сравнительно короткий промежуток времени выполнить лабораторную работу или иное практическое задание с помощью личного телефона или планшета. Отмечено, в настоящее время высшая школа практически не использует потенциал мобильных устройств. Технические дисциплины нефтегазовой тематики включают большое количество лабораторных работ и расчетных заданий, имитирующих производственную деятельность. Разнообразие задач и их практическая ориентированность позволяют предположить высокий потенциал внедрения технологий электронного обучения. В статье представлены образовательные задачи, которые можно решать с помощью специальных мобильных приложений, имитирующих работу лабораторных приборов или процедуру промыслового исследования. Такие приложения, названные авторами «виртуальными лабораториями», позволяют в виртуальной среде выполнить техническое задание, при этом каждый студент работает со своими числами, а приложение проверяет результат вычислений студента. Дано краткое описание принципов построения мобильных приложений. В основе приложений лежит численная или аналитическая модель. Совершая действия в приложении, студент взаимодействует с математической моделью. Некоторые параметры модели студент видит на экране телефона, что воспринимается как реальные параметры технического процесса (вес предмета, показания датчика давления и др.). Обрабатывая видимые параметры модели, студент расчетным путем находит скрытые параметры, которые и являются предметом проверки. Проанализированы результаты анкетирования студентов, использовавших приложения для дистанционного обучения. Даны рекомендации по разработке аналогичных приложений.

Список литературы

1. Мухина А.Г., Шеляго Н.Д. Построение виртуальных моделей мониторинга технологических процессов нефтегазового производства в среде PI System как средство обучения поколения digital natives // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2020. – № 4(561). – С. 50–54. – DOI: 10.33285/0132-2222-2020-4(561)-50-54

2. Штырова И.А., Виштак Н.М., Ремаренко С.А. Использование мобильного приложения для вузовского подразделения дополнительного образования // Современные наукоемкие технологии. – 2019. – № 2. – С. 153–157.

3. Добычина С.С. Мобильные технологии в системе высшего образования // Наука ЮУрГУ: материалы 69-й научной конференции. Секция экономики, управления и права. – 2017. – Т. 1. – C. 29–34.

4. Рахматов В.З. Виртуальные лаборатории в системе обучения студентов // Сборник научных трудов Донецкого института железнодорожного транспорта. – 2018.

5. Duncan R. The Potential Contribution of Augmented and Virtual Reality to the Oil and Gas Industry // International Journal of Management and Applied Research. – 2015. – V. 2. –  No. 3. –  Р. 112–120. – DOI: 10.18646/2056.23.15-011

6. Santos I. H. F. A Collaborative Virtual Reality Oil & Gas Workflow // The International Journal of Virtual Reality. – 2012. – № 11(1). – Р. 1–13. – DOI: 10.20870/IJVR.2012.11.1.2832

7. Jampeisov Z. Using Virtual Reality Technology in Oil and Gas Industry //International Journal of Engineering and Management Research. – 2019. – V. 9 (2). – Р. 124–127. – DOI: 10.31033/ijemr.9.2.15

8. Kyselova V. The Benefits of VR for Improving Training in the Oil and Gas Industry. – https://jasoren.com/the-benefits-of-vr-for-improving- training-in-the-oil-and-gas-industry/

9. Drilling Simulator Lab Training - Module 1: Drilling Operation Practices. – Dakota: University of North Dakota. – https://register.und.edu/learning/jsp/session.jsp?sessionId=EVT.18.0003&courseId=EVT.ENGR.DS...

10. Реализация междисциплинарного обучения в виртуальной среде проектной и производственной деятельности / В.Г. Мартынов, В.С.  Шейнбаум, П.В. Пятибратов, С.А. Сарданашвили // Инженерное образование. – 2014. – № 14. – С. 5–11.

11. Цифровое месторождение в образовании / В.Г. Мартынов, В.С. Шейнбаум, С.А. Сарданашвили, П.В. Пятибратов // Нефтяное хозяйство. –  2011. – № 6. – С. 124–126.

12. Hero L.M., Lindfors E. Students’ learning experience in a multidisciplinary innovation project // Education + Training. – 2019. – V. 61. – No. 4. – Р. 500–522. – DOI 10.1108/ET-06-2018-0138

13. Шеляго Е.В., Шеляго Н.Д. Опыт разработки и применения в учебном процессе приложения «Virtual PetroLab» для мобильных устройств // Высшее образование в России. – 2019. – Т. 28. – № 5. – С. 120–126. – DOI: 10.31992/0869-3617-2019-28-5-120-126

Биокоррозия трубопроводов развивается в результате воздействия разнообразных факторов. Процесс адаптации микроорганизмов к действию отдельных факторов среды является достаточно сложным и определяется совокупностью параметров. Условия почвогрунта трассы нефтепровода обусловливают активную бактериальную и микологическую колонизацию. Микромицеты, входящие в состав микробной ассоциации могут изменять концентрацию отдельных бактерий, продуцируя антибиотические соединения, а следовательно, количественные соотношение различных представителей микробиоценоза. В статье рассмотрены результаты исследования комплекса факторов, влияющих на развитие биокоррозионного процесса на трассе нефтепровода. Изучены факторы развития коррозии в почвогрунте, отобранном вблизи трассы нефтепровода, и контрольных пробах, отобранных на некотором расстоянии от нефтепровода. Бактериологическое исследование образцов позволило установить качественную и количественную характеристики коррозионно-активных микроорганизмов – сульфатредуцирующих и тионовых бактерий. Количественные характеристики выявленных тионовых и сульфатредуцирующих бактерий для образцов, отобранных на трассе нефтепровода, и контрольных проб различались. Микологическое исследование почвогрунта выявило более высокое количественное содержание микромицетов вблизи нефтепровода в сравнении с контрольными пробами. Установленный уровень показателя удельного электрического сопротивления почвогрунта свидетельствует о его высокой коррозионной агрессивности. При этом влажность грунта является оптимальной для протекания подземной почвенной коррозии с максимальной скоростью. Полученные результаты исследований свидетельствуют о формировании специфического почвенного микробиоценоза на трассах нефтепровода, представленного коррозионно-активными микроорганизмами – бактериями и грибами, способствующими развитию биокоррозии. На основе проведенного анализ выраженности микробиологических показателей почвогрунта сделан вывод о необходимости применения дополнительных методов исследования с целью дальнейшей идентификации спектра коррозионно-активных микроорганизмов, вызывающих развитие коррозии на трассе нефтепровода.

Список литературы

1. Шаркова Т.В., Кутлунина Н.В., Мингалев Е.П. Коррозионно-опасные почвенные микрофлорные месторождения в Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 8. – С. 108–111.

2. Microbiologically influenced corrosion of underground pipelines under the disbonded coatings / S. Li, Y. Kim, K. Jeon, K. Kho // Metals and Materials International. – 2000. – № 6 (3). – Р. 281–286.

3. Рязанов А.В., Вигдорович В.И., Завершинский А.Н. Биокоррозия металлов. Теоретические представления // Вестник Тамбовского университета. Серия: Естественные и технические науки. – 2003. – 8 (5). – С. 821–837.

4. Failure analysis of an onshore pipeline in petroleum industry - A case study / M.K. Talukdar, A. Kujur, S. Bhat, S.K. Sahota // Society of Petroleum Engineers - SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition 2012, OGIC – Further, Deeper, Tougher: The Quest Continues. – Р. 783–791.

5. Грибанькова А.А., Мямина М.А., Белоглазов С.М. Микробиологическая коррозия мягкой стали в водно-солевых средах, содержащих сульфатредуцирующие бактерии //Вестник Балтийского федерального университета им. И. Канта. – 2011. – № 7. – С. 23–29.

6. Hamilton W.A. Microbially Influenced Corrosion as a Model System for the Study of Metal Microbe Interactions: a Unifying Electron Transfer Hypotesis // Biofouling. – 2003. – № 19 (1). – Р. 65–76.

7. Yang M., Yang Y.S., Du X. Fate and transport of petroleum hydrocarbons in vadose zone: Compound-specific natural attenuation // Water, Air & Soil Pollution. – 2013. – V. 224. – № 3. – Article № 1439. – 14 p.

8. Чеснокова М.Г., Шалай В.В., Краус Ю.А. Биокоррозионная активность почвогрунта на трассах нефтепровода Краснодарского края //Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 102–105.

9. Chesnokova M.G., Shalay V.V. An actuality of soil micromyceta community studies for soil biocorrosive activity evaluation on the oil pipeline routes [Electronic resource] // AIP Conference Proceedings. – 2018. – V. 2007: Oil and Gas Engineering. – Р. 020006-1–20006-4. – https://doi.org/10.1063/1.5051845.

10. Chesnokova M.G., Shalay V.V., Kriga A.S. Biocorrosive activity analysis of the oil pipeline soil in the Khanty-Mansiysk Autonomous Region of Ugra and the Krasnodar Territory of the Russian Federation // AIP Conference Proceedings. – 2017. – V. 1876. – Р. 020019-1 –020019-4. – https:// doi. org/ 10.1063/1.4998839.

11. Чеснокова М.Г., Шалай В.В. Актуальность изучения сообщества почвенных микромицетов при проведении оценки биокоррозионной активности почвогрунта на трассах нефтепровода // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства: Материалы 8-й международной научно-технической конференции, 2018. – С. 30–32.

12. Chesnokova M.G. Shalay V.V, Kriga A.S. The relevance of studying soil biocorrosive activity in establishing an integrated action criterion combined effect of corrosion factors // Procedia Engineering. – 2016. – V. 152. – С. 420–422.

13. Хабибуллина Ф.Н. Биоразнообразие микромицетов подзолистых и болотно-подзолистых почв // Микология и фитопатология. – 2006. – № 1. – С. 32–34.

Процесс добычи нефти сопровождается воздействием на все компоненты природных сред: атмосферный воздух, почвенно-растительный покров, поверхностные воды, включая донные отложения. В условиях Среднего Приобья с его высокой степенью заболоченности и заозеренности именно болотно-озерные экосистемы оказываются наиболее уязвимыми в ходе хозяйственной деятельности человека. Это относится и к территории Лянторского нефтегазоконденсатного месторождения, разрабатываемого с 1978 г., в ландшафтной структуре которого озерно-болотные комплексы занимают почти 80 % территории. На длительно разрабатываемых месторождениях, прежде всего тех, эксплуатация которых началась в советский период, фоновые наблюдения за состоянием природных сред, в том числе поверхностных вод и донных отложений, не проводились. Восполнен этот пробел только в постсоветский период, а в начале XXI века гидрохимические исследования стали регулярными с определением большого количества загрязняющих веществ. Лянторское месторождение, как и другие длительно осваиваемые месторождения, также охвачено ежегодными гидрохимическими исследованиями с большим количеством определяемых компонентов на 10 водотоках. Результаты этих исследований приведены в статье. В результате анализа текущего состояния поверхностных вод Лянторского месторождения установлено, что в поверхностных водах отмечается наличие фенолов, биогенных веществ, тяжелых металлов и других химических веществ, содержание которых превышает установленные предельно допустимые концентрации. Это характерно не только для рек данного месторождения, но и для других водотоков территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, где добыча углеводородов не ведется. Отмеченное связано с природными особенностями местности и процессами, протекающими в недрах земли. Анализ результатов исследования свидетельствует, что длительная эксплуатация Лянторского месторождения не оказала видимого влияния на гидрохимическое состояние поверхностных вод и донных отложений водотоков месторождения. Повышенное содержание некоторых загрязняющих веществ обусловлено не только техногенными факторами, но природными особенностями таежной зоны Западной Сибири.

Список литературы

1. Шубаев Л.П. Сургутское Полесье Западно-Сибирской низменности // Изв. ВГО СССР. – 1956. – Т. 88. – Вып. 2. – С. 167–169.

2. Болотные системы Западной Сибири и их природоохранное значение / О.Л. Лисс, Л.И. Абрамова, Н.А. Аветов [и др.] // под ред. В.Б. Куваева. – Тула: Гриф и К0, 2001. – 584 с.

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

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

5. Постановление Правительства ХМАО-Югры № 441-П от 10.11.04 г. «Предельно допустимый уровень (ПДУ) содержания нефти и нефтепродуктов в донных отложениях поверхностных водных объектов на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры».

Моделирование экономики конкурирующих нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и отрасли в целом вызывает ряд трудностей из-за ограниченности информации об объектах переработки. Развитие нефтепереработки России на основе крупных инвестиций требует взвешенных оценок с учетом всей доступной информации. Инструменты моделирования и применение его результатов различаются в зависимости от анализа отдельного НПЗ или их группы. Существует необходимость в инструментах, позволяющих сформировать совокупность оценочных параметров российских НПЗ, которые обеспечат сопоставимые результаты моделирования для каждого объекта вне зависимости от доступности информации.

В статье рассмотрены разработка и апробация инструментов, позволяющих получить параметры НПЗ и сформировать на их основе модели нефтепереработки России. В условиях отсутствия ключевых данных о материальных балансах технологических установок, потоках полупродуктов и их свойствах, ценах реализации нефтепродуктов и закупки нефти предложены процедуры, позволяющие получить оценки недостающих данных. Введен ряд предпосылок, которые дают возможность оценить материальные балансы технологических процессов нефтеперерабатывающих предприятий. В результате получен набор оценок материальных балансов технологических процессов НПЗ, которые соответствуют реальным диапазонам значений, удовлетворяют фактическому производству продукции и обеспечивают условие экономической оптимальности фактического объема переработки нефтяного сырья. После формирования ценовых параметров и оценки материальных балансов установок составлена целевая экономическая функция, максимизация которой достигается при оптимизации объема перерабатываемого нефтяного сырья. На основе разработанной интегрированной технико-экономической модели нефтеперерабатывающей отрасли России выполнен сценарный прогноз развития отрасли с детализацией показателей до уровня отдельного НПЗ с возможностью анализа динамики корпоративной структуры. Полученные результаты могут использоваться в качестве основы для долгосрочных управленческих решений в отношении стратегии развития НПЗ или построения маркетинговой и инвестиционной политики заводов.

Список литературы

1. Arellano-Garcia H. Modelling andoptimisation approach of an integrated oil refinery and a petrochemical plant / E. Ketabchi, E. Mechleri, S. Gu // Computer Aided Chemical Engineering. – 2018. – N 44. – P. 1081-1086. – http://doi:10.1016/B978-0-444-64241-7.50175-0

2. Sales L., Luna F., Prata B. An integrated optimization and simulation model for refinery planning including external loads and product evaluation // Braz. J. Chem. – 2018. – V. 35. – N 1. – P. 199-215. – http://doi:10.1590/0104-6632.20180351s20160124

3. A framework for crude oil scheduling in an integrated terminal-refinery system under supply uncertainty / F. Oliveira, P. Nunes, R. Blajberg, S. Hamacher // European Journal of Operational Research. – 2016. – N 252 (2). – P. 635–645. – http://doi:10.1016/j.ejor.2016.01.034

4. Ulanov V. Business development in emerging economies on the basis of limits and conditions of national strategies // Global Journal of Emerging Market Economies. – 2019. – V. 11. – N 1–2. – P. 37–47. – http://doi:10.1177/0974910119871376

5. Клочко О., Григорова А. Модели глобальных цепочек создания стоимости в нефтеперерабатывающей промышленности // Мировая экономика и международные отношения. – 2020. – № 1. – С. 99–109. – http://doi:10.20542/0131-2227-2020-64-1-99-109

6. Incentives for Repeated Contracts in Public Sector: Empirical Study of Gasoline Procurement in Russia / A. Yakovlev, O. Vyglovsky, O. Demidova, A. Bashlyk // International Journal of Procurement Management. – 2016. – V. 9. – N 3. – P. 99–109. – http://doi:10.1504/IJPM.2016.076305