В статье рассмотрены результатах геолого-поисковых работ в пределах Ельниковской площади Ельниковского месторождения на юго-востоке Удмуртской Республики. На данной площади за последние 2 года открыты три залежи в разрезе радаевского горизонта терригенной толщи визейского яруса. Ловушки стратиграфического типа, прилегающие к несогласию. Неантиклинальные ловушки приурочены к выклиниванию пластов песчаников на склонах эрозионных карбонатных останцов турнейского возраста. На примере территории Арланского карбонатного палеоплато показан возможный механизм формирования эрозионных палеоврезов в результате как деятельности палеоречной системы, так и эрозионно-карстовых процессов. Деструкция карбонатных отложений турнейско-верхнефаменского возраста в данном районе может достигать 100 м и более. Сделано предположение о вероятной роли эрозионных врезов как каналов латеральной миграции углеводородов из зон развития нефтематеринских пород в пределах впадин Камско-Кинельской системы в пределы бортовых частей палеошельфа. Даны характеристика и основные параметры новых залежей. Отмечено, что по морфологическим признакам выделяются кольцевой и козырьковый их типы. Локальный характер развития и небольшие размеры залежей в плане определяют небольшой ресурсный объем подобных ловушек. Однако, как показывает статистика открытий последних лет в Волго-Уральском регионе, по величине запасов данные объекты представляют промысловый интерес. В пределах рассматриваемого района наличие существующего фонда скважин позволяет проводить доизучение выявленных и поиск новых подобных залежей посредством бурения боковых стволов, нередко, они могут быть дополнительными при разбуривании вышележащих объектов.

Список литературы

1. Мухаметшин Р.З. Эрозионные врезы и их нефтеносность.  – Казань: Изд-во Казанского университета, 2016. – 88 с.

2. Мухаметшин Р.З., Напалков В.Н. Роль выпускников Казанского университета в познании природы нижнекаменноугольных эрозионных врезов // В сб. материалов международной научно-практической конференции: «Казанская геологическая школа и ее роль в развитии геологической науки в России». – Казань, 2009. – С. 588-591.

3. Смирнов В.Г. Визейские и верейские эрозионные врезы – перспективные объекты на поиск залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1994. - № 7. – С. 21-29.

4. Ларочкина И.А. Концепция системного геологического анализа при поисках и разведке месторождений нефти на территории Татарстана. – Казань: ФЭН, 2013. – 232 с.

5. Некоторые особенности строения визейских врезов в Удмуртии / И.К. Шпилевая, Е.В. Трофимова, В.Ф. Фурман, А.Г. Истомин // Геология нефти и газа. - 2001. - № 6. - С. 40–43.

6. Ваксман С.И., Благиных Л.Л. Оценка роли каналов вторичной миграции углеводородов в визейской терригенной толще юго-востока Пермской области (платформенная часть). – Пермь: ПермНИПИнефть, 2004. – 32 с.

ПАО «НК «Роснефть» уделяет особое внимание вовлечению в разработку коллекторов со сложной структурой, обусловленной неоднородностью пороупругих свойств. В настоящее время в компании применяется широкий спектр методов лабораторного изучения деформационно-прочностных свойств горных пород. Результаты исследований способствуют повышению эффективности научного сопровождения разработки нефтяных и газовых месторождений. Многие операции определения механических свойств пород, такие как определение пределов прочности при различных условиях, стали рутинными. Наиболее общим и информативным в отечественной практике является комплексная методика построения паспортов прочности пород, которая дает необходимый минимум информации о прочностных и деформационных свойствах пород для дальнейшего использования в целях геомеханического и гидродинамического моделирования. Одним из важнейших параметров, используемых как в моделировании, так и в расчете исходных данных для геомеханических лабораторных исследований, является коэффициент пороупругости (Био). Его определение требует проведения серии длительных обособленных исследований. Для получения необходимых расчетных данных необходимо оценить деформационные характеристики кернового материала в различных условиях распределения нагрузок, что связано с усложнением аппаратной части эксперимента.

В статье представлен разработанный в ПАО «НК «Роснефть» метод расчета коэффициента Био. Исходными данными для расчета служат результаты определения прочностных свойств керна, например, в рамках построения паспортов прочности пород. Это позволяет существенно снизить затраты на лабораторные исследования. В компании уделяется большое внимание научно-методическому обеспечению цифрового моделирования и также снижению связанных с ним издержек.

Список литературы

1. Coussy O. Poromechanics. – John Wiley & Sons Ltd, 2004. – 298 р.

2. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. – Elsevier B.V., 2008. – 491 р.

3. Zhou X., Vachaparampil A., Ghassemi A. A combined method to measure Biot’s coefficient for Rock, American Rock Mechanics Association, presentation at the 47th US Rock Mechanics // Geomechanics Symposium held in San Francisco, CA, USA, 23–26 June 2015. – USA, CA, San Francisco: ARMA, 2015. – 9 p.

4. Омельянюк М.В., Пахлян И.А., Рогозин А.А. Обоснование комбинированной технологии повышения производительности скважин для условий майкопских отложений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 114–116. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-114-116

5. Рогозин А.А., Леонов Я.А., Сухова О.Г. Оценка эффективности применения обработки призабойной зоны пласта при лабораторном моделировании радиальной фильтрации // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 1 (637). – С. 20–23. – DOI: 10.33285/0207-2351-2022-1(637)-20-23

6. Дронова И.А., Посысоев А.А., Рогозин А.А. Выявление потенциально-эффективных интервалов артинского горизонта для проектирования бурения горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 2. – С. 57–61. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-2-57-61

7. Franquet J.A., Abass H.H. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter Three different methods. Rock Mechanics for industry / edited by A. Kranz, S. Smeallie. – Rotterdam: Balkema, 1999. – Р. 349–355.

Содержание бора при фациальном анализе может являться не только показателем палеосолености водной среды, но и индикатором гидродинамических процессов. Проанализировано соответствие экстремумов унифицированного полимодального распределения относительного содержания бора различным условиям осадконакопления, связанным с палеосоленостью и динамическими свойствами воды. Представлены условия образования дискретного, полимодального распределения интенсивностей процессов преобразования открытых географических систем, на основании которых определены состояния процессов накопления бора. Дискретность форм распределения интенсивности процесса обусловлена его разрешенными состояниями, а инвариантность форм – закономерностью гармоничного воздействия, связанного с «золотой пропорцией». Эмпирически подтверждено, что экстремумы унифицированного мультимодального статистического распределения содержания бора относительно глинистости соответствуют различным условиям осадконакопления, связанным не только с палеосоленостью воды, но и с ее активной, либо пассивной динамикой. На примере литолого-фациального анализа песчаных пластов углеводородных месторождений проиллюстрированы возможности выделения зон с различной динамикой воды при условии известной либо постоянной палеосолености на исследуемой площади. Установлено, что относительное содержание бора и закономерности его распределения в осадках и фациальных комплексах, сформированных в прибрежно-морской полосе, с учетом палеосолености определяются гидродинамическим режимом среды седиментации: усиление активности вод способствует накоплению бора в системе, снижение активности – уменьшению его концентрации. В свою очередь при интерпретации результатов наложения латерального распределения относительного содержания бора на фациальную карту необходимо учитывать направление движения соленых вод, по сравнению с которыми по содержанию бора определяется изменения (уменьшение или увеличение) динамической активности воды.

Список литературы

1. Валиев Ю.Я. Геохимия бора в юрских отложениях Гиссарского хребта. – М.: Наука, 1977. – 150 с.

2. Столбова Н.Ф. Бор в нефтегазоносных отложениях Западной Сибири // Изв. ТПУ. – 2001. – Т. 304. – № 1. – С. 217–225.

3. Лукашев В.К., Дербинский В.А. Прикладное и экспериментальное исследование геохимии бора как индикатора палеосолености // Экспериментальное исследование форм и процессов гипергенной миграции элементов. – Минск: Наука и техника, 1977. – С. 78–82.

4. Мельник И.А. Определение условий седиментации верхней части нижнемеловых отложений на юго-востоке Западной Сибири // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2015. – № 2. – С. 3–10.

5. Князева Е.Н., Курдюмов С.П. Основания синергетики. Синергетическое мировидение. – М.: КомКнига, 2005. – 240 с.

6. Пригожин И., Стенгерс И. Порядок из хаоса: Новый диалог человека с природой. – М.: Прогресс, 1986. – 432 с.

7. Мельник И.А. Определение интенсивности вторичных геохимических процессов на основе статистической интерпретации материалов ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 11. – С. 35–40.

8. Мельник И.А. Соотношение временных параметров геохимического процесса наложенного эпигенеза и «золотое сечение» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 5. – С. 30–39.

9. Мельник И.А. Универсальная причина в образовании дискретных состояний статистических распределений интенсивностей различной природы // Журнал Формирующихся Направлений Науки. – 2016. – Т. 4. – № 12, 13. – С. 20–26. – http://www.unconv-science.org/pdf/IJUS-v12-2016.pdf

10. Мельник И.А. Определение интенсивности геохимических процессов по материалам геофизических исследований скважин. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2016. – 146 с.

11. Трощенко В.В. О механизме накопления первичного материала ископаемых гумусовых углей и угленосных формаций // Вестник Адыгейского ГУ. Сер. 4. – 2011. – №2. – С. 74–87.

12. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

Разбуривание крупных нефтегазовых месторождений Восточной Сибири осложняется наличием в разрезе пластов, склонных к обвалам, осыпям, поглощениям бурового раствора; характеризующихся в процессе вскрытия снижением (по разным причинам) естественных пористости и проницаемости; с низкими термобарическими параметрами (температура – около 14 °С, градиент пластового давления – 0,8-0,95). Отмеченное обусловливает необходимость тщательного обоснования, разработки и применения специальных технологических жидкостей для бурения в интервалах залегания таких пластов. Буровые растворы должны следующим требованиям: плотность – не более 1100 кг/м³; реологические характеристики (вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига) соответствуют пластовым термобарическим условиям; дисперсная фаза раствора, проникающая в поровое пространство коллектора, физически и химически инертна по отношению к породообразующим минералам продуктивного пласта и со временем разлагается и выносится из коллектора; фильтрат бурового раствора не вступает во взаимодействие с вещественным составом цемента породы (не вызывает его набухания и деструкции) и др. В рамках разработки состава растворов на углеводородной основе проведен ряд экспериментальных исследований. Подобраны оптимальные концентрации компонентов раствора на углеводородной основе для условий хамакинского горизонта в Восточной Сибири. По результатам сравнительных экспериментов сделан вывод, что предложенные рецептуры эффективны и перспективны, обеспечиваю высокий коэффициент восстановления проницаемости. При бурении скважин на Восточно-Алинском месторождении в интервале горизонтального участка (под хвостовик) на первом этапе для опытно-промышленного внедрения выбраны растворы на основе дизельного топлива из-за их более высокой экологичности по сравнению с растворами на основе нефти и высокоминерализованного раствора. На втором этапе были испытаны растворы на основе нефти. После успешных опытных работ повсеместно на месторождениях с терригенным коллектором принята технология бурения данного пласта по технологии с контролем давления на забое (равновесии и депрессии).

Список литературы

1. Результаты морфотектонического анализа Талаканского месторождения / Д.С. Апенышев, А.М. Карлов, В.А. Парфирьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 12–19.

2. Парфирьев В.А., Палеев С.А., Ваганов Ю.В. Анализ строительства нефтяных скважин в осложненных условиях на месторождениях Восточной Сибири // Известия вузов. Нефть и газ. – 2016. – № 6. – С. 97–100. – DOI: 10.31660/0445-0108-2016-6-97-100

3. Geological Aspects of Producing Reserves from Complex Gas Deposits / Yu.V. Vaganov, A.K. Yagafarov, I.I. Kleshchenko [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2017. – V. 12. – No. 24. – P. 16077–16082

4. Полисолевой биополимерный буровой раствор для строительства скважин на месторождениях с терригенным коллектором в Восточной Сибири / В.А. Парфирьев, С.А. Палеев, Н.Н. Закиров, Ю.В. Ваганов // Известия вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 1. – С. 63–68. – DOI:10.31660/0445-0108-2018-1-63-68

5. Increase in permeability of the terrigenous reservoir after exposure to polymer-based drilling mud / Yu.V. Vaganov, O.V. Spirina, A.E. Anashkina [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2018. – V. 13. – No. 2. – P. 879–884

6. Применение растворов на углеводородной основе при первичном вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта на месторождении Восточной Сибири / В.А. Парфирьев С.А. Палеев, Н.Н. Закиров, Ю.В. Ваганов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 112–114. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-112-114

7. Парфирьев В.А., Ваганов Ю.В., Закиров Н.Н. Инвертно-эмульсионные растворы для вскрытия хамакинского горизонта Восточно-Алинского месторождения // Известия вузов Нефть и газ. – 2020. – № 3. – С. 44–53. – DOI: 10.31660/0445-0108-2020-3-44-53.

8. Парфирьев В.А. Обоснование технологии вскрытия хамакинского горизонта Восточно-Алинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 88–91. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-88-91

В статье рассмотрены технологии вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, применяемые на объекте АВ₁^1-2 «рябчик» многопластового Самотлорского месторождения. Объект разработки АВ₁^1-2характеризуется значительной макро- и микро- неоднородностью по площади, что обусловлено накоплением осадков в разных зонах морской акватории, а также различной степенью биотурбации. В соответствии со свойствами слагающих пласт коллекторов, условиями осадконакопления, а также с учетом вовлечения участков в разработку выделено девять зон. Проницаемость по зонам изменяется от 5 до 81 10^-3 мкм². Основной объем (более 90 %) остаточных запасов нефти сосредоточены в средне- и низкопроницаемых (коэффициент проницаемости – 5-7 10^-3 мкм²) зонах. Для более эффективной разработки этих зон на месторождении освоена технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) и бурения скважин с длиной горизонтального ствола до 2000 м. Реализация гидроразрыва пласта осложнена наличием подстилающего высокопродуктивного и водонасыщенного пласта АВ₁³. Проведение ГРП на объекте «рябчик» характеризуется высокими рисками прорыва трещин в пласт АВ₁³. Для уменьшения высоты трещин применяются малообъемные гидроразрывы с использованием несшитого геля. Эта технология позволяет уменьшить высоту трещины на 30-60 % по сравнению с высотой трещины ГРП на сшитом геле при аналогичной загрузке проппанта. Применение малообъемных ГРП позволяет также отдельно разрабатывать пачки, выделенные в разрезе объекта АВ₁^1-2, там, где это возможно и есть достаточный глинисты раздел между коллекторами. В районах с контактными запасами и повышенной проницаемостью опробована технология вскрытия пласта многозабойными скважинами. Пробурены скважины по конструкции «ласточник хвост». Первый опыт показал перспективность бурения таких скважин, их эффективность выше по сравнению с горизонтальными скважинами с МГРП. В зоне высокопродуктивных коллекторов, где обводненность продукции составляет 96-98 % и достигнута значительная выработка запасов, успешно применяются методы увеличения нефтеотдачи. В пласт закачиваются геле- и осадообразующие, а также волокнисто-дисперсные составы.

Список литературы

1. Баракин В.А., Кравченко А.А., Александров В.М. Геолого-технологическое моделирование объекта АВ11-2 «Рябчик» Самотлорского месторождения при проектировании его разработки // Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений: сб. статей / отв. ред. Л.С. Бриллиант. - Екатеринбург: Сред.-Урал. кн. изд-во, 2003. – С. 98-109.

2. Эволюция проектных решений по разработке краевых зон пласта АВ11-2 «рябчик» Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2019. - №7. – С. 5-12.

3. Технико-экономическое обоснование перспектив разработки объекта АВ11-2 «рябчик» горизонтальными и наклоннонаправленными скважинами на примере НП 7, 8, 10 СНГДУ № 1 Самотлорского месторождения / М.А. Вязовая, И.В. Шпуров, Н.К. Коровина [и др.] // Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений: сб. статей / отв. ред. Л.С. Бриллиант. - Екатеринбург: Сред.-Урал. кн. изд-во, 2003. – С. 110-118.

4. Алгоритм разделения данных добычи и закачки по пачкам с учетом данных промыслово-геофизических исследований и гидроразрыва пласта (на примере объекта АВ1(3)-АВ2-3 Самотлорского месторождения) / А.А. Шкитин, И.Б. Митякин, Е.Л. Архипова [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. –  2022. – № 3. – С. 34–38. – DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-34-38

В статье рассмотрены результаты апробации подхода к оценке пластового давления при применении малозатратных методов гидродинамических исследованиях (ГДИ) скважин на одном из низкопроницаемых месторождений Западной Сибири. Проницаемость коллектора на рассматриваемом месторождении составляет менее 2·10^-3 мкм². Показано, что высокая доля оснащенности скважин телеметрическими системами (ТМС) на приеме электроцентробежного насоса и интерпретация динамических данных эксплуатации скважин методом анализа добычи и давления (АДД) позволяют оценить параметры пласта без длительных остановок исследуемых добывающих скважин. С целью оценки текущего пластового давления результаты АДД использовались для моделирования синтетических исследований методом регистрации кривой восстановления давления (КВД) в корпоративном программном комплексе интерпретации материалов ГДИ «РН-ВЕГА». Приведены примеры сравнения результатов ирадиционных ГДИ методом КВД и АДД с моделированием синтетических КВД. Дано описание подхода к оценке текущего пластового давления при проведении АДД, который включает сбор динамических данных эксплуатации скважины, оценку параметров пласта и моделирование синтетической КВД. Для определения границ применимости рассматриваемого подхода выполнено сопоставление с результатами оценки пластового давления, рассчитанного по постоянно действующей 3D гидродинамической модели. Приведены результаты сравнения текущего пластового давления с результатами ГДИ методом КВД. Показано, что использование результатов АДД при факторном анализе позволяет с достаточной для практики точностью выявить основные причины неподтверждения уровней добычи по скважинам. Приведены примеры факторного анализа недостижения запланированного дебита нефти, обусловленного пластовым давлением, забойным давлением, изменением коэффициента продуктивности на неустановившемся/псевдоустановившемся режиме притока и обводненностью скважины.

Список литературы

1. Планирование и анализ нагнетательных тестов при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых пластах с применением ПК «РН-ГРИД» / А.Я. Давлетбаев, Н.А. Махота, А.Х. Нуриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 77–83. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-77-83.

2. Гидродинамические методы исследования скважин в рядной системе разработки на месторождении с низкопроницаемым коллектором / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, Р.И. Абдуллин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 3. – С. 49–58. – DOI: 10.17122/ngdelo-2021-3-49-58

3. Кременецкий М.И.,  Ипатов А.И. Долговременный мониторинг промысловых параметров, как знаковое направление развития современных ГДИС // Инженерная практика. – 2012. – № 9. – С. 4–8.

4. Применение анализа данных добычи на горизонтальных нефтяных скважинах в целях определения фильтрационных свойств пласта / С.В. Туленков, А.С. Широков, Д.В. Грандов [и др.] // Нефтяная провинция. – 2019. – № 4(20). – С. 140–156. – DOI 10.25689/NP.2019.4.140-15

5. Иктисанов В.А., Сахабутдинов Р.З. Оценка технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи при помощи анализа динамики добычи // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 72-76. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-72-7.

6. Зернин А.А., Макаров К.А., Тюлькова А.И. Особенности промыслово-геофизических и гидродинамических исследований горзионтальных многозабойных скважин на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 94–98. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-94-98

7. Анализ добычи и давления по горизонтальным скважинам с многостадийным гидроразрывом пласта / Р.Р. Уразов, А.Я. Давлетбаев, А.И. Синицкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10 – С. 62–67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-62-67

8. Усовершенствованный подход к проведению блочно-факторного анализа разработки пласта / О.Ю. Савельев, А.А. Бородкин, М.В. Наугольнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 74–77.

9. Факторный анализ успешности геолого-технических мероприятий как инструмент повышения качества геолого-гидродинамических моделей / М.В. Наугольнов, Е.В. Растегаева, Р.З. Зулькарниев, Р.Н. Асмандияров // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019. – № 1 (11) – С. 34–38. – DOI: 10.24887/2587-7399-2019-1-34-38

10. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник Башкирского университета. – 2016. – Т. 21. – № 3. – C. 537–544.

Значительные объемы геологических запасов нефти на территории Российской Федерации, в том числе на месторождениях Урало-Поволжья, расположены в водонефтяных зонах. Анализ геологического строения многих крупных нефтяных месторождений платформенного типа показал, что площадь первоначальных водонефтяных зон составляет от 31 до 80,3 % общей площади нефтеносности. На основе анализа и обобщения опыта разработки установлено, что выработка запасов водонефтяных зон происходит в 1,5-2 раза медленнее по сравнению с чисто нефтяными участками. В водонефтяных зонах месторождений наблюдается быстрый прорыв воды в добывающие скважины. Водонефтяной фактор оказывается в 2-3 раза выше, чем на первоначально чисто нефтяных участках.

В статье представлены результаты моделирования вариантов регулирования режимов работы добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны месторождения высоковязкой нефти. Рассмотрено месторождение, основной особенностью эксплуатации которого являются ограниченные возможности нефтеналивного пункта. Вследствие этого на суточные отборы воды накладывается ограничение, связанное с необходимостью вывоза и утилизации попутно добываемой воды. Расчеты на интегрированной модели показали, что отключение обводненных скважин в контактной водонефтяной зоне (при обводненности ниже предельной) не является эффективным способом уменьшения добычи воды, так как такие скважины добывают значительные объемы нефти. Рекомендован перевод обводненных скважин на эксплуатацию штанговыми глубинными насосами. Это обеспечивает постоянной режим работы скважин с возможностью регулирования дебита жидкости в широких пределах. При этом наблюдается снижение текущей обводненности добываемой продукции. Установлено, что снижение отборов воды из контактной водонефтяной зоны стимулирует приток воды в чисто нефтяную зону и повышение пластового давления, что благоприятно влияет на работу расположенных в нефтяной зоне скважин, особенно в условиях отсутствия системы поддержания пластового давления. Показано, что снижение эксплуатационных затрат на вывоз и утилизацию попутно добываемой воды компенсирует экономические потери, связанные с регулированием работы добывающих скважин и соответствующим снижением отборов нефти. Поэтому варианты с ограничением и регулированием работы добывающих скважин по экономической эффективности сопоставимы с потенциалом месторождения.

Список литературы

1. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водо-нефтяных зон пластов. // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 1968. – Вып. 54. – С. 147–155.

2. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов [и др.]. – Уфа: Китап, 1994. – 180 с.

3. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. – Уфа, Башкирское кн.  Изд-во, 1978. – 72 с.

4. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. – Казань: изд-во Казанского университета, 2003. – 596 с.

5. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, А.И. Брусиловский, Э.С. Закиров [и др.]. – М.: Грааль, 2000. – 642 с.

6. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.С. Закиров [и др.]. – М.: ВИНИТИ, 2004. – 520 с.

7. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 1. – С. 30–38.

8. Определение оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны нефтяных залежей / И.В. Владимиров, М.М. Тазиев, В.Н. Чукашев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 2. – С. 40–47.

9. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. – Уфа: Башкирское кн. изд-во, 1987. – 152 с.

10. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2007. – 360 с.

11. Проблемы расчетов промысловых систем сбора и транспорта добываемой продукции месторождений высоковязкой нефти / М.М. Велиев, А.Н. Иванов, А.Г. Ахмадеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 108–111. –  https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-108-111

12. Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти в условиях низкого пластового давления / А.Н. Иванов, М.М. Велиев, Э.М. Велиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 50–52. –  https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-50-52

13. Применение интегрированной модели в анализе эффективности вариантов разработки нефтяных месторождений / А.Н. Иванов, М.М. Велиев, Э.М. Велиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 2. – С. 88-91. – https://doi.org/ 10.24887/0028-2448-2022-6-88-91

Представлены результыты испытаний технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП) на основе гелеобразующего реагента AC-CSE-1313 марка A на нагнетательных скв. 1Х и 2Х, эксплуатирующих залежи нижнего миоцена месторождения Белый Тигр. Гелеобразующая система включает реагент АС-CSE-1313 марка А и кислотный состав, которые при взаимодействии образуют в пластовых условиях вязкопластичный гелевый экран (вязкостью до 1200 мПа·с). Для адаптации технологии к пластовым условиям месторождения выполнено тестирование рабочих композиций. Подтверждено соответствие технологии заявленным характеристикам – образовался устойчивый прочный гель, стабильный при пластовых условиях в течение не менее 4 мес. Гель характеризуется селективным действием – перераспределением фильтрационных потоков из высокопроницаемого в низкопроницаемый образец керна. Подобрано оптимальное соотношение реагента AC-CSE-1313-А и кислотного состава для обработки скважин. Работы по технологии ВПП АС-СSE-1313 марка А на скважинах 1Х и 2Х месторождения Белый Тигр проведены в марте 2021 г. Объем закачки реагента в каждую скважину составил 72 и 95 м³ при концентрации AC-CSE-1313-A и кислоты соответственно 6 и 6% и 5 и 5%. Изменения показателей работы скважин после обработки – повышение давления закачки, снижение приемистости – свидетельствуют об образовании гелевого экрана в прискважинной зоне, способствующего перераспределению фильтрационных потоков в пласте. Совокупная дополнительная добыча нефти по двум участкам на 01.11.2021 г. составила 4067 т. Полученные результаты свидетельствуют о перспективности технологии ВПП AC-CSE-1313 для условий залежи нижнего миоцена месторождения Белый Тигр. Планируется продолжение работ по данной технологии, при этом рассматривается вариант применения модифицированной однокомпонентной формы реагента – AC-CSE-1313 марка В (SPA-Well) без использования жидкой соляной кислоты.

Список литературы

1. Успешный промысловый опыт и потенциал применения потокоотклоняющей технологии АС-CSE-1313 при различных вариациях объема рабочего раствора на месторождениях в поздней стадии разработки / Р.Н. Фахретдинов, Р.Л. Павлишин, Г.Х. Якименко, [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – №2. – С. 39-45.

2. Пат. № 2592932 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Д.Ф. Селимов; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2015111052/03; заявл. 27.03.2015; опубл. 27.07.2016.

3. Испытания реагента АС-СSE-1313-В в качестве основы технологий выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Д.Ф. Селимов, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – №6. – С. 68-71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-68-71

4. Пат. № 2723797 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, С.А. Тастемиров, Г.Х. Якименко, Е.А. Пасанаев; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 201920612; заявл. 02.07.2019; опубл. 17.06.2020.

5. Применение псевдопластичной гидрофобной полимерной системы SPA-Well для повышения нефтеотдачи / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Г.Х. Якименко, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №11. – С. 120-123. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-120-123

6. Фаткуллин А.А., Фахретдинов Р.Н. Технология ПНП SPA-Well – гидрофобный полимер-гель // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – №2. – С. 60-66.

Несущая способность свайного фундамента, проектируемого в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ)? напрямую зависит от температуры грунтов оснований, составляющих инженерно-геологический разрез. Когда температурный режим грунтов оснований, определенный на этапе инженерных изысканий, не обеспечивается в процессе эксплуатации здания или сооружения под влиянием тепловых факторов или когда естественной температуры грунтов недостаточно для восприятия проектных нагрузок, разрабатываются мероприятия по температурной стабилизации грунтов. Как правило, предусматривают установку сезонно действующих охлаждающих устройств (СОУ). Главным критерием нормального режима работы СОУ служит обеспечение свободного обдува конденсаторной части атмосферным воздухом. Одним из негативных факторов является частичный или полный снегозанос конденсаторной части. По причине удаленности и протяженности отдельных объектов нефтегазодобычи степень снегозаноса не может контролироваться, и обслуживание не может выполняться с необходимой частотой. Заводы-изготовители в правилах эксплуатации своих устройств прописывают только необходимость обеспечения обдува и свободного доступа к конденсатору СОУ. Поэтому при составлении расчетных моделей не учитывается снижение эффективности работы СОУ. В результате технические решения по свайным фундаментам в определенный период эксплуатации могут не воспринимать проектную нагрузку.

С учетом условий эксплуатации объектов нефтегазодобычи в зоне распространения ММГ и результатов анализа большого массива натурных наблюдений за снежным покровом сделан вывод, что в большинстве случаев требование о недопустимости снегозаноса конденсаторной части изделий не соблюдается по объективным причинам. Предложена методика, позволяющая повысить качество и точность прогнозных теплотехнических расчетов. Методика основана на подборе коэффициента теплообмена СОУ, учитывающего неравномерный снегозанос конденсаторной части. Для подтверждения обоснованности применения предложенного алгоритма выполнено прогнозное моделирование на примере реальных зданий и сооружений объекта нефтегазодобычи. По результатам исследования предложено учитывать снижение эффективности работы СОУ за счет частичного или полного снегозаноса и контролировать снегозанос конденсаторной части СОУ с частотой, позволяющей корректно учитывать толщину снежного покрова в процессе моделирования.

Список литературы

1. Габидуллин Р.Н., Мустафин Т.Р. Влияние механических повреждений оребрения конденсатора термостабилизаторов грунта на эффективность их работы // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 12. – С. 64-74.

2. Стрижков С.Н. К вопросу о качестве работы сезонно-действующих охлаждающих устройств // Журнал Геоинфо. – 2017. – https://geoinfo.ru/product/strizhkov-sergej-nikolaevich/k-voprosu-o-kachestve-raboty-sezonno-dejstvu....

3. Руководство пользователя FROST 3D. – https://frost3d.ru/vypolnenie-prognoznyh-raschetov-temperaturnogo-rezhima-merzlyh-gruntov/

4. Руководство пользователя «Борей 3D». – https://www.boreas3d.ru/boreas3d%20user%20manual.pdf

5. Паздерин Д.С. Динамика теплового состояния многолетнемёрзлых грунтов в основании заглубленного трубопровода с применением охлаждающих устройств (термостабилизаторов): дисс. … канд. техн. наук. – Тюмень, 2017. – 204 с.

Проведение ремонтно-изоляционных работ в условиях покурской свиты на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» осложняется поглощением тампонажных составов водогазоносными и выработанными пластами. Так, технологическая эффективность ремонтно-изоляционных работ с применением базовой технологии на основе цементных и нефтецементых растворов не превышает 27 %. В связи с этим проведен подбор альтернативных тампонажных материалов, специально предназначенных для борьбы с поглощением. Особое внимание при подборе технологий уделено следующим условиям и особенностям применения составов: применимость при интенсивности поглощения 18 м³/ч и более; возможность прокачки через перфорационные отверстия или негерметичность эксплуатационных колонн; возможность приготовления с использованием стандартного оборудования бригады текущего и капитального ремонта скважин; положительный опыт применения для борьбы с поглощением в ПАО «НК «Роснефть»; возможность докрепления цементным раствором. На основании анализа промыслового опыта применения технологий борьбы с поглощениями и реагентов, имеющихся в арсенале российских сервисных компаний, выбраны три потенциально эффективные технологии: две – на основе составов, формирующих фильтрационную корку на поверхности породы, и одна – на основе армированного полимерного состава, формирующего изолирующий экран в пласте. При проведении лабораторного тестирования выбранных технологий определены физико-химические и технологические свойства материалов. Особое внимание уделено оценке кольматирующей способности составов и рисков при их прокачке через перфорационные отверстия и сквозные дефекты в эксплуатационной колонне. В ходе выполнения работ исследован промысловый опыт борьбы с поглощениями, обоснован выбор соответствующих перспективных технологий для проведения комплекса лабораторного тестирования, по результатам лабораторного тестирования установлено, что все исследованные составы имеют потенциал для ликвидации поглощений в высокопроницаемом (1 мкм² по керну) поровом коллекторе.

Список литературы

1. Опыт применения ремонтно-изоляционных работ с применением нефтецементных растворов на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» / В.А. Шайдуллин, А.Ю. Пресняков, С.А. Костюченко, А.С. Бурмистров // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2 (31). – С. 48-50.

2. Повышение эффективности ликвидации зон катастрофических поглощений при строительстве скважин / А.С. Смагин, К.Ю. Новицкий, А.Р. Табашников, Ф.А. Агзамов // Бурение и нефть. – 2020. – № 6. – С. 38–41.

3. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.

4. Искандеров Д.Э. Опыт применения гипсоцементных тампонажных смесей для ликвидации поглощений в скважинах // Булатовские чтения. – 2020. – С. 228–233.

5. Каменских С.В. Поглощение буровых и тампонажных растворов при бурении скважин // Актуальные вопросы научных исследований: сб. науч. трудов по матер. VII Международной научно-практической конференции Иваново, 2016. – Иваново: ИП Цветков А.А., 2016. – С. 88–90.

6. Мурзин А.М. Современные способы и технические средства для борьбы с поглощениями // Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидроэкологии Евразии: матер. Всероссийской конференции с международным участием. – Томск: Изд-во ТПУ, 2015. – С. 622-627.

7. Теории подбора фракционного состава кольматанта / Г.Г. Ишбаев, М.Р. Дильмиев, А.В. Христенко, А.А. Милейко // Бурение и нефть. – 2011. – № 6. – С. 16-18.

8. Якупов И.Ю. Перспективные составы для борьбы с поглощением технологических жидкостей при текущем и капитальном ремонте скважин // Инженерная практика. – 2019. – № 6. – С. 14–18.

9. Ноздря В.И., Мазыкин С.В., Мартынов Б.А. Опыт и решения для ликвидации осложнений при бурении и ремонте нефтегазовых скважин // Нефть. Газ. Новации. – 2014. –№ 9 (188). – С. 61–65.

10. Горбунова А.А., Габдрафиков Р.В., Янузаков У.Н. Системный подход к ликвидации катастрофических поглощений при бурении скважин на месторождениях, расположенных на территории Республики Башкортостан // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 2 (243). – С. 56–58.

11. Обзор перспективных технологий водоизоляции в газовых скважинах / В.А. Шайдуллин, Т.Э. Нигматуллин, Н.Р. Магзумов, В.Н. Абрашов, [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – № 1. – С. 51-60. – DOI: 10.17122/ngdelo-2021-1-51-60

Известны различные подходы к выбору способа механизированной добычи нефти, включая методики с применением анализа статистического распределения событий, базирующиеся на цифровой информации производственных процессов. Однако анализ информации об отказах в работе скважинного насосного оборудования свидетельствует, что задачи выбора экономически целесообразного способа механизированной эксплуатации малодебитного фонда скважин остаются не решенными в полной мере. В статье представлен новый подход к анализу и выбору способа механизированной добычи, алгоритм которого интегрирует расчет отдельных критериев (наработка до отказа, коэффициент подачи, чистый дисконтированный доход, эффективность диапазонов, значимость параметров) в единую методику – метод оптимальных диапазонов. Методика адаптирована для использования в качестве цифрового инструмента. Предложенные критерии дают возможность сравнения различных режимов работы отдельных скважин, фонда скважин и районов применения оборудования. Классификация диапазонов параметров эксплуатации по критериям эффективности с визуализацией результатов и технико-экономическим сравнением позволяет выполнить анализ области применения механизированных способов добычи на основе промысловых данных. Применение метода показано на примере низкодебитного (до 30 м³/сут) фонда скважин двух добывающих обществ. Скважины эксплуатируются установками скважинных штанговых насосов в постоянном или периодическом режимах. Анализ влияния эксплуатационных параметров на критерий эффективности диапазонов показал, что в группе отказов с наработкой ниже средних значений по фонду средняя наработка до отказа значительно меньше средних наработок по диапазону. Так, при неэффективных диапазонах глубины спуска УСШН средняя наработка для группы отказов с наработкой ниже наработки по фонду меньше наработки в диапазоне параметра на 115 сут.

Список литературы

1. Медведев А.В. Повышение безопасности и надежности эксплуатации оборудования нефтедобычи: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – Уфа, 2009. – 22 с.

2. Слепченко С.Д. Оценка надежности УЭЦН и их отдельных узлов по результатам промысловой эксплуатации: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 2011. – 22 с.

3. Мельниченко В.Е. Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов: автореф. дис. … канд. техн. наук. – М., 2017. – 170 с.

4. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация глубиннонасосной нефтедобычи в условиях Башкирии. – Уфа: Башк. кн. изд-во, 1986. – 160 с.

5. Обоснование выбора области применения новых механизированных способов эксплуатации скважин / М.Г. Волков, Р.С. Халфин, А.С. Топольников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 96–100. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-3-96-100.

6. Тимашев Э.О., Халфин Р.С., Волков М.Г.  Статистический анализ наработок на отказ и коэффициентов подачи скважинного насосного оборудования в диапазонах параметров эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 46–49. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-46-49.

В статье представлены результаты сравнительного анализа износостойких защитных покрытий шиберов задвижек, предназначенных для эксплуатации на объектах организаций системы «Транснефть». Рассмотрены отказы шиберных задвижек, которые произошли по причине нарушения целостности покрытия шиберов, и результаты научно-исследовательских работ, проведенных в области износостойких защитных покрытий. Проанализированы критерии определения качества износостойких защитных покрытий шиберов задвижек. Выявлены факторы, воздействующие на защитные покрытия и влияющие на отказы покрытий. Обобщены результаты работ по повышению качества износостойких защитных покрытий шиберов задвижек. Сформулированы требования к данным покрытиям, а также предложены методы контроля, проверок и испытаний с целью подтверждения качества покрытий. В рамках работ по повышению качества износостойких защитных покрытий шиберов задвижек изучены и исследованы ионно-плазменное напыление нитридом титана (Ti-TiN); ионно-плазменное напыление карбидом хрома (Cr - CrC); химическое никелевое покрытие (Ni + CrC); гальваническое хромовое покрытие (Cr); газопламенное напыление карбидом вольфрама (WC). В результате проведенных работ сведены, обобщены и проанализированы данные сравнительных испытаний защитных свойств покрытий. Анализ показал, что защитные свойства всех типов покрытий соответствуют требованиям нормативной документации ПАО «Транснефть». Рассмотренные в статье работы проводились с целью совершенствования технологии изготовления износостойкого защитного покрытия шиберов для повышения показателей качества покрытия, в том числе на нерабочих поверхностях шиберов, требования к которым ранее при серийном изготовлении шиберов задвижек шиберных не регламентировались.

Список литературы

1. Исследование металла деталей запорной арматуры и насосного оборудования после длительного срока эксплуатации / В.И. Воронов, И.А. Флегентов, О.А. Задубровская, О.Ю. Жевелев // Нефтяное Хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 75–79. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-1-75-79

2. Мероприятия по повышению защитных свойств износостойких металлических покрытий шиберов запорной арматуры / М.Н. Казанцев, И.А. Флегентов, О.Ю. Жевелев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 78–83.

3. Воронов В.И., Флегентов И.А., Петелин А.Н. Задвижка компактная с расширяющимся затвором // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. – № 1. – С. 112–119.

В статье приведены результаты исследований растворения синтетических микропористых цеолитов КА-У в растворах уксусной и лимонной кислот. Эффективность растворения цеолита в уксусной кислоте концентрацией 3-10 %масс. составляет 92-95 %. Для системы, содержащей 20 %масс. лимонной кислоты растворение цеолитов достигает 98 %. Установлена необходимость активного перемешивания. Отмечено незначительное влияние температуры на процесс растворения цеолита. В зимний период, в частности, при температурах ниже -10 °С, для растворения цеолитов предложено использовать водометанольные растворы. В качестве оптимального выбран состав на основе 10 %масс. лимонной кислоты и 50 %об. водно-спиртового раствора метанола, растворимость цеолита составила 45 %. Выбранный состав обладает низкой температурой замерзания (менее -40 °С). Во избежание коррозии алюминиевого оборудования проведены коррозионные исследования и определена коррозионная активность растворов органических кислот на алюминиевых образцах. В данных системах скорость коррозии алюминия незначительна и составляет 0,11 мм/год. Проведены опытно-промысловые испытания на установке УПППНГ-3,6. Обработке растворами органических кислот подвергнуты отложения цеолита в полости теплообменного аппарата Е-400 в зимний и летний периоды. С учетом холодного сезона выбран реагент на основе 10 %масс. лимонной кислоты и 50 %об. водно-спиртового раствора. Технологическая эффективность процесса очистки составила 51 %. В летний период камеру теплообменника обрабатывали растворами лимонной кислоты. Получены удовлетворительные результаты. Предложенные составы лимонной кислоты испытаны также на аппаратах воздушного охлаждения АС-620 и АС-480 установки УПППНГ-3,6 для очистки от отложений карбоната кальция. Показано, что применение 17-36,5 %масс. водных растворов лимонной кислоты полностью удаляет карбонат кальция с наружной поверхности теплообменника.

Список литературы

1. Жданов С.П., Хвощев С.С., Самулевич Н.Н. Синтетические цеолиты: Кристаллизация, структурно-химическое модифицирование и адсорбционные свойства. – М.: Химия, 1981. – 264 с.

2. https://energypolicy.ru/innovaczii-v-oblasti-czeolitnogo-kataliza/neft/2021/14/18/

3. Acidizing Sandstone Reservoirs Using HF and Organic Acids / F. Yang [et al.]  // SPE–157250-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/157250-MS

4. Mechanism of aluminium release from variable charge soils induced by low–molecular–weight organic acids: Kinetic study / Jiuyu Li, Renkou Xu, Diwakar Tiwari, Guoliang Ji // Geochimica et Cosmochimica Acta. – 2006. – V. 70. – Issue 11. – P. 2755-2764. – https://doi.org/10.1016/j.gca.2006.03.017

5. Dissolution of kaolinite induced by citric, oxalic, and malic acids / Xingxiang Wang, Qingman Li, Huafeng Hu [et al.] // Journal of Colloid and Interface Science. – 2005. – V. 290. – Р. 481–488. - DOI:10.1016/j.jcis.2005.04.066

6. Blake R.E., Walter L.M. Effects of organic acids on the dissolution of orthoclase at 80°C and pH 6 // Chemical Geology. – 1996. – V. 132. – P. 91–102.

7. The role of carboxylic acids in albite and quartz dissolution: An experimental study under diagenetic conditions / S.P. Franklin, A. Hajash Jr., Thomas A. Dewers, Th.T. Tieh // Geochimica et Cosmochimica Aсta. – 1994. – V. 58. – Issue 20. – P. 4259–4279. - DOI:10.1016/0016-7037(94)90332-8

8. Braun G., Boles J.L. Characterization and Removal of Amorphous Aluminosilicate Scales // SPE 24068–MS. – 1992. – https://doi.org/10.2118/24068-MS

Прокладка надземных участков трубопровода с компенсацией продольных деформаций в настоящее время является оптимальным способом для нефтегазовых трубопроводных систем. Изучение напряженно-деформированного состояния (НДС) надземных участков трубопроводов необходимо для определения его прочности. Условия прочности устанавливаются для заданной расчетной схемы прокладки трубопровода, отражающей действительные условия его работы. Соблюдение этих условий является одним их главных требований, направленных на обеспечение надежности магистральных трубопроводов в процессе эксплуатации. Для повышения безопасности эксплуатации и ресурса трубопровода необходимо обеспечить минимальное напряжение в стенках трубы при заданных нагрузках. В существующей нормативно-технической документации и научной литературе расчет параметров НДС надземных зигзагообразных участков трубопроводов решен не в полной мере. Существующие методики расчета надземных зигзагообразных участков трубопроводов не учитывают такие факторы, как усилие трения трубопровода на опорах и радиус кривизны гнутого отвода на вершине змейки, которые существенно влияют на НДС трубопровода во время его эксплуатации.

В статье рассмотрены вопросы совершенствования существующих методик расчета НДС надземного зигзагообразно уложенного участка трубопровода с учетом неучтенных конструктивных и эксплуатационных параметров. В частности, учтены усилия трения трубопровода на опорах и радиус гнутого отвода на вершине угла поворота. Достоверность результатов расчета по предлагаемой методике подтверждена с помощью компьютерного моделирования в программных комплексах Старт-Проф 4.85 R1 и ANSYS Mechanical R19.0. Приведена качественная и количественная оценка влияния конструктивных и эксплуатационных параметров на НДС надземного зигзагообразно уложенного участка трубопровода.

Список литературы

1. Оптимизация проектных решений при прокладке магистральных трубопроводов в условиях островной и прерывистой мерзлоты / Х.Ш. Шамилов, Р.М. Каримов, А.К. Гумеров [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 2. – С. 136–144. – DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-136-144

2. Каргаполов В.Д. Анализ надежности работы способов прокладки нефтепродуктопроводов в Магаданской области // Известия вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 4. – С. 103–109.

3. Харионовский В.В. Надежность магистральных газопроводов: становление, развитие и современное состояние // Газовая промышленность. – 2019. – № 1 (779). – С. 56–68.

4. Evaluation of above-ground pipeline stress-strain state at different friction coefficients / I.F. Kantemirov, L.I. Bykov, Z.A. Besheryan, V.V. Sokolova // The problems of gathering, treatment and transportation of oil and oil products. – 2020. – № 2 (124). – С. 80–90. – DOI: 10.17122/ntj-oil-2020-2-80-90

5. Быков Л.И., Кантемиров И.Ф., Бешерян З.А. Исследование напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов при различной форме компенсационных участков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 6 (122). – С. 115–125. – DOI: 10.17122/ntj-oil-2019-6-115-125

6. Масалимов Р.Б. Напряженно-деформированное состояние и устойчивость кривых вставок надземных и подземных участков трубопровода: дисс. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2016. – 158 с.

7. Гимазетдинов И.Р., Шадрин В.С., Гумеров А.К. Некоторые особенности напряженного состояния трубопроводов с Z-образными компенсаторами // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 2 (96). – С. 113–118. – http://dx.doi.org/10.17122/ntj-oil-2014-2-113-118

8. Азметов Х. А., Павлова З.Х. Определение продольных усилий в подземном действующем трубопроводе в условиях его продольно-поперечного изгиба // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – Вып. 1 (95). – С. 30–35. – http://dx.doi.org/10.17122/ntj-oil-2014-1-30-36

9. СП 33.13330.2012. Расчет на прочность стальных трубопроводов. Актуализированная редакция СНиП 2.04.12-86. Введен 01.01.2013. – Минрегион России, 2013. – 23 с. – https://docs.cntd.ru/document/1200092599

10. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. – М.: ФАУ «ФЦС», 2013. – 93 с. – https://docs.cntd.ru/document/1200103173

11. СТО Газпром 2-2.1-318-2009. Инструкция по проектированию трубопроводов с компенсацией продольных деформаций. – М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2009. – 28 с.

12. Петров И.П., Спиридонов В.В. Надземная прокладка трубопроводов. – М.: Недра, 1973. – 472 с.

13. Васильев Г.Г., Орехов В.В., Лежнев М.А. Сооружение и ремонт магистральных трубопроводов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 118 с.

14. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра, 1982. – 340 с.

15. Расчет напряженно-деформированного состояния зигзагообразно уложенного надземного трубопровода с учетом сил трения на опорах / В.В. Акчермушев, К.В. Кожаева, Х.А. Азметов // Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ №2021665164. Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 10.09.21 г. Опубл. 21.09.21.

При эксплуатации магистральных трубопроводов в теле трубы и на ее поверхности возникает множество дефектов. Основным и универсальным методом ремонта являются вырезание дефектного участка и приваривание на его место нового бездефектного. Данный вид ремонта применяется сервисными подразделениями компаний чаще всего. При этом процесс вырезания осложняется возможным резким смещением концов трубопровода, находящихся по обеим сторонам от места реза, что опасно для рабочего персонала, а также может приводить к повреждению режущего оборудования и отрыву металла трубы в конце процесса резки. Такое смещение концов трубопровода обусловлено изгибными напряжениями в его стенке, которые образуются в процессе строительства трубопровода при реализации проектных радиусов упругого изгиба, а также в процессе эксплуатации при подвижках грунта и изменении окружающих условий, в которых проложен трубопровод. Также для приваривания нового участка необходимо центрировать концы трубопровода до достижения ими положения соосности. Для этого применяются тяжелые, трудно транспортируемые трубоукладчики, что существенно повышает эксплуатационные затраты на проведение ремонтных работ.

В статье предложена конструкция устройства для фиксирования положения концов трубопровода в процессе его разрезания и центрирования концов перед привариванием нового участка. Представлен алгоритм расчета усилий, подаваемых на гидроцилиндры предлагаемого устройства для обеспечения центрирования концов трубопровода, исходя из его положения в пространстве непосредственно в ремонтном котловане. Предложенные конструкция устройств и расчетный алгоритм позволяют повысить как безопасность проведения ремонта, так и технологическую и экономическую эффективность процесса, что подтверждается расчетами и компьютерным моделированием напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе центрирования его концов.

Список литературы

1. Оценка влияния радиуса изгиба при расчетах продольных напряжений длительно эксплуатируемых трубопроводов / Р.М. Аскаров, А.К. Гумеров, Р.М. Каримов, Х.Ш. Шамилов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 3. – С. 234–242. – DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-3-234-242

2. Shammazov I.A., Sidorkin D.I., Dzhemilev E.R. Research of the dependence of the pipeline ends displacement value when cutting out its defective section on the elastic stresses in the pipe body // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2022. – V. 998. – Issue 2. – P. 022077. – DOI:10.1088/1755-1315/988/2/022077.

3. Индекс персонального риска, как перспективный инструмент управления человеческим фактором в охране труда / М. В. Туманов, С. Г. Гендлер, Е. И. Кабанов [и др.] // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2022. – № 6–1. – С. 230-247. – DOI:10.25018/0236_1493_2022_61_0_230.

4. Пат. 2312267 РФ, МПК F 16 L 3/00. Устройство для фиксации магистрального трубопровода / Е.М. Кирин, М.Н. Краснов, А.В. Ежов, заявитель и патентообладатель Пензенский гос. университет. – № 2006117671/06, заявл. 22.05.2006; опубл. 10.12.2007.

5. Пат. 2217650 РФ, МПК F 16 L 55/18. Устройство для центрирования труб / Г.Г. Хоперский, В.В. Прокофьев; заявитель и патентообладатель ОАО «Сибнефтепровод». – № 2000101521/06, заявл. 18.01.2000; опубл. 27.11.2003.

6. Пат. 2645837 РФ, МПК F 16 L 1/10. Центрирующее устройство / А.Г. Носов, А.К. Лесков, И.С. Галимов; заявитель и патентообладатель ПАО «Транснефть». – № 2016144995, заявл. 16.11.2016; опубл. 28.02.2018.

7. Пат. на полезную модель 148090 РФ, МПК F 16 L 1/26. Опорно-центрирующее устройство концевого участка магистрального нефте- или газопровода / Ю.Г. Матвеев, Ю.Д. Коннов, Д.И. Сидоркин; заявитель и патентообладатель ФГБОУВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». – № 2014111881/06; заявл. 27.03.2014; опубл. 27.11.2013.

8. Пат. 2763096 РФ, МПК F16L 1/10, F16L 1/026. Устройство фиксирования и центрирования концов трубопровода при вырезке его дефектного участка / Д.И. Сидоркин, И.А. Шаммазов, Э.Р. Джемилев; заявитель и патентообладатель ФГБОУВО «Санкт-Петербургский горный университет». – № 2021109873; заявл. 09.04.2021; опубл. 27.12.2021.

9. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. – М.: Недра, 1982. – 344 с.

10. Гумеров А.К., Мастобаев Б.Н., Каримов Р.М. Напряженное состояние и прочность элементов конструкций из разнородных материалов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2020. – № 1. – С. 39–41. - https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10108

11. Определение и прогнозирование напряженно-деформированного состояния трубопровода с учетом грунтовых изменений в процессе эксплуатации / А.К. Гумеров, Р.М. Каримов, Р.М. Аскаров, Х.Ш. Шамилов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 4. – С. 372–378. – DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-372-378

Опыт эксплуатации трубопроводов в Сибири показал эффективность применения их свободной наземной прокладки с использованием торфа и мохово-растительного покрова на многолетнемерзлых грунтах (ММГ) в качестве естественного основания. Свободная прокладка обеспечивается за счет компенсационных участков, трубопровод может быть уложен в насыпи из торфа (исключается балластировка) либо по дневной поверхности в теплоизоляции (частное решение наземной прокладки в насыпи, объем земляных работ сводится к минимуму). В настоящее время в Российской Федерации отсутствует нормативная база проектирования, строительства и эксплуатации наземных трубопроводов свободной прокладки в зоне распространения ММГ. Прочностное взаимодействие подобных трубопроводов с торфяным грунтом изучено, существуют методики расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода на переходе через границу между различными грунтами, методики расчета осадки. Однако при проектировании трубопроводов в зоне ММГ необходим комплексный учет всех факторов, влияющих на температурный режим грунтов, а также прогноз изменения мерзлотно-грунтовых условий вследствие строительного освоения территории.

Предложен способ наземной прокладки трубопроводов самопогружением с поверхности мерзлого массива с учетом теплового влияния трубопровода на ММГ, который дает возможность стабилизации положения оси трубопровода, предотвращения прогрессирующего таяния грунта, предохранения от защемления трубопровода при смерзании и пучении грунта. Стабильное состояние достигается в результате постепенного и угасающего самопогружения трубопровода до несущего основания. Приведены результаты экспериментов, показавших ярко выраженное перераспределение тепловых потоков по периметру трубопровода при смене зимнего и летнего режимов. Это свидетельствует об эффективности регулирования теплообмена трубопровода с мерзлотой. Тепловые режимы по месяцам значительно различались. Следовательно, в отличие от расчета обычных трубопроводов на «худший» случай, расчет трубопроводов в мерзлоте должен выполняться с учетом нулевого годового теплооборота по месяцам года, что позволит ограничить ореолы протаивания под трубопроводом и улучшить его работоспособность.

Список литературы

1. Большаков А.М., Андреев Я.М. Проблемы повышения эксплуатационной надежности линейных магистральных газопроводов в условиях криолитозоны//Газовая промышленность. – 2018. – № 5 (768). – С. 62–68.   

2. Володченкова О.Ю. Обеспечение проектного положения подземных магистральных нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2007. – 148 с.

3. Марахтанов В.П. Оценка устойчивости и «агрессивности» ландшафтов северной тайги западной сибири, пересекаемых трассой газопровода Надым – Пунга // Norwegian Journal of development of the International Science. – 2019. – № 34. – С. 16-25.

4. Garris N.A., Rusakov A.I., Baykova L.R. New approach to estimation of thermal conductivity coefficient for underground pipeline forming a thawing halo in permafrost // Journal of Physics: Conference Series. – 2018. – V. 1111. – P. 12–16. – DOI:10.1088/1742-6596/1111/1/012016

5. СП 25.13330.2020. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. – М. : Минстрой России, 2021. – 110 с.

6. Ястребов А.Л. Инженерные коммуникации на вечномерзлых грунтах. – Л.: Стройиздат, 1972. – 175 с.

7. Garris N.A., Glukhova Z.R. Analysis of piping methods in permafrost soils // International science and technology conference "Earth science" IOP Conf. Series:Earth and Environmental Science 272 (2019) 022154 IOP Publishing. – DOI: 10.1088/1755-1315/272/2/022154.

8. Гаррис Н.А., Акчурина Э.А., Бахтизин Р.Н. Сопряженная задача теплообмена с инжекцией холода с поверхности Земли // SOCAR  Proceeding. – 2018. – № 2. – Р. 25-32. – DOI: 10.5510/OGP20180200347

9. Гаррис Н.А., Кутлыева З.Р., Баева Г.Н. Алгоритм регулирования процесса протаивания – промерзания грунта вокруг наземного трубопровода в условиях вечной мерзлоты // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т.16. – № 6. – С. 46–55. – DOI: 10.17122/ngdelo-2018-6-46-55

10. Кутлыева З.Р., Гаррис Н.А., Глухов О.А. Расчет регулируемого теплообмена наземного трубопровода в насыпи в режиме самопогружения с замерзшей поверхности // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т.17. – № 5. – С. 62–71. – DOI: 10.17122/ngdelo-2019-5-62-71

11. Соколов С.М. Теоретические основы новых методов сооружения нефтепромысловых трубопроводов в условиях Западной Сибири: дис. … д-ра техн. наук. – Тюмень, 2009.

12. Соколов С.М. Многолетнемерзлые грунты в качестве основания промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – №10. – С. 126–127.

13. Глухова З.Р., Гаррис Н.А. Экспериментальное обоснование принципа строительства и эксплуатации наземного трубопровода самопогружением на мерзлоте // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т.18. – № 2. – С. 94–104. – DOI: 10.17122/ngdelo-2019-5-62-71

14. Глухова З.Р., Гаррис Н.А. Экспериментальное обоснование проектирования и эксплуатации трубопровода «на плаву» в районах вечномерзлых грунтов. Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 1. – С. 92–101. – DOI: 10.17122/ngdelo-2020-1-92-101

В статье предложен алгоритм для выбора оптимального с точки зрения затрат метода повышения пропускной способности участков нефтепровода. В основе анализа лежит условие достижения требуемого прироста пропускной способности при минимальных приведенных затратах на реализацию метода, включающих как разовые капитальные вложения, так и изменение операционных расходов, зависящих от объема перекачки нефти. С учетом того, что основной целью является повышение производительности нефтепроводов до значений, превышающих максимальные рабочие показатели трубопроводов без лимитирующих участков с пониженной несущей способностью, применение метода ограничено областью развитых турбулентных режимов. Принятое допущение существенно упрощает трудоемкость и вариативность расчетов и дает возможность получить в явном виде зависимости изменения расхода от параметров перекачки и конфигурации линейной части (давления, диаметров и длин лупингов и вставок, а также дозировок агентов снижения гидравлического сопротивления). Параметры перекачки и конфигурация линейной части могут быть переведены в затраты – прямые и косвенные, капитальные и операционные. В первом приближении косвенные затраты, связанные с ростом затрат на обслуживание и ремонт участков, не учитываются. В основу алгоритма оптимизации заложен критерий минимума затрат (капитальных вложений в реконструкцию линейной части и операционных затрат, обусловленных изменением удельных затрат на перекачку единицы объема нефти, и расходов, связанных с энергопотреблением и стоимостью агентов снижения гидравлического сопротивления). Оптимальному методу повышения пропускной способности соответствует минимальный срок окупаемости или максимальная прогнозная прибыль за расчетный период.

Список литературы

1. Веремеенко С.А., Миронов С.П. Оптимальное планирование грузопотоков нефти для разветвленной сети магистральных нефтепроводов // Нефтяная промышленность. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1981. – № 5. – С. 4–5.

2. Вязунов Е.В., Голосовкер В.И., Щепетков Л.Г. Оптимальное управление нефтепроводом и оценка его эффективности // Нефтяное хозяйство. – 1974. – № 5. – С. 1 –12.

3. Голосовкер В.И. Зависимость себестоимости перекачки от производительности нефтепровода // Нефтяная промышленность. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1978. – № 5. – С. 32–35.

4. Голосовкер В.И. К определению коэффициента полезного действия нефтепровода// Нефтяная промышленность. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1978. – № 10. – С. 19–21.

5. Дубинский В.Г. Технико-экономическое обоснование строительства магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 1971. – 136 с.

6. Жуков В.М. Минимизация стоимости доставки нефти и нефтепродуктов по трубопроводной сети // Нефтяная промышленность. Сер. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. – 1981. – № 5. – С.29–82.

7. Морев А.А. Расчет систем многониточных нефтепроводов при смешении разносортных нефтей // Нефтяное хозяйство. – 1978. – № 2. – С. 43–46.

8. Разработка методики проведения многомерной оптимизации энергопотребления системы магистральных нефтепроводов за счет формирования грузопотоков нефти различных месторождений / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 98-103. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-98-103

9. Узловая реологическая задача смешения нефтей для оптимального распределения грузопотоков в разветвленной сети нефтепроводов / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 5. – С. 532–539.

10. Авен О.И., Ловецкий С.Е., Моисеенко Г.Е. Оптимизация транспортных потоков. – М.: Наука, 1985. – 165 с.

11. Велиев М.М. Некоторые задачи оптимизации распределения грузопотоков по сети магистральных нефтепроводов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1999. – № 2. – С. 49–53.

12. О математической модели задачи оптимизации перевозок нефтепродуктов несколькими видами транспорта / В.И. Калика [и др.] // Нефтяная промышленность. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1970. – № 10. – С. 19–23.

13. Калика В.И., Фарфель С.Я. Оптимизация оперативного плана транспорта нефти по системе магистральных нефтепроводов с учетом неопределенности ее поступления и поставок // Факторы с учетом неопределенности при принятии оптимальных решений в больших системах: сб. науч. тр. – Иркутск, 1974. – Т. 3.

14. Калика В.И. Задача оптимизации транспортировки нефти и алгоритм ее решения // Экономика и математические методы. – 1975. – Т. 11. – Вып. 6.

15. Оценка эффективности инвестиций в трубопроводном транспорте / В.В. Курочкин, М.Е. Медведев, Ю.П. Ретюнин, М.М. Велиев // Трубопроводный транспорт нефти. – 1998. – № 8. – С .17–19.

16. Алгоритм функционирования комплекса задач по оптимальному распределению грузопотоков нефти по сети магистральных нефтепроводов УМН / Н.Е. Пирогов, М.М. Велиев, И.А. Михеева, Т.В. Пирогова // Тез. докл. VIII респ. науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. – С. 117.

17. Многоэтапные задачи оптимизации распределения потоков по сети магистральных нефтепроводов / Ю.П. Ретюнин, И.А. Михеева, М.М. Велиев, Т.В. Пирогова // Совершенствование систем управления и эксплуатации магистрального транспорта нефти: сб. науч. тр. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. – С. 15–17.

18. Ретюнин Ю.П., Велиев М.М. Комплекс программ для расчета показателей эффективности инвестиционных проектов создания объектов нефтепроводного транспорта // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: сб. науч. тр. – Уфа: ИПTЭP, 1998. – С. 138–142.

19. Assad А.А. Multicommodity Network Flows – АSurvey // Networks. – 1978. – No 8. – Р. 37–91. – DOI:10.1002/net.3230080107

20. Kennington J.L. А Survey of Linear Cost Multicommodity Network Flows // Operations Research. – 1978. – No 26. – Р. 206–236. – DOI:10.1287/opre.26.2.209

В статье рассмотрен метод снижения давлений в момент холодного пуска останавливаемых на период ремонта неизотермических участков горячих магистральных нефтепроводов. Метод основан на формирования бустерных партий для вытеснения и замещения застывающих товарных нефтей. Выполнен обзор нормативно-технической базы расчетов теплогидравлических параметров перекачки и исследований вязкостно-температурных свойств потока и реологических параметров течения высоковязких нефтей, в том числе в нестационарном режиме холодного пуска. Представлен анализ опыта эксплуатации и результатов исследований нефтяных смесей, перекачиваемых по горячим нефтепроводам в Российской Федерации. Выделены особенности влияния состава на реологические свойства перекачиваемых смесей. Проведен комплекс лабораторных и численных исследований реологических параметров течения смесей высоковязких тяжелых и застывающих высокопарафинистых нефтей в нестационарных пусковых режимах в зависимости от соотношения содержания нефтей. Для расчета статического напряжения сдвига и эффективной вязкости смеси, используемой для приготовления бустерной партии с лучшими пусковыми характеристиками, получено уравнение в виде полинома четвертой степени с девятью коэффициентами. С целью повышения точности моделирования с учетом физичности процесса течения, снижения трудоемкости расчетов и связанных с ними объемов испытаний предложено использовать ранее разработанную универсальную модель асимптотического вида. Показана высокая сходимость расчетных и опытных значений. На примере смеси высоковязкой ярегской и застывающих харьягинских нефтей подтверждена практическая возможность и целесообразность использования бустерных партий на период плановых остановок и холодного пуска неизотермических участков горячего магистрального нефтепровода Уса – Ухта – Ярославль. Найденное с помощью предложенной методики соотношения нефтей в бустерной партии позволят значительно снизить статическое напряжение сдвига и нагрузки в момент холодного пуска.

Список литературы

1. Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Изменение технологии перекачки нефти на нефтепроводе «Узень – Атырау – Самара» с развитием нефтетранспортной системы Западного Казахстана // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2010. – № 2. – С. 9–14.

2. Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Реологические особенности западноказахстанской нефтяной смеси // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2011. – № 2. – С. 3–7.

3. Экспериментальные исследования эксплуатационных свойств асфальтосмолистых парафиновых отложений нефти, образующихся в магистральных нефтепроводах / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, М.Е. Дмитриев, М.И. Байкова // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 8 (4). – С. 398–406. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-4-398-406

4. Каримов Р.М., Заплатин А.В., Ташбулатов Р.Р. Использование витых теплообменников из змеевиков малого радиуса гиба для подогрева и термообработки нефти // Деловой журнал Neftegaz.ru. – 2018. – № 12. – С. 45–49.

5. Численное моделирование теплогидравлической эффективности пристенного слоя отложений нефти / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 9 (2). – 158–162. – DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-2-158-162

6. Исследование причин образования асфальтосмолопарафиновых отложений товарной нефти в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 6. – С. 610–619. - DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-6-610-619

7. Исследования кинетики процесса парафиноотложений в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 124–127. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-124-127

8. Особенности парафинизации неизотермических магистральных нефтепроводов для горячей перекачки высоковязких застывающих нефтей / Р.М. Каримов, Р.З. Сунагатуллин, Р.Р. Ташбулатов, М.Е. Дмитриев // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 87–91. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-1-87-91

9. Тугунов, П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчета при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. – Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

10. Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Совместный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей Западного Казахстана по нефтепроводу «Узень – Атырау – Самара» // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2012. – № 1. – С. 3–6.

11. Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Особенности трубопроводного транспорта многокомпонентных систем // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2012. – № 1. – С. 60–63.

12. Совместное использование термических и химических методов воздействия при транспортировке высоковязких и застывающих нефтей / П.А. Ревель Муроз, Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 2. – С. 49-55. – DOI: 10.5510/OGP20170200314

13. Совместная перекачка тяжелых и высокопарафинистых нефтей в смеси / П.А. Ревель-Муроз, Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // SOCAR Proceedings. – 2018. – № 2. – С. 65-70. – DOI: 10.5510/OGP20180200352

14. Об эффективности углеводородных разбавителей для транспортировки высоковязких тяжелых и застывающих нефтей / П.А. Ревель-Муроз, Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // SOCAR Proceedings. – 2021. – Special Issue 1. – С. 148-155. – DOI: 10.5510/OGP2021SI100521

15. Аппроксимация реологической кривой в низкотемпературных зонах аномального течения неньютоновских нефтей с использованием асимптотической модели / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2017. – № 4 (62). – С. 19–22.

16. Асимптотическая модель для описания реологической кривой неньютоновского течения нефтяных смесей / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2017. – № 5. – С. 14 – 23.

17. Анализ изменения вязкостно-температурной зависимости бинарной нефтяной смеси / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2018. – № 2. – С. 5–9. – DOI: 10.24411/0131-4270-2018-10201

18. Моделирование реологических свойств тиксотропных нефтей при прямом ходе измерений на вискозиметрах ротационного типа для оценки пусковых режимов работы магистрального нефтепровода / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 80 84. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-80-84

В статье рассмотрены технологии очистки трубопроводов и резервуаров от асфальтосмолопарафиновых отложений и донного осадка для решения задач эксплуатации, а также с целью их перевода под хранение и перекачку нефтепродуктов. Предложено применение метода химической промывки, который позволяет реализовать закрытую безлюдную технологию. За основу взят практический опыт промывки технологических трубопроводов на нефтеперекачивающей станции и участков линейной части магистральных нефтепроводов с помощью углеводородных растворителей. Анализ позволил выявить недостатки используемой технологии, связанные с большим издержками из-за избыточно потребления растворителей АСПО, что существенно влияет на показатели рентабельности промывки. Результаты аналитического контроля качества очистки и проб отработанных моющих растворов показали возможность использования воды в качестве балласта моющего раствора для заполнения и напрессовки очищаемых трубопроводов и емкостей с целью значительного снижения стоимости промывки за счет сокращения расхода дорогих углеводородных растворителей. Представлены результаты исследований эффективности модельных моющих растворов на основе водно-углеводородных эмульсий. Испытания проведены = на образцах АСПО, отобранных с сегментов стенок катушек нефтепроводов и резервуаров. Кратко обоснованы преимущества водно-углеводородных эмульсий для решения задачи перевода нефтепроводов и перекачивающих станций на перекачку светлых нефтепродуктов. В ходе лабораторных испытаний подтверждена высокая остаточная моющая способность водно-углеводородных эмульсий в сравнении с исходными растворителями. Определены минимальные скорости потока, необходимые для удаления неорганических или нерастворившихся частиц отложений и их выноса из полости трубопровода. Для повышения эффективности промывки резервуаров предложена ультразвуковая обработка, как для приготовления водно-углеводородных моющих эмульсий, в том числе инвертного типа, так и для усиления диспергирующего эффекта за счет кавитационного воздействия.

Список литературы

1. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, Б.Н. Мастобаев, А.М. Шаммазов, Э.М. Мовсум-заде. – СПб.: Недра, 2012. – 360 с.

2. Опыт экспериментально-практических мероприятий по подготовке линейной части нефтепровода к транспортировке дизельного топлива экологического класса 5 по ТР ТС 013/2011. / А.Н. Ченцов, Р.Р. Мухаметшин, Ф.В. Тимофеев, С.Н. Замалаев // Технологии транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 3(15). – С. 32–38.

3. Перевод на транспортировку дизельного топлива нефтепровода и оборудования, применяемого на объектах ОАО «АК «Транснефть» / П.А. Ревель-Муроз, А.А. Поляков, Ф.В. Тимофеев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – №2(18). – С. 16–20.

4. Дизенко Е.И. Исследование процесса перевода нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов: дисс. … канд. техн. наук. – Уфа, 1971. – 172 с.

5. Дизенко Е.И., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Оценка оптимальной потребности в растворителе для промывки технологических трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – № 9. – С. 7.

6. Дизенко Е.И., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Определение критической скорости потока жидкости для выноса механических отложений из трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья – 1970. – № 12. – С. 8–10.

7. РД 34.21.525 Методические указания по очистке мазутных резервуаров от донных отложений (МУ 34-70-165-87).

8. РД 153-39ТН-012-96 Инструкции по пожаровзрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров.

9. ТТК «Технология зачистки (очистки внутренних поверхностей) резервуаров от остатков нефтепродуктов».

10. Технология очистки технологических аппаратов и резервуаров от шлама и асфальтосмолопарафинистых отложений на установке подготовки нефти при нефтеналивном терминале и учет продуктов шламоудаления. – Оренбург: ОАО «ОренбургНИПИ нефть», 2005.

11. Безымянников Т.И., Макаренко О.А. Анализ нормативно-технической базы и технико-технологических решений по очистке резервуаров от донного осадка // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2022. – № 1–2. – С. 5 – 11.

12. Исследование причин образования асфальтосмолопарафиновых отложений товарной нефти в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов / Р.З. Сунагатуллин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 6. – С. 610–619. – DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-6-610-619

13. Денисов Е.Ф., Каримов Р.М., Макаренко О.А. К вопросу о применении химических реагентов для очистки от асфальтосмолопарафиновых отложений // Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде: сб. тезисов. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – 314 с.

14. Bezymyannikov T.I., Karimov R.M., Tashbulatov R.R. Recovery Throughput of Technological Pipelines and Useful Volume of Tanks for a Long Time Operated Pump Stations // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, V. 459, Chapter 2 (2020) 032024. - DOI:10.1088/1755-1315/459/3/032024

15. Безымянников Т.И., Каримов Р.М. Оптимизация процессов очистки нефтепроводов от отложений нефти углеводородными разбавителями // Материалы 71-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. В 2 т. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2020. – С. 439–440.

16. Безымянников Т.И., Макаренко О.А., Каримов Р.М. Об эффективности углеводородных растворителей для удаления АСПО в нефтепроводах и резервуарах // Нефтегазовый терминал. – Вып. 22: материалы международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы транспорта и хранения углеводородных ресурсов при освоении Арктики и Мирового океана» (2–3 декабря 2021 года). – Тюмень: ТИУ, 2021. – С. 39–34.

17. Моделирование применения ультразвука для очистки от асфальто-смолистых и парафиновых отложений на объектах транспорта и хранения нефти / Т.И. Безымянников, М.В. Павлов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2018. – № 3. – С. 22–26. – DOI: 10.24411/0131-4270-2018-10301

18. Разработка инновационной энергосберегающей технологии очистки резервуаров путем диспергирования отложений / М.Н. Фазлыев, А.Ю. Демьянов, М.Ю. Тимиргалиев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 5. – С. 484–491. – DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-5-484-491

В статье рассмотрена новая технология повышения эффективности очистки резервуаров от донного осадка. Технология основана на комбинированном применении различных типов реагентов и моющих растворов в сочетании с малозатратными методами физико-механического воздействия. Для оценки взаимного влияния и совместимости реагентов различного типа выполнен комплекс лабораторных исследований, включающий испытание деэмульгаторов, водорастворимых и нефтерастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ) вместе с углеводородными растворителями. Для подбора и испытания химических реагентов также изучены состава и свойств проб донного осадка и исходных товарных нефтей, отобранных на одних и тех же объектов хранения. Результаты анализа проб показали существенные различия состава и консистенции асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Установлено, что свойства отложений в большей степени зависят от мест и условий эксплуатации резервуаров, чем от состава исходных нефтей. С целью разработки универсальной технологии химической промывки, независимо от обводненности и консистенции донных отложений, на первом этапе проведена оценка эффективности деэмульгаторов, применяемых в промысловых системах сбора. Выявлена низкая эффективность деэмульгаторов даже при подогреве. Приемлемые результаты отделения эмульгированных частиц воды достигались только после центрифугирования и лишь для некоторых проб АСПО даже без их обработки реагентами. Последующие исследования эффективности углеводородных растворителей также показали снижение моющей и реакционной способности на образцах донных отложений, предварительно обработанных с помощью диспергаторов. Аналогичный негативный эффект наблюдался при изучении нефтерастворимых ПАВ, которые, с одной стороны, зачищали стенки сосудов от частиц АСПО, а с другой - снижали реакционную способность по отношению к углеводородным растворителям. Наилучшие результаты, как по общей моющей способности АСПО, так и по совместимости с углеводородными растворителями, показали моющие растворы на основе водорастворимых ПАВ. По результатам исследований определена оптимальная последовательность применения реагентов различного типа в сочетании с малозатратными методами физико-химического воздействия, доступными на нефтеперекачивающих станциях, которая исключает риски несовместимости химических реагентов.

Список литературы

1. ОР-75.180.00-КТН-175-17. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Очистка линейной части магистральных нефтепроводов для транспортировки светлых нефтепродуктов. Порядок выполнения работ.

2. ОР-75.180.00-КТН-176-17. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Очистка технологических трубопроводов для транспортировки светлых нефтепродуктов.

3. РД 34.21.525. Методические указания по очистке мазутных резервуаров от донных отложений (МУ 34-70-165-87).

4. Безымянников Т.И., Макаренко О.А. Анализ нормативно-технической базы и технико-технологических решений по очистке резервуаров от донного осадка // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2022. № 1-2. – С. 5–11. - DOI: 10.24412/0131-4270-2022-1-2-5-11

5. РД 153-39ТН-012-96. Инструкции по пожаровзрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров.

6. Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов ОАО «НК «Роснефть», 2004.

7. ТТК «Технология зачистки (очистки внутренних поверхностей) резервуаров от остатков нефтепродуктов».

8. Технология очистки технологических аппаратов и резервуаров от шлама и асфальтосмолопарафинистых отложений на установке подготовки нефти при нефтеналивном терминале и учет продуктов шламоудаления. – Оренбург: ОАО «ОренбургНИПИ нефть», 2005.

9. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, Б.Н. Мастобаев, А.М. Шаммазов, Э.М. Мовсум-Заде. – СПб.: Недра, 2012. – 360 с.

10. Типовая инструкция по подготовке нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов. – М.: ОАО «АК Транснефть», 2014.

11. Денисов Е.Ф., Каримов Р.М., Макаренко О.А. К вопросу о применении химических реагентов для очистки от асфальтосмолопарафиновых отложений // Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде: сб. тезисов. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – 314 с.

12. Безымянников Т.И., Макаренко О.А., Каримов Р.М. Об эффективности углеводородных растворителей для удаления АСПО в нефтепроводах и резервуарах // Нефтегазовый терминал. Выпуск 22: материалы международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы транспорта и хранения углеводородных ресурсов при освоении Арктики и Мирового океана» (2-3 декабря 2021 года).– Тюмень: ТИУ, 2021. – С. 39–34.

13. Bezymyannikov T.I., Karimov R.M., Tashbulatov R.R. Recovery Throughput of Technological Pipelines and Useful Volume of Tanks for a Long Time Operated Pump Stations // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2020. – V. 459. – Ch. 2. – DOI:10.1088/1755-1315/459/3/032024

14. Безымянников Т.И., Каримов Р.М. Оптимизация процессов очистки нефтепроводов от отложений нефти углеводородными разбавителями // Материалы 71-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2020. – С. 439–440.

15. Моделирование применения ультразвука для очистки от асфальто-смолистых и парафиновых отложений на объектах транспорта и хранения нефти / Т.И. Безымянников, М.В. Павлов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2018. – № 3. – С. 22–26. – DOI: 10.24411/0131-4270-2018-10301

16. Разработка инновационной энергосберегающей технологии очистки резервуаров путем диспергирования отложений / М.Н. Фазлыев, А.Ю. Демьянов, М.Ю. Тимиргалиев, [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 5. – С. 484–491. – DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-5-484-491

17. Экспериментальное исследование сорбента для ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов / Т.И. Безымянников, А.В. Валеев, Р.М. Каримов, Н.А. Фарвазова // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2019. – №1. – С. 24–27. - DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10105

Основные средства хранения нефти и нефтепродуктов - это металлические резервуары, среди которых наиболее распространены резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей. Существующие методы обеспечения пожарной безопасности резервуаров и резервуарных парков не способны полностью предотвратить возникновение аварий. Большая скорость распространения пламени и высокая температура при взрыве горючих смесей приводят к резкому повышению давления внутри сооружения, разрушению элементов оборудования и строительных конструкций, остановке производства. Взрывобезопасность является одним из основополагающих критериев промышленной безопасности во всех отраслях промышленности, в том числе нефтегазовой. В статье рассмотрен способ повышения надежности эксплуатации резервуарных парков путем совершенствования конструкции крыши резервуара. Приведены статистческие данные о возникновении пожаров. Обоснована возможность использования легкосбрасываемых конструкций каркасных крыш для вертикальных стальных резервуаров большой вместимости с целью обеспечения эксплуатационной надежности и сохранности конструкций аварийного резервуара и близстоящих конструкций в случае взрыва. Приведена методика расчета необходимой безопасной площади разгерметизации на примере резервуара вертикального стального объемом 20000 м³, хранимый продукт - нефть при температуре 50 °С. Отмечено, что предложенная методика расчета не распространяется на системы, склонные к объемному самовоспламенению и детонации. Даны результаты расчетов безопасной площади разгерметизации для резервуаров типа РВС-5000, РВС-10000, РВС-20000, РВС-30000, РВС-40000, РВС-50000. Показано, что необходимая площадь проема разгерметизации увеличивается медленней, чем объем резервуара. В зависимости от того, насколько заполнен резервуар определенного объема, для защиты от взрыва возможно использование той или иной модификации технологии частичного отрыва крыши.

Список литературы

1. Руководство по оценке пожарного риска для промышленных предприятий / И.А. Болодъян,  Ю.Н. Шебеко, В.Л. Карпов [и др.]. – М.: ВНИИПО, 2006. – 93 с.

2. Олейник А.А. Метод оценки конструктивно-технологической взрыво-пожаробезопасности резервуаров для нефтепродуктов: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Санкт-Петербург, 1998. – 23 с.

3. Орлов Г.Г. Легкосбрасываемые конструкции для взрывозащиты промышленных зданий. – М.: Стройиздат, 1987. – 187 с.

Сероводород из-за высокой реакционной способности и токсичности является нежелательным компонентом нефтяного газа, снижает его экономическую ценность, сокращает срок службы технологического оборудования за счет процессов коррозии. В статье рассмотрены результаты комплексных геолого-геохимических и гидродинамических исследований для определения причин появления и механизмов образования сероводорода в составе нефтяного газа месторождения, расположенного на территории Оренбургской области. Исследования направлены на определения источника образования сероводорода, создание количественной модели для прогноза образования сероводорода в зависимости от технологических параметров разработки месторождения. Первым этапом исследований являлось определение происхождения сероводорода в составе нефтяного газа и пластовой воды посредством изотопного анализа серы. Изучен также компонентный состав пластовой воды и нефтяного газа. Изотопный состав серы нефтяного газа соответствовал диапазону бактериальной сульфатредукции (БСР). Изотопный состав водорастворенных сульфидов также характерен для процессов БСР. Учитывая пластовые температуры, изотопный состав серы, наличие пластовых вод с водорастворенными сульфатами и органическими компонентами, сероводород в составе газа можно классифицировать как биогенный, образованный в результате бактериального восстановления сульфатов пластовых вод. Данный процесс может протекать непосредственно в области залежи в пластовых водах месторождения. На следующем этапе исследований выделен и изучен механизм жизнедеятельности сульфатредуцирующих бактерий для того, чтобы определить граничные условия существования бактерий, зависимость изменения количества редуцируемого сероводорода от параметров разработки месторождения для численного моделирования и прогнозирования динамики образования сероводорода.

Список литературы

1. Appelo C.A.J., Postma D. Geochemistry, groundwater and pollution. – London : A.A. Balkema Publishers, 2005. – 649 p.

2. Современная масс-спектрометрия: определение элементов и их изотопов / А. Талибова, М. Муравьев, В. Файнберг [и др.] // Аналитика. – 2014. – Вып. 5. – С. 58–64.

3. Thermochemical sulphate reduction and the generation of hydrogen sulphide and thiols (mercaptans) in Triassic carbonate reservoirs from the Sichuan Basin, China / C. Cai [et al.] // Chemical Geology. – 2003. – V. 202. – No. 1–2. – P. 39–57. - DOI: 10.1016/S0009-2541(03)00209-2

4. Machel H.G. Bacterial and thermochemical sulfate reduction in diagenetic settings—old and new insights //Sedimentary geology. – 2001. – V. 140. – No. 1–2. – P. 143–175. – DOI:10.1016/S0037-0738(00)00176-7

5. Панкина Р.Г., Мехтиева В.Л. Происхождение H2S и СO2 в углеводородных скоплениях // Геология нефти и газа. – 1981. – № 12. – С. 44.

6. Hoefs J. Stable Isotope Geochemistry. – Springer, 2015. – 389 p.

7. Machel H.G., Krouse H.R., Sassen R. Products and distinguishing criteria of bacterial and thermochemical sulfate reduction // Applied geochemistry. – 1995. – V. 10. – No. 4. – P. 373–389. - https://doi.org/10.1016/0883-2927(95)00008-8

8. Дахнова М.В. Геохимия серы в связи с проблемой нефтегазоносности: дисс. д-ра. геол.-минерал. наук. - М.: 1999. - 172 с.

9. Виноградов В.И. Роль осадочного цикла в геохимии изотопов серы. – М.: Наука, 1980. – 192 с.

10. Aharon P., Fu B. Microbial sulfate reduction rates and sulfur and oxygen isotope fractionations at oil and gas seeps in deepwater Gulf of Mexico // Geochimica et Cosmochimica Acta. – 2000. – V. 64. – No. 2. – P. 233–246. - DOI: https://doi.org/10.1016/S0016-7037(99)00292-6