Список литературы

1. Лукьянов А.В., Щерба И.Г. Парагенетический анализ структур как основа тектонического районирования и составления среднемасштабных структурных карт складчатых областей // Тектоника Сибири. – 1972. – Т. 5. – С. 15–24.

2. Harding T.P., Lowell J.D. Structural Styles, Their Plate-Tectonic Habitats, and Hydrocarbon Traps in Petroleum Provinces // AAPG Bulletin. – 1979. – Т. 63. – № 7. – С. 1016–1058. – DOI:10.2110/pec.85.37.0051

3. Mazarovich A.O., Sokolov S.Y. Tectonic subdivision of the Chukchi and East Siberian seas // Russian Journal of Earth Sciences. – 2003. – Т. 5. – № 3. – С. 185–202. – DOI:10.2205/2003ES000120

4. Ихсанов Б.И. Позднемезозойские и кайнозойские деформации осадочных бассейнов акватории Чукотского моря: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – М., 2014.

5. Nikishin A.M., Malyshev N.A., Petrov E.I. Geological structure and history of the Arctic Ocean. – Houten: EAGE Publications bv, 2014. – 88 p.

6. Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» . – 2010. – № 1. – С. 20–28.

7. Проблемы тектоники и углеводородный потенциал российского сектора Чукотского моря / В.Е. Вержбицкий, С.В. Малышева, С.Д. Соколов, [и др.] // Нефтяное хозяйство . – 2012. – № 12. – С. 8–13.

8. The South Chukchi Sedimentary Basin (Chukchi Sea, Russian Arctic): Age, structural pattern, and hydrocarbon potential / V.E. Verzhbitsky, S.D. Sokolov, E.M. Frantzen [et al.] // Tectonics and sedimentation: Implications for petroleum systems. – 2012. – Т. 100 . – Р. 267–290. – DOI:10.1306/13351557M1003534

9. Grantz A., Eittreim S. Geology and Physiography of the Continental Margin North of Alaska and Implications for the Origin of the Canada Basin: Open-File Report 79-288. – California, U.S. Geological Survey, Menlo Park, 1979. – DOI:10.3133/ofr79288

10. Lawver L.A., Scotese C.R. A review of tectonic models for the evolution of the Canada Basin // The Arctic Ocean Region. The Geology of North America, Geological Society of America. – 1990. – P. 593–618. – DOI:10.1130/DNAG-GNA-L.593

11. Homza T.X., Bergman S.C. A Geologic Interpretation of the Chukchi Sea Petroleum Province: Offshore Alaska, USA // AAPG Memoir. – 2019. – V. 119. – https://doi.org/10.1306/AAPG119

В настоящее время баженовская свита является одним из главных объектов трудноизвлекаемыми запасами нефти в Российской Федерации, которые представляют интерес с точки зрения добычи. Среди характерных особенностей отложений свиты можно отметить такие, как сложный, изменяющийся по разрезу и простираню минералогический состав, высокое содержание органического вещества и продуктов его преобразования, сложная структура порового пространства, неоднозначность при выделении коллекторов и оценке их фильтрационно-емкостных свойств. Повышенное содержание органического вещества в баженовской свите проявляется как в виде твердого нерастворимого в органических растворителях керогена, так и в виде углеводородных соединений. Жидкие углеводороды в пласте могут находиться в подвижном или связанном состоянии в зависимости от их состава, расположения в поровом пространстве и пластовой температуры. Таким образом, актуальным являются вопросы выбора способа подготовки образцов керна для корректного определения петрофизических характеристик, оценки количества вовлекаемого в разработку флюида, а также использования полученных на образцах керна значений для настройки метода определения пористости по данным геофизических исследований скважин. При расчете пористости по материалам таких геофизических методов, как акустический, плотностной гамма-гамма и нейтронный каротажи, необходимо учитывать влияние некоторых компонентов, входящих в состав породы. К таким компонентам в первую очередь относятся глинистые минералы, имеющих многокомпонентный состав, и кероген, обладающий контрастными физическими свойствами. Альтернативным способом определения пористости геофизическими методами является запись ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) в скважине. Для получения открытой пористости по данным ЯМК необходима интерпретация этих данных – настройка отсечки времени поперечной релаксации на кондиционные керновые данные.

Список литературы

1. Петерсилье В.И., Комар Н.В., Френкель С.М. Методические подходы к подсчету запасов баженовской свиты // Геология нефти и газа. – 2018. – №5, С. 51–59. – DOI: 10.31087/0016-7894-2018-5-51-59

2. Дифференцированный подход к оценке ресурсной базы нефтематеринских отложений / А.Д. Алексеев, А.А. Антоненко, В.В. Жуков, К.В. Стрижнев // SPE 182074 RU. – 2016. – DOI:10.2118/182074-MS

3. NMR Т2 Distributions in the Eagle Ford Shale: Reflections on pore size / E. Rylander [et al.] // SPE-164554-MS. - 2013. - DOI:10.2118/164554-MS

В настоящее время в связи с истощением месторождений нефти и газа и их вступлением на позднюю стадию разработки, а также вследствие вовлечения в разработку все более сложных по строению резервуаров, бурение горизонтальных скважин имеет высокую актуальность. При решении задачи геонавигации горизонтальных стволов скважин возникает ряд трудностей, основными из которых являются геометрическая неопределенность изменения геологической структуры пласта в направлении бурения горизонтального ствола скважины, а также неопределенность положения ствола скважины относительно границ пласта. Это обусловливает риски выхода в интервалы нестабильных аргиллитов и углей, что может привести к аварийным ситуациям, а также уменьшению эффективной проходки ствола горизонтальной скважины в коллекторе. Небольшой радиус исследования методами гамма-каротажа ГК, плотностного гамма-гамма каротажа и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам в процессе бурения, а также удаленность точки измерения от долота существенно снижают эффективность принятия решений о корректировке траектории ствола скважины с целью недопущения выхода в интервал неколлектора. Заблаговременное, до вскрытия пласта, прогнозирование изменения его структуры и особенностей залегания дает возможность принимать проактивные решения о корректировке траектории ствола скважины с целью уменьшения длины интервала бурения вне коллектора. Это позволяет повысить продуктивность скважины на этапе бурения, значительно снизить риск выхода из целевого интервала в нестабильные породы и минимизировать потери при проводке горизонтальной секции скважины в коллекторе малой толщины. Для достижения данной цели широкое применение получила методика картирования контрастных границ с разными удельными электрическими сопротивлениями на удалении от ствола скважины. Данный метод основан на расчете инверсии по измеренным показаниям разноглубинных зондов индукционного каротажа.

Список литературы

1. Аксельрод С.М. Методы опережающей навигации при бурении горизонтальных скважин // Каротажник. – 2012. – № 9 (219). – С. 87–122.

2. Телеметрические системы каротажа: программно-методическое обеспечение в процессе бурения наклонного-горизонтальных скважин / В.Н. Глинских, М.Н. Никитенко, К.Н. Даниловский, [и др.] // Neftegaz.RU. – 2017. – Вып. 10. – С. 42–49.

3. Геонавигация наклонно-горизонтальных скважин по данным высокочастотного электромагнитного каротажа в процессе бурения / И.А. Москаев, К.Н. Даниловский, В.Н. Глинских, М.Н. Никитенко // Трофимуковские чтения – 2017 Материалы Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых. - Самостоятельное непериодическое локальное cтатичное научное электронное издание. – Новосибирск, 2017. – С. 261–264.

4. Шумихин А.А., Суханов А.Е. Применение геонавигации при бурении в коллекторах небольшой мощности // В сб. Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (российский и мировой опыт). – Ижевск, 2016. – С. 314–325.

В настоящее время большое внимание уделяется вопросам контроля эффективности системы очистки и содержания выбуренной породы в составе бурового раствора. В статье на основе накопленных статистических данных выполнен анализ влияния эффективности систем очистки на технико-экономические показатели строительства скважин в Западной Сибири. Для систематизации сбора информации разработана форма реестра. Одна строка реестра соответствует одному интервалу строительства (эксплуатационная колонна, горизонтальный ствол, боковой ствол) скважины; в ней отражены требуемые параметры и эффективность системы очистки. Перед проведением анализа проверяется качество исходной информации, исключаются некорректные данные. Реестр применяется при реализации на трех проектов в Западной Сибири, консолидировано более 3000 записей. Статистика ведется по 200 буровым станкам и 10 сервисным компаниям. В ходе работы определены ключевые параметры для оценки эффективности систем очистки: темп строительства скважин; непроизводительное время; удельный объем бурового раствора; содержание выбуренной породы; среднее количество отклонений параметров бурового раствора. Анализ проведен для секций эксплуатационной колонны, хвостовика и бокового ствола. Согласно собранной информации фактическая эффективность систем очистки изменяется от 20 до 90 %. Для секции эксплуатационной колонны диаметром 220,7 мм и средней протяженностью 1563 м при увеличении эффективности системы очистки до 90 % удельный объем бурового раствора (1 м проходки) уменьшается на 28 %, содержание выбуренной породы – на 12,1%. При этом среднее количество отклонений параметров бурового раствора на скважину сокращается на 61,5%, снижаются на 63% риски необходимости промывки оборудования. Темп строительства скважин увеличивается на 32 %. Показан экономический эффект от оптимизации работы системы очистки. В 2021 г., если работы по оптимизации систем очистки не проводились, дополнительный объем разбавления бурового раствора и объем утилизации отходов превышали общий объем приготовления бурового раствора для секции эксплуатационной колонны на 7,58 %, для секции хвостовика – на 9,73 %, для секции бокового ствола – на 8,73 %. Отмечено, что контроль параметров и управление содержанием выбуренной породы путем оптимизации систем очистки позволяет сокращать прямые затраты при строительстве скважин.

Список литературы

1. Improving Drilling Economics Throught Drilling Fluids and Solids Control in the Eagle Ford – Case Examples and Results / Quanxin Guo, Youyou Wang, Oriane Deplaude, Gary Fout // SPE-170525-MS. – 2014. - DOI:10.2118/170525-MS

2. Бембак Е.В., Козырев А.С., Мишин А.В. Актуальные подходы и состояние отраслевых документов в вопросах оценки эффективности оборудования очистки // Бурение и нефть. – 2021. – № 9. – С. 34-40.

3. Реалии системного сбора информации по работе оборудования очистки буровых растворов / Е.В. Бембак, А.С. Козырев, А.В. Мишин, А.В. Хохлов // Бурение и нефть. – 2022. – № 1. – С. 36-40.

4. Актуальное состояния используемых сеточных панелей и их влияние на эффективность очистки буровых растворов / Е.В. Бембак, А.С. Козырев, А.В.  Мишин [и др.] // Бурение и нефть. – 2022. – № 3. – С. 32-35.

В статье рассмотрена совокупность аналитических решений, которые позволяют локализовать запасы нефти многопластового объекта, разрабатываемого совместным фондом скважин. В связи с высокой долей добычи нефти от применения геолого-технических мероприятий (ГТМ), необходимо точечно планировать их проведение. Одним из главных факторов, влияющих на решение о проведении ГТМ, являются данные об остаточных запасах нефти. Несмотря на постоянно вносимые усовершенствования в методы разведки и моделирования остаточных запасов, получить своевременную и при этом достоверную информацию о выработанности запасов и их охвате разработкой зачастую невозможно. Поэтому оценка зон локализации запасов является актуальной задачей. Целью работы являлось создание инструмента для определения зон локализации запасов нефти на многопластовом месторождении, апробирование этого инструмента и сравнение полученных данных с результатами существующих методов. Суть разработанного метода заключается в следующем. На основании решения уравнения материального баланса оценивается объем непроизводительной закачки по скважинам. Добыча и закачка делятся между пластами с учетом наличия трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП). По результатам расчета распределения добычи и закачки по скважинам и пластам оцениваются площади дренирования. В результате строятся карты охвата по каждому пласту каждой скважиной, на основании которых определяются участки с минимальным воздействием процесса дренирования, представляющие интерес для подбора ГТМ. Предлагаемое решение учитывает распределение добычи и закачки соразмерно проводимости трещины ГРП, кроме того, обладает такими преимуществами, как простота использования, оперативность расчета, функциональность и надежность.

Список литературы

1. Баталов Д.А. Разработка метода локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2015. – 165 с.

2. Мейер В.А. Геофизические исследования скважин. – Л.: Изд-во ЛГУ, 1981. – 463 с.

3. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 99 с.

4. Боженюк Н.Н., Стрекалов А.В. Некоторые приемы адаптации гидродинамической модели к истории разработки // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 15. – № 2. – С. 42–49.

5. Пятибратов П. В. Методы адаптации гидродинамических моделей на основе моделирования околоскважинных зон: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2005. – 128 с.

6. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – Тверь: НПЦ Тверьгеофизика, 2003. – 258 с.

В статье рассмотрен опыт ПАО «НК «Роснефть» по проектированию автономных устройств контроля притока и перспективы их применения на Тагульском нефтегазоконденсатном месторождении. Большая часть пластов месторождения представляет собой континентальные отложения, которые характеризуются значительной изменчивостью коллекторов и наличием непрогнозируемых зон замещения. При этом в одного пласте могут выделяться различные флюидальные контакты, что обусловлено линзовидным строением. Основные трудности, возникающие при разработке пластов Тагульского месторождения, связаны с притоком нежелательных флюидов к стволу эксплуатационных скважин; снижением пластового давления из-за изменения сроков ввода системы поддержания пластового давления; технологическими проблемами при изоляции газо- и водонасыщенных интервалов. Для решения указанных проблем на Тагульском месторождении применяются такие технологии, как бурение многозабойных скважин конструкции fishbone, устройства контроля притока и эксплуатация скважин на минимальных депрессиях. Проанализирован процесс выбора пассивных или автономных устройств контроля притока (УКП). Дано описание стендовых испытаний и процесс подбора скважин-кандидатов для использования УКП. Приведены ожидаемые результаты при использовании УКП. Выполнена технико-экономическая оценка и плановым и рассчитан эффектом от внедрения технологии. При подтверждении эффективности данной технологии применение автономных УКП на проектном фонде скважин позволит увеличить выработку запасов пластов в контактной зоне. По результатам пробной эксплуатации будет приниматься решение о тиражировании применения автономных УКП в периметре компании ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Владимиров И.В. Проблемы разработки контактных водонефтяных зон / В сб. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2008. – № 138.

2. Милюшкина А.С., Урванцев Р.В. Оценка применимости устройств контроля притока штуцерного типа в условиях нижнемеловых отложений Западной Сибири // Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 2.

3. Обоснование применения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей / Р.Ф. Ахмадеев, С.П. Аюшинов, Р.Р. Исламов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 124–127. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-124-127

4. Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К., Бисенова А.А. Оценка эффективности применения устройств контроля притока в условиях залежей сверхвязкой нефти ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 44–46.

5. Применение устройств контроля притока в боковых горизонтальных стволах скважин пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения / В.В. Васильев, В.Н. Васильев, П.В. Ельсов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 84–88. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-4-84-88

Корректный прогноз уровней добычи и технологических показателей разработки месторождений требует применения интегрированных моделей (ИМ), учитывающих взаимовлияние пласта и поверхностной инфраструктуры. В последнее десятилетие применяются более сложные версии ИМ – постоянно действующие интегрированные модели (ПДИМ). Широкое использование ПДИМ сдерживается различными проблемами, как техническими, так и информационными. Для решения проблем, связанных с информационными технологиями, в ПАО «НК «Роснефть» предложено создание корпоративной информационной системы (ИС) мониторинга и анализа расчетных сценариев МАРС. Внедрение ИС МАРС в ближайшей перспективе обеспечит экономию времени и средств при оптимизации системы разработки с использованием ПДИМ, повысит обоснованность принимаемых решений. Долгосрочной целью внедрения ИС МАРС является переход к созданию и сопровождению полноценных цифровых двойников нефтегазовых активов. Основными преимуществами цифровых двойников по сравнению с ПДИМ станут доступ в режиме реального времени к данным телеметрии, оперативный учет и использование этих данных в моделях; реализация инструментов хранения и анализа больших объемов данных (Big Data), оптимизационных алгоритмов на основе применения современных цифровых технологий (machine learning, искусственный интеллект, нейросети); тип моделей в составе цифрового двойника. К традиционным для ПДИМ моделям процессов (фильтрация в пласте, течение в трубопроводах, подготовка товарной продукции) добавлены модели объектов (установки комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции и др.). При этом модели, входящие в состав двойника, являются взаимозависимыми, изменение элементов одной из них приводит к изменению в связанных с ней моделях. Переход к цифровому двойнику с внедрением объектных моделей позволит реализовать два подхода: 1) управление жизненным циклом, который направлен на снижение количества простоев скважин, уменьшение вероятности аварий и повышение эффективности логистических операций; 2) информационное моделирование сооружений (BIM) для сокращения затрат и сокращение числа ошибок при проектировании промысловых объектов. Согласно проведенной экономической оценке, эффект от реализации системы за период 5 лет более чем в 2 раза превысит затраты на ее создание и эксплуатацию.

Список литературы

1. Группа компаний ЦИФРА. «Цифровые двойники нефтегазового месторождения и актива: что они могут дать отрасли и что нужно, чтобы их создать». – https://vc.ru/zyfra/451619-cifrovye-dvoyniki-neftegazovogo-mestorozhdeniya-i-aktiva-chto-oni-mogut-d...

2. Инфраструктурный центр «Технет» НТИ, Цифровые двойники в высокотехнологической промышленности. Экспертно-аналитический доклад. 2019 г. – http://assets.fea.ru/uploads/fea/news/2019/12_december/28/cifrovoy_dvoinik.pdf

3. Что такое PLM. – https://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/118732

4. Талапов В. BIM: что под этим обычно понимают. ISICAD, 11.2010 г. – http://isicad.ru/ru/articles.php?article_num=14078

5. Что такое BIM и зачем новые технологии нужны девелоперам и госструктурам // РБК. – 2019. – https://realty.rbc.ru/news/5ca1ceff9a794758d0568b37

6. Балакин М. Интегрированное решение программного обеспечения HYSYS-AXSYS-PlantWise, САПР 09/2011. – https://sapr.ru/article/22468?ysclid=l876abqegi798305896

На месторождениях ПАО «НК «Роснефть» ежегодно проводится более 15 тыс. операций гидроразрыва пласта (ГРП). Процесс планирования, подготовки и проведения ГРП является технически и организационно сложным, затрагивает множество производственных служб дочерних добывающих обществ ПАО «НК «Роснефть», сервисных компаний по ГРП и проектных институтов компании. Для цифровизации процесса подготовки и проведения ГРП разработан прототип модуля «Поддержка процессов ГРП» в составе корпоративной информационной системы «РН-КИН», который также является плагином корпоративного симулятора ГРП «РН-ГРИД». Предложенное ИТ-решение обеспечивает ролевой доступ пользователей согласно выполняемым функциям, последовательное движение и выполнение заявки на ГРП, составление рекомендаций, автоматический сбор исходных данных из корпоративных баз данных, синхронизацию с корпоративным симулятором ГРП «РН-ГРИД», формирование соответствующих отчетов по дизайну, редизайну, фактическому ГРП и их согласование, мониторинг выполнения этапов проведения ГРП, автоматическое формирование фрак-листа, аналитические данные. С целью быстрого реагирования на события и ключевые изменения в системе, а также эффективной коммуникации между участниками процесса разработана система уведомлений и чат. Условно структуру приложения можно разделить на автоматическое рабочее место заказчика и сервисной компании. Заказчик отвечает за предоставление исходных данных, составление рекомендаций, согласование дизайна, редизайна и итоговых отчетов по ГРП, а сервисная компания – за выполнение работ по ГРП и подготовку соответствующих отчетов. Предложенное цифровое решение позволяет оптимизировать взаимодействие заказчика и подрядных организаций, повысить структурированность информации о ГРП, включая исходные данные для проектирования ГРП, дизайны, редизайны, фактические данные и отчеты. В настоящий время апробация цифрового решения проводится на базе ООО «РН-Юганскнефтегаз», ключевого дочернего общества ПАО «НК «Роснефть», в котором выполняется около 30% всех операций ГРП в компании.

Список литературы

1. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению / А.А. Ахтямов, Г.А. Макеев, К.Н. Байдюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 94–97. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-5-94-97

2. https://www.comindware.ru

3. https://www.elma-bpm.ru

4. https://www.intalev.ru

5. https://1forma.ru

6. https://www.directum.ru

7. https://docsvision.com

Механизированный способ добычи нефти является основным в Российской Федерации и в мире. В ПАО «НК «Роснефть» механизированным способом эксплуатируется более 95 % действующего добывающего фонда скважин. Одним из важнейших этапов является подбор насосного оборудования. Для дизайна насосного оборудования в ПАО «НК «Роснефть» используется модуль RosPump в составе корпоративной информационной системы (ИС) «Мехфонд». ИС «Мехфонд» предназначена для создания в нефтегазодобывающих обществах и центральном аппарате управления компании экспертно-аналитической системы, позволяющей стандартизировать подходы к решению задач подбора глубинного и промыслового оборудования, мониторингу механизированного фонда и управлению им, планированию и контролю выполнения работ на скважинах. Для обеспечения интеграции данных об оборудовании, содержащихся в различных смежными ИС, в единое информационное поле, необходим единый справочник оборудования и узлов. Каталог, который применяется всеми ИС по ключевым идентификаторам, позволяет на разных этапах и для разных оперативных задач наполнять ИС данными и эффективно использовать данные одних ИС в других, в частности, массив технологических параметров. Для решения указанных задач в компании создан «Единый каталог оборудования» (ЕКО). ЕКО представляет собой уникальную по масштабам оцифрованную базу параметров и характеристик оборудования для скважинной добычи нефти, интегрированную со смежными ИС компании, которые обеспечивают оперативный учет, анализ работы и подбор глубиннонасосного оборудования. ЕКО имеет большое практическое значение для систематизации и цифровизации процесса обеспечения эффективной эксплуатации механизированного фонда и качественного подбора насосного оборудования в ПАО «НК «Роснефть». В показан состав «Единого каталога оборудования», дано описание этапов создания ЕКО. Приведены примеры его использования в корпоративных ИС.

Список литературы

1. Косилов Д.А., Миронов Д.В., Наумов И.В. Корпоративная информационная система «Мехфонд»: достигнутые результаты, среднесрочные и долгосрочные перспективы // Нефтяное хозяйство. – 2018. – №11. – С. 70–73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-70-73

2. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2006613402. RosPump / К.Р. Уразаков, К.А. Бондаренко, Р.А. Хабибуллин; заявитель и правообладатель ООО «РН-УфаНИПИнефть». – № 2006613181; заявл. 12.09.06; опубл. 28.09.06.

3. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2019617213. Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин / А.Р. Ахтямов, М.Г. Волков, А.Б. Носков [и др.]; заявитель и правообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2019613352; заявл. 29.03.19; опубл. 04.06.19.

4. Технологический буклет ПАО «НК «Роснефть», – М.: ПАО «НК «Роснефть», 2019. – С. 197–199.

5. Система повышения качества эксплуатации механизированного фонда скважин в ПАО «НК «Роснефть» в условиях негативного влияния осложняющих факторов / Д.А. Лунин, Д.А. Минченко, А.Б. Носков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 86–91. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-86-91

6. Руководство пользователя модуля RosPump. – М.: ПАО «НК «Роснефть», 2022. – С. 188–191.

7. Пат. №2773403. Способ регулирования энергопотребления нефтегазодобывающего скважинного оборудования / А.Б. Носков, А.С. Зуев, К.Ю. Волокитин [и др.]; заявитель и правообладатель ПАО «НК «Роснефть». – №2022113277; заявл. 18.05.22; опубл. 03.06.22.

В статье представлен подход ПАО «НК «Роснефть» к выбору и приоритизации объектов обустройства месторождений нефти и газа, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации, для внедрения геотехнического мониторинга. Показана актуальность развития и реализации геотехнического мониторинга как обязательного комплекса мер, на базе которых можно обеспечить безопасную эксплуатацию активов на протяжении всего их жизненного цикла. Преимущества реализуемых подходов для компании заключаются в комплексной оценке и приоритизации потенциальных последствий аварий и инцидентов на опасных производственных объектах с учетом градации по инженерно-геологическим условиям, классу опасности сооружений, принципу использования многолетнемерзлых грунтов, а также тяжести последствий для людей, окружающей среды и ущерба для производства. Разработаны новые подходы в развитие нормативных требований к внедрению геотехнического мониторинга на существующих объектах. Ранее для значительного количества построенных объектов необходимость организации геотехнического мониторинга не регламентировалась, несмотря на влияние тренда глобального потепления на состояние мерзлых грунтов. Классификация обществ группы ПАО «НК «Роснефть» по уровню организации мониторинга позволила унифицировать подходы к развитию технических, организационных компетенций и развитию культуры проведения мероприятий. С учетом разработанной методики сформирован план развития геотехнического мониторинга в ПАО «НК «Роснефть», который включает выработку критериев, ранжирование объектов, анализ текущего статуса организации мониторинга, инвентаризацию сетей, формирование графиков проведения мониторинга и его организацию на высокоприоритетных объектах, развитие компетенций и нормативной базы компании.

Список литературы

1. Сивоконь И.С. Производственные риски в нефтегазовой отрасли. Структура, оценка и анализ. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2021. – 184 с.

2. Развитие риск-ориентированного подхода к управлению системой охраны труда и промышленной безопасностью / М.В. Анфимов, В.А. Маркеев, И.С. Сивоконь, С.В. Толсторожих // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 118–122. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-118-122

ООО «РН-БашНИПИнефть» (научно-исследовательский и проектный институт ПАО «НК «Роснефть») за последние 15 лет выполнил более 100 проектов обустройства нефтегазовых месторождений с применением технологии информационного моделирования объектов капитального строительства. Технологическая основа таких проектов – удобная, прозрачная и бесшовная среда передачи инженерных данных, таких как результаты наземного и воздушного лазерного сканирования, информационная модель объекта капитального строительства, а также собственная разработка для управления выпуском проектной продукции – информационно-аналитическая система инженерного документооборота «САПСАН 2020». Значительную долю проектно-изыскательских работ в институте составляют проекты реконструкции, модернизации и технического перевооружения объектов обустройства месторождений. Одним из первых этапов в таких проектах является лазерное сканирование существующего объекта, начиная от постановки технического задания главным инженером проекта и заканчивая экспортом данных лазерного сканирования в систему автоматизированного проектирования для последующего моделирования и выпуска проектно-сметной документации. От качества работы изыскателей на этом этапе напрямую зависит успех реализации проекта в целом. На следующем этапе осуществляется 3D моделирование с помощью единого каталога 3D изделий, постоянно актуализируемого специалистами ООО «РН-БашНИПИнефть» для всех корпоративных институтов ПАО «НК «Роснефть». При этом на всех этапах реализации проекта используется единое информационное пространство ИС «САПСАН 2020», что обеспечивает повышение прозрачности, управляемости и эффективности процесса выпуска качественной проектной продукции. С 2020 года на базе ООО «РН-БашНИПИнефть действует специализированный институт по технологиям информационного моделирования в проектировании и строительстве.

Список литературы

1. Актуальность новых подходов в исследовании причин деформаций резервуаров / П.В. Потешкин, Р.М. Тимербулатов, А.Н. Авренюк [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 50–53. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-50-53

2. Авренюк А.Н., Асадуллина Г.С., Тимербулатов Р.М. Практика применения результатов наземного лазерного сканирования как основы для 3D проектирования площадных объектов модернизации, реконструкции и техперевооружения месторождений // Материалы научно-практической конференции «Актуальные задачи нефтегазохимического комплекса. Добыча и переработка». Москва, 21-22 ноября 2019 г. – М., 2019. – С. 124–126.

3. О применении наземного лазерного сканирования в нефтегазовой отрасли / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, А.П. Сальников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 4 (16). – С. 47–51.

4. Иванов А.В. Разработка методики геодезического контроля инженерных объектов на основании данных наземного лазерного сканирования: дис. …канд. техн. наук. – Новосибирск, 2012. – 150 с.

5. Тишкин В.О. Методика сбора и обработки данных, полученных в процессе 3D сканирования // Научно-технический вестник Санкт-Петербургского государственного университета информационных технологий, механики и оптики. – 2011. – № 1 (71). – С. 87–92.

6. Сальников А.П. Оценка напряженно-деформированного состояния резервуаров по результатам наземного лазерного сканирования: дис. … канд. техн. наук. – М., 2016. – 167 с.

7. Васильев Г.Г., Лежнев М.А., Сальников А.П. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 2 (18). – С. 48–55.

8. Review: Reconstruction of 3D building information models from 2D scanned plans / L. Gimenez, J.L. Hippolyte, S. Robert [et al.] // Build. – 2015. – V. 2, – P. 24–35. - DOI:10.1016/j.jobe.2015.04.002

9. 3D model-based scan planning for space frame structures considering site conditions / Dongsheng Li, Jiepeng Liu, Yan Zeng [et al.] // Automation in Construction. – 2022. – V. 140. – P. 34–45. - DOI:10.1016/j.autcon.2022.104363

10. Wałach D., Piotr Kaczmarczyk G. Application of TLS Remote Sensing Data in the Analysis of the Load-Carrying Capacity of Structural Steel Elements // Remote Sens. – 2021. – V. 13. – P. 41–47. - DOI: https://doi.org/10.3390/rs13142759

11. Miller R.B., Small C. Cities from space: Potential applications of remote sensing in urban environmental research and policy // Environ. Sci. Policy. – 2003. – V. 6 – P. 129–137. – DOI:10.1016/S1462-9011(03)00002-9

12. Soudarissanane S., Lindenbergh R., Gorte B. Reducing the error in terrestrial laser scanning by optimizing the measurement set-up // Int. Arch. Photogramm. Remote Sens. Spat. Inf. Sci. XXXVII. – 2008. – P. 615–620.

Негативное влияние хлорорганических соединений (ХОС) как нежелательных компонентов нефти проявляется в виде повышенных скоростей коррозии оборудования нефтеперерабатывающих заводов. Нормативное ограничение содержания ХОС касается не только регламентации концентрации ХОС в нефти, но и в потенциальных «загрязнителях» товарной нефти. Самыми очевидными такими потенциальными «загрязнителями» являются нефтепромысловые химические реагенты, которые применяются в процессах добычи, подготовки и транспорта нефти. Исключить риск загрязнения нефти ХОС можно, обеспечив контроль каждой партии химической продукции, поступающей на объекты добычи нефти. При этом аналогичные требования должны применяться у производителей химической продукции при контроле качества готовых химических реагентов. Установление понятного механизма контроля качества химической продукции в отношении содержания ХОС является приоритетной задачей ПАО «НК «Роснефть» при взаимодействии с производителями и поставщиками химических реагентов. Решение данной задачи предполагает два ключевых направления: установление допустимых пределов обнаружения ХОС и методики определения ХОС.

В статье рассмотрены три методики определения ХОС в химических реагентах, разработанные в ПАО «НК «Роснефть». Методики прошли государственную аттестацию, внедрены в добывающих Обществах Группы и доведены до поставщиков для симметричного контроля выходящей продукции. Разработанные методики позволяют определять ХОС и вещества, способные разлагаться до ХОС при температурном воздействии. Методики ориентированы на максимальное использование имеющихся в промысловых лабораториях аналитического оборудования, реактивов и принятые процедурные подходы, а также не содержат повышенных требований к квалификации персонала. Специфика методик заключается в особенностях подготовки проб химических реагентов с учетом различных агрегатных состояний и особенностей промышленного применения, что придает методикам универсальный характер

Список литературы

1. Пат. 2780965 РФ. Способ подготовки проб химических реагентов кислотного типа для определения хлорорганических соединений / В.В. Коновалов, Н.В. Никитченко, Кожин В.Н., Бодоговский С.В.; заявитель и патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2022102089; заявл. 13.01.2022; опубл. 04.10.2022.

2. Авторские хроматографические методики измерения ХОС в химреагентах и нефти / И.И. Занозина, И.Ю. Занозин, И.В. Спиридонова [и др.] // Тезисы докладов, представленных на IV Cъезде аналитиков России. – Москва, 26-30 сентября 2022. – М.: ОНТИ ГЕОХИ РАН, 2022. – С. 445. – http://www.analystscongress.ru/iv/Shared%20Documents/2022-IVСъездАР-Тезисы-v9.pdf

3. Экстракция как прием пробоподготовки в анализе химреагентов, применяемых при добыче нефтяного сырья / М.В. Бабинцева, Н.Е. Волкова, О.В. Прокофьева [и др.] // Тезисы докладов, представленных на IV Съезде аналитиков России. 26-30 сентября 2022 г. г. Москва. – М.: ОНТИ ГЕОХИ РАН, 2022. – С. 414. – http://www.analystscongress.ru/iv/Shared%20Documents/2022-IVСъездАР-Тезисы-v9.pdf

4. Иванников В.И. Кольматация и декольматация призабойной зоны пласта в скважинах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 4. – С. 56–60.

5. Пат. 2743205 РФ. Способ подготовки проб нефтепромысловых химреагентов, образующих водно-углеводородные эмульсии, и водно-углеводородных эмульсий для определения хлорорганических соединений и органически связанного хлора / А.Е. Лестев, А.В. Фролова, Г.Д. Ризванова; заявитель и патентообладатель ООО «ГЦСС Нефтепромхим». – № 2020119394; заявл. 11.06.2020; опубл. 16.02.2021.

6. Оценка влияния соляной кислоты на процесс образования хлорорганических соединений в нефти / О.С. Татьянина, Л.М. Абдрахманова, С.Н. Судыкин, Е.В. Жилина // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2017. – Вып. 85. – С. 363–369.

7. Установление причин образования хлорорганических соединений в товарной нефти / С.А. Козлов, Д.А. Фролов, Е.П. Кузьмина [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – 5 (605). – С. 64-69.

8. Пат. 2734388 РФ. Способ определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок / О.С. Татьянина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Е.В. Жилина; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть». – № 2020113496; заявл. 14.04.2020; опубл. 15.10.2020.

9. Пат. 2713166 РФ. Способ подготовки проб нефтепромысловых реагентов для определения хлорорганических соединений и органически связанного хлора / А.Е. Лестев, А.В. Фролова; заявитель и патентообладатель ООО «ГЦСС Нефтепромхим». – № 2019123129; заявл. 22.07.2019; опубл. 04.02.2020.

10. Пат. 2740991 РФ. Способ определения содержания органического хлора в химических реагентах, применяемых в нефтедобыче / О.С. Татьянина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.М. Абдрахманова; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть». – № 2020121369; заявл. 26.06.2020; опубл. 22.01.2021.

11. Пат. 2746648 РФ. Способ подготовки проб нефтепромысловых реагентов для определения хлорорганических соединений и орагнически связанного хлора / А.Е. Лестев, А.В. Фролова, Г.Д. Ризванова; заявитель и патентообладатель ООО «ГЦСС Нефтепромхим». – № 2020119393; заявл. 11.06.2020; опубл. 19.04.2021.

В статье приведены краткие сведения об особенностях геологических моделей залежей углеводородов в нижнемеловых, юрских интервалах и палеозойских образованиях восточной части Красноленинского свода на основе результатов практического применения комплексного анализа материалов 3D сейсморазведочных работ, данных керна, геофизических исследований скважин и разработки. Показаны геоморфологические и фациальные особенности строения залежей в викуловской свите нижнего мела, которые стали основой для создания трехмерных геологических моделей – основы проектирования дальнейшей разработки объекта ВК₁. Для оценки перспектив нефтегазоносности интервала отложений тюменской свиты предложено применение детального сейсмофациального анализа на основе углубленной обработки материалов 3D сейсморазведочных работ с целью поиска закономерностей распределения продуктивных интервалов. Анализ материалов 3D сейсморазведки и бурения в интервале палеозойских образований в верхней части доюрского комплекса свидетельствует о приуроченности выявленных нефтяных залежей к локальным выступам фундамента с глубинными разрывными нарушениями, которые могут контролировать локализованные перетоки углеводородных флюидов. По результатам исследований выделены участки улучшенных коллекторов, предположительно связанные с областями максимальной трещиноватости в районе выявленных тектонических нарушений, приуроченных к наиболее выраженным выступам фундамента.

Эффективный прогноз продуктивных участков и интервалов геологического разреза опирается на применение современного комплекса геолого-разведочных работ, включающего детальные методы 3D сейсморазведки в сочетании с палеогеоморфологическим и литофациальным анализом. В настоящее время результаты интерпретации подобной геолого-геофизической информации используются при решении задач детализации особенностей геологического строения при подсчете запасов углеводородов, геологическом моделировании, прогнозе фильтрационно-емкостных свойств продуктивных интервалов и проектировании разработки залежей и месторождений. Комплексная интерпретация данных геофизических исследований и опробования скважин, описания керна и материалов 3D сейсморазведки является важнейшим инструментом в геометризации участков залежей в викуловских пластах с улучшенными коллекторскими свойствами и повышенной продуктивностью скважин, прогнозе перспективных участков в разрезе тюменской свиты, а также основой такого прогноза при поиске залежей в палеозойских образованиях.

Список литературы

1. Бембель С.Р. Геология и картирование особенностей строения месторождений нефти и газа Западной Сибири. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 216 с.

2. Бембель С.Р. Современные технологии нефтяной сейсморазведки при поиске и прогнозе продуктивности залежей нефти и газа в Западной Сибири // Современные технологии нефтегазовой геофизики: материалы международной научно-практической конференции. 17-18.05.2018. – Тюмень: ТИУ, 2019. – С. 6–9.

3. Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского округа: атлас / Сост. ГП ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана». – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. – 146 с.

4. Бембель Р.М., Бембель С.Р. Геологические модели и основы разведки и разработки месторождений нефти и газа Западной Сибири. – Тюмень: ТИУ, 2022. – 220 с.

5. Геологическая модель и обоснование оптимального размещения скважин на объектах тюменской свиты западной части ХМАО-Югры / С.Р. Бембель, Р.В. Авершин, Р.М. Бембель, В.И. Кислухин // Известия вузов. Нефть и газ. – 2020. – № 6. – С. 8-24. – DOI: 10.31660/0445-0108-2020-6-8-24

6. Бембель С.Р. Сейсмогеологические критерии геометризации продуктивных участков доюрского комплекса на примере северо-восточной части Красноленинского свода Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 68–72. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-68-72

В статье рассмотрены особенности петрофизических свойств продуктивной толщи в отложениях калинской свиты (КаС) участка Кала-Тюркан. Выполнен анализ выделенных продуктивных горизонтов. Изучено распределение петрофизических параметров на участке. В результате исследований, проведенных методом общей глубиной точки (МОГТ), по отработанным сейсмическим профилям выявлена взаимосвязь перспективных участков с неантиклинальными ловушками. Установлены диагностические критерии для выделения этих ловушек, проанализирована изменчивость петрофизических особенностей (пористость, песчанистость, глинистость, карбонатность, проницаемость), а также оценено наличие остаточных запасов нефти и газа.

Результаты анализа распределения по площади прогнозных значений петрофизических параметров (пористости, песчанистости, проницаемости, глинистости и карбонатности с целью) показал, что песчаные слои постепенно сменяются глинистыми пластами в направлении с северо-запада на юго-восток. Формирование ловушек связано с юго-восточной бортовой частью бассейна осадконакопления. На основе результатов сопоставления скважинных данных установлено, что литологическое выклинивание происходит на крыльях и в периклинальных частях развивающегося конседиментационного поднятия. Установлено, что неантиклинальные ловушки литологического типа, сопровождаемые резкой изменчивостью литологического состава отложений, распределены по площади неравномерно. Выявлено перекрытие отдельных пластов-коллекторов непроницаемыми отложениями в зоне расположения тектонических блоков в интервале глубин 3000–3700 м. Здесь выделены локальные поднятия, размытые в сводчатых частях и перекрытые непроницаемыми породами (с угловыми несогласиями). Они представляют собой неантиклинальные литологически экранированные гнездообразные ловушки, осложненные тектоническими разломами. Наблюдаемое резкое изменение петрофизических параметров свидетельствует, что ловушки приурочены к породам-коллекторам.

Список литературы

1. Искендеров М. Отчет 087-2007 «Прогноз литофациального состава, коллекторских свойств и перспектив нефтегазоносности отложений нижнего отдела Продуктивной толщи на основе комплексного анализа геолого-геофизических данных (ГИС, керна и сейсмики) на месторождениях восточной части Абшеронского полуострова» // Геологический фонд Института «НИПИНефтегаз». 1538. – Баку, 2014. – С. 27–30, 36–42, 204–215.

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

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

4. Новрузов А.Г. Отчет 081-2007 «Изучение литофациального состава неантиклинальных ловушек в плиоценовых отложениях юго-западной периклинальной части Калинской складки комплексными геофизическими методами и прогноз нефтегазоносности» // Геологический фонд Института «НИПИНефтегаз». 1439. – Баку, 2007. – С.47–59, 78–108.

5. Поиски нефти и газа и нефтепромысловая геология / Б.Д. Керимов, Г.М. Гусейнов, З.А. Гаджизаде, Р.А. Везирова // Баку: Маариф, 1991. – С.146–181.

Баженовская свита является самой крупной нефтегазоматеринской формацией Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, запасы которой относятся к категории трудноизвлекаемых. Отложения баженовской свиты являются одновременно и значимым источником углеводородов в провинции, и самостоятельным резервуаром, содержащим залежи нефти и газа. Объект имеет сложное геологическое строение, которое непосредственно влияет на неоднородное распределение запасов подвижных углеводородов. Анализ опыта реализации подходов к разработке нетрадиционного коллектора баженовской свиты показывает, что распространение коллекторов характеризуется латеральной изменчивостью и не контролируется структурным фактором. Отсутствие надежных признаков для выявления зон развития коллекторов и определения их продуктивности является одним из важнейших рисков при оценке успешности освоения запасов баженовской свиты. Под перспективными зонами понимаются, как правило, ограниченные по латерали области, в которых степень зрелости нефтематеринской породы достаточна для формирования жидких и подвижных углеводородов в достаточном количестве для рентабельной работы скважин.

В статье представлена методика локализации перспективных зон баженовской свиты с оценкой порового давления на основе моделирования преобразования керогена с учетом материального баланса и напряжений горных пород. Подход базируется на согласованной физико-математической модели, описывающей кинетику преобразования керогена с последующим ростом порового давления в породе и вертикальную миграцию образовавшихся жидких углеводородов в ближайшие пласты-коллекторы за счет авто-флюидоразрыва нефтематеринской породы и глинистых непроницаемых перемычек. Результатом расчетов является карта перспективных зон освоения баженовской свиты, позволяющая определить районы первоочередного бурения скважин.

Список литературы

1. Шутько С.Ю., Дубровский Д.А., Лопатников А.Н. Сценарный прогноз параметров добычи нефти из низкопроницаемых нефтегазовых резервуаров Баженовской свиты // Neftegaz.ru. – 2018 – № 10. – С. 56– 64. - ISSN 2410-3837.

2. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтеносность) / Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари, В.А. Захаров [и др.] – Новосибирск: Наука, 1986. - 217 с.

3. Определение общей пористости пород баженовской свиты методами промысловой геофизики / А.Н. Завьялец, Л.А. Скворцова, Е.В. Замятина, В.П. Толстолыткин // Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири. – Тюмень, 1985. – С. 26–37.

4. Пористость и нефтенасыщенность пород баженовской свиты / А.Э. Конторович, С.В. Родякин, Л.М. Бурштейн, [и др.] // Геология нефти и газа. – 2018. – № 5.- С. 61–73. – DOI: 10.31087/0016-7894-2018-5-61-73.

5. Пат. 2572525 РФ. Способ локализации запасов в нефтематеринских толщах / Д.Д. Сулейманов, А.Х. Зиганбаев, Р.А. Исламов, [и др.]; заявитель и патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2014134321/28; заявл. 22.08.2014; опубл. 20.01.2016.

6. Пат. 2762078С1 РФ. Способ локализации запасов в нефтематеринских толщах / А.В. Сергейчев, В.М. Яценко, К.В. Торопов, [и др.]; заявитель и патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2021112412; заявл. 29.04.2021; опубл.15.12.2021.

7. Burnham A.K. A Simple Kinetic Model of Oil Generation, Vaporization, Coking, and Cracking // Energy & Fuels. – 2015. – № 29. – P. 7156−7167. – DOI:10.1021/acs.energyfuels.5b02026

8. Chen Z., Liu S. X., Jiang Ch. Quick Evaluation of Source Rock Kerogen Kinetics Using Hydrocarbon Pyrograms from Regular Rock-Eval Analysis // Energy & Fuels. – 2017. – № 31. – Р. 832−1841. - DOI:10.1021/acs.energyfuels.6b01569

9. Inversion of source rock hydrocarbon generation kinetics from Rock-Eval data/ Z. Chen, X. Liu, Ch. Jiang, [et al.] // Fuel. – 2017. – № 194. – Р. 91–101. – DOI:10.1016/j.fuel.2016.12.052

Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Восточной Сибири, является уникальным по объему запасов нефти, строение коллектора не имеет прямых аналогов в мире. В статье рассмотрены особенности строения коллектора объекта разработки Юрубчено-Тохомского месторождения. Представлены результаты комплексирования данных разведочного и эксплуатационного бурения с выявлением основных факторов успешности, основанных на анализе данных сейсморазведочных работ, геолого-геофизических, промыслово-геофизических, гидродинамических исследований скважин, истории разработки и текущих геологических концепций.

Юрубчено-Тохомское месторождение характеризуется крайне сложным геологическим строением – множество залежей с собственными границами флюидоразделов двух разновозрастных комплексов, рифейского и вендского. Коллектор рифея карбонатный с непроницаемой матрицей, где емкостными компонентами являются трещиноватость и кавернозность; присутствуют многочисленные разрывные нарушения, пересекающие весь интервал коллектора; отмечается интенсивная латеральная изменчивость глубин кровли коллектора, связанная с наличием палеоврезов. Залежи вендского комплекса характеризуются высокой расчлененностью и небольшими эффективными толщинами. Основной составляющей емкости является кавернозность, поэтому ключевая задача заключается в прогнозировании распространения зон повышенной емкости. Кавернозные интервалы приурочены к прикровельной части рифея и склоновым зонам палеоврезов. С глубиной наблюдается ухудшение фильтрационно-емкостных свойств рифейских отложений. Важным фактором, влияющим на показатели эксплуатации, является расположение горизонтальных стволов скважин относительно разрывных нарушений и макротрещин. Неверный выбор положения этих стволов приводит к прорывам подстилающий воды и газа обширной газовой шапки. В большинстве случаев низкая эффективность эксплуатационных скважин, расположенных в основном в северной части залежи, обусловлена низкой эффективной емкостью и отсутствием каверновой составляющей в нефтяной части. Успешные скважины пробурены в зонах высоких емкостей, с наличием кавернозной составляющей и в 70 % случаев расположены вблизи палеоврезов.

Список литературы

1. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов рифея Юрубчено-Тохомского месторождения / К.И. Багринцева, Н.Б. Красильникова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2015. – № 1. – С. 24–40.

2. Кутукова Н.М. Реконструкция геологического строения, условий формирования и прогноз углеводородных скоплений рифейских отложений Камовского свода Байкитской антеклизы Восточной Сибири (на примере Юрубчено-Тохомского месторождения): дис. ... канд. геол.-минер. наук. – М., 2020. – 181 с.

3. Системная оптимизация проектных решений для разработки Юрубчено-Тохомского месторождения / И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, Н.М. Кутукова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 10–13.

От качества буровых и тампонажных растворов непосредственно зависят скорость строительства, сроки эксплуатации и эффективность ремонта скважин. Для затворения и первичного диспергирования компонентов буровых и тампонажных растворов применяются гидроэжекторные смесители (ГЭС). Эти смесители просты, надежны и технологичны, однако, более чем столетний промысловый опыт их использования при бурении, освоении и капитальном ремонте скважин показал, что конструкции ГЭС далеки от совершенства: наблюдаются слабая эжекция, нестабильная подача материалов в камеру смешения, намокание материалов в воронке, вовлечение в растворы большого количества воздуха. Дальнейшее совершенствование конструкций и технологии применения ГЭС возможно путем уточнения методов расчета и конструирования этих устройств. Необходимо адекватное уравнение характеристики ГЭС как жидкостно-газового струйного аппарата, т.е. зависимость безразмерного перепада давления на аппарате от коэффициента эжекции.

В статье приведены результаты анализа и расчета ГЭС на основе известных теоретических уравнений характеристик жидкостно-газовых струйных аппаратов (диффузорных и бездиффузорных) с учетом коэффициентов скорости основных элементов: сопла, входного участка камеры смешения, камеры смешения, диффузора. Расчеты выполнены для идеальных и реальных жидкостей Построены зависимости относительного безразмерного перепада давления от коэффициента эжекции. Показано, что теоретические характеристики достоверно отражают лишь общую тенденцию возрастания коэффициента эжекции с уменьшением безразмерного перепада давлений, но существенно отличаются от экспериментальных огибающих кривых, построенных по результатам испытаний натурных образцов ГЭС, выпускаемых промышленностью.

Список литературы

1. Пахлян И.А. Проблемы и перспективы применения гидроэжекторных смесителей в процессах приготовления буровых растворов и технологических жидкостей // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 112–114. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-112-114

2. Пахлян И.А. Усовершенствование гидроэжекторных смесителей для приготовления буровых промывочных и тампонажных растворов // Газовая промышленность. – 2015. – № 11. – С. 88–91.

3. Мищенко С.В. Модернизация оборудования и совершенствование технологии приготовления тампонажных растворов: дис. ... канд. техн. наук. – Краснодар, 2014. – 182 с.

4. Пат. № 2442686 РФ. Гидроэжекторный смеситель / И.А. Пахлян, Ю.М. Проселков; патентообладатель ГОУ ВПО «КубГТУ». – № 2010124212; заявл. 11.06.2010; опубл. 20.02.2012.

5. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.

6. Тарг С.М. Краткий курс теоретической механики. – М.: Высшая школа, 2001. – 416 с.

7. Гидравлика, гидромашины и гидропривод / Т.М. Башта, С.С. Руднев, Б.Б. Некрасов [и др.]. – М.: Машиностроение, 1982. – 423 с.

8. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Prospects of development of jet pump’s well operation technology in Russia // SPE-176676-MS. – 2015. DOI: 10.2118/176676-MS.

9. Pump handbook / I.J. Karassik, J.P. Messina, P. Cooper, C.C. Heald. – New York: McGraw-Hill, 2001. – P. 4.1–4.49.

10. Цегельский В.Г. Струйные аппараты. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2017. – 573 с.

11. Дроздов А.Н. Утилизация нефтяного газа с использованием существующей инфраструктуры промыслов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 74–77.

В настоящее время при освоении залежей с трудноизвлекаемыми запасами часто должное внимание не уделяется имеющимся значительным объемам остаточным запасам нефти, которые сложно извлечь из-за неэффективной разработки в прошлом. При этом на месторождениях имеется развитая инфраструктура, и объекты характеризуются благоприятными коллекторскими свойствами. Причиной остановки на них тысяч добывающих скважин, как правило, является преждевременное обводненение, обусловленное «гонкой» за текущими показателями добычи и игнорированием результатов скважинной диагностики. На примере анализа материалов контроля разработки одного из крупных нефтяных месторождений показано, как нарастали проблемы, приведшие к фактической потере половины начальных извлекаемых запасов. Для данного месторождения и его аналогов предложены меры реанимации продуктивности залежей с обоснованием их эффективности. Информационной основой локализации запасов служит настройка гидродинамической модели разрабатываемого объекта на результаты исторических и дополнительно проведенных исследований скважин и межскважинного пространства. Учет выработки по разрезу, уточнение охвата пласта вытеснением по площади, учет межпластовых перетоков и информация о распределении пластового давления и коллекторских свойств позволяют выявлять наиболее перспективные для проведения геолого-технических мероприятий области. Исследования в транзитных скважинах подтвердили достоверность адаптированной к результатам контроля разработки гидродинамической модели. Начаты бурение горизонтальных скважин и оптимизация режимов работы нагнетательных скважин. Дополнительных ремонтно-изоляционных работ не запланировано в связи с тем, что перетоки происходят по трещинам гидроразрыва.

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа: в 2 т. Т. 1. – М. – Ижевск: ИКИ, 2020. – 660 с., т. 2. – 755 с.

2. Гольев А. Глава Роснедр Киселев заявил, что запасов нефти в России хватит на 58 лет // LIVE-24. – 03.04.2021. – https://live24.ru/jekonomika-i-biznes/48591-glava-rosnedr-kiselev-zajavil-chto-zapasov-nefti-v-rossi...

3. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. – Ижевск: РХД, 2012. – 896 с.

4. Интегрированная технология изучения месторождения на поздней стадии разработки для повышения добычи и нефтеизвлечения / И.А. Жданов, А.М. Асланян [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2020 – № 2 (16). – С. 61–66. - DOI: https://doi.org/10.7868/S2587739920020081

В статье рассмотрено влияние гидрофобизирующей добавки на изменение смачиваемости пористой среды. Число геолого-технических мероприятий (ГТМ) постоянно растет вследствие необходимости разработки истощенных месторождений и ввода новых месторождений со сложными пластовыми условиями. При проведении ГТМ гидрофобизация поверхности пористой среды необходима для предупреждения негативных последствий, возникающих из-за изменения смачиваемости поверхности. ГТМ могут приводить к увеличению водонасыщенности призабойной зоны пласта, образованию водных блокад и снижению относительной фазовой проницаемости для углеводородной фазы. Для исследования данного взаимодействия проведена серия фильтрационных испытаний на моделях терригенного коллектора. Испытания гидрофобизатора в свободном объеме (гидроофобизация поверхности кварцевого стекла и пористой среды) показали потенциал изменения смачиваемости гидрофильной поверхности за счет обработки ее раствором поверхностно-активных веществ в статических условиях. В ходе экспериментов в динамических условиях показан потенциал изменения смачиваемости породы при обработке ее водным раствором реагента с различной концентрацией последнего. В результате испытаний установлена связь между удельной площадью поверхности пористой среды и концентрацией гидрофобизатора в растворе. При оптимальной концентрации гидрофобизатора, определенной эмпирическим путем, фактор сопротивления по водной фазе составил менее 1, что свидетельствует об увеличении подвижности воды. Это напрямую подтвердилось экспериментами по определению остаточной водонасыщенности при закачке в модельную пористую среду углеводородной фазы – коэффициент остаточной водонасыщенности для обработанной гидрофобизатором модели пористой среды оказался в 2 раза ниже, чем для модели, которая раствором гидрофобизатора не обрабатывалась.

1. Снижение негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивные объекты Соровского месторождения путем их модификации / А.Е. Фоломеев [и др.] // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 26–37. – https://doi.org/10.18799/24131830/2022/2/3328

2. Vorobev A.E., Martin Z.T., Vorobev K.A. Mechanism of fluid migration in reservoirs-collectors // Gorniy vestnik Uzbekistana. – 2019. – Т. 2019. – № 3. – Р. 22–28.

3. Воробьев А.Е., Таскинбаев К.М., Воробьев К.А. Физические свойства и поведение пластовых вод // В сб. трудов конференции «Социально-экономические и экологические аспекты развития Прикаспийского региона». – Элиста: Калмыцкий гос. университет имени Б.В. Городовикова, 2019. – С. 544–551.

4. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. – М.: Наука, 1985. – 398 с.

5. Гидрофобизация пород ПЗП как метод увеличениядебитов скважин и уменьшения обводненности добываемой жидкости / А.Ш. Газизов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2005. – №. 1. – С. 1-12.

6. Первые результаты применения технологии повышения нефтеотдачи пласта на основе модифицированного кремнезоля / С.В. Крупин, Г.С. Дьяконов, В.Б. Обухова [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2010. – № 10. – C. 332-335.

7. Получение и гидрофобизирующие свойства гидрохлоридов N-[3-(диметиламино) пропил] амидов карбоновых кислот / Л.И. Власова [и др.] // Журнал прикладной химии. – 2017. – Т. 90. – № 7. – С. 890–895.

8. Wettability of a quartz surface in the presence of four cationic surfactants / L. Zhang [et al.] // Langmuir. – 2010. – Т. 26. – № 24. – Р. 18834–18840. - DOI:10.1021/la1036822

9. Регулирование межфазных процессов поверхностно-активными веществами и их композициями при разработке технологий нефтеотдачи / О.Н. Опанасенко [и др.] // Изв. Национальной академии наук Беларуси. Сер. химических наук. – 2019. – Т. 55. – № 3. – С. 352–358. – https://doi.org/10.29235/1561-8331-2019-55-3-352-358

10. Демяненко Н.А., Повжик П.П., Ткачев Д.В. Технологии интенсификации добычи нефти. Перспективы и направления развития. – Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого, 2021. – 288 с.

11. Особенности выбора технологий глушения скважин с высоким пластовым давлением на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча» / С.А. Вахрушев, О.Е. Гамолин, В.А. Шайдуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. –2018. – N 9. – С. 111–115. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-111-115

12. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977. – 287 с.

В последние годы в структуре запасов нефти как в мире, так и в России наблюдается постоянное увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, значительная часть которых представлена высоковязкими тяжелыми нефтями. Согласно классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, принятой в Российской Федерации, к высоковязким относятся нефти с вязкостью более 30 мПа·с. Запасы высоковязкой нефти составляют 55 % общего объема запасов. В процессах добычи высоковязкой нефти, особенно при применении методов увеличения нефтеотдачи, а также в процессах транспорта и переработки тяжелых углеводородов высока вероятность изменения фазового состояния нефтяной системы и выпадения смолистоасфальтеновых веществ, поэтому решающее значение имеет коллоидная стабильность флюида. Изучение устойчивости нефтяной системы позволяет более обосновано подходить к выбору реагентов-растворителей для улучшения реологических свойств нефти и предотвращения выпадения смолистоасфальтеновых веществ.

В статье рассмотрены вопросы предварительной оценки фазовой устойчивости высоковязкой нефти с помощью дифференциальной сканирующей калориметрии. Предлагаемый калориметрический метод менее трудоемок в сравнении с существующими методиками определения группового состава нефти и расчета индекса нестабильности на основе SARA-компонентов (насыщенных и ароматических углеводородов, смол, асфальтенов). В целом калориметрический метод оценки фазовой устойчивости нефти является более совершенным, представляющим практический и научный интерес. Приведены результаты исследования физико-химических свойств, кинетических параметров окисления нефтей вязкостью от 63 до 70035 мПа·с. Предложен калориметрический метод оценки фазовой устойчивости нефти по значению энергии активации окисления нефти в высокотемпературной области.

Список литературы

1. Черкасова Е.И., Сафиуллин И.И. Особенности добычи высоковязкой нефти // Вестник технологического университета. – 2015. – Т. 18. – № 6. – С. 105–108.

2. Сюняев З.И., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. – М.: Химия, 1998. – 448 с.

3. Асфальтены: проблемы и перспективы / К.И. Акбарзаде [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – Лето 2007. – С. 28–53.

4. Sheu E.Y., Storm D.A. Asphaltenes: Fundamentals and Applications. – New York: Plenum Press, 1995. – 244 p.

5. The relationship between SARA fractions and crude oil stability / S. Ashoori, M. Sharifi, M. Masoumi, M.M. Salehi // Egypt. J. Pet. – 2017. – V. 26. – Р. 209−213. - https://doi.org/10.1016/j.ejpe.2016.04.002

6. Ковалева О.В. Моделирование процесса окисления остаточной нефти при заводнении. – M.: ВНИИОЭНГ, 1988. – 88 с.

7. Laboratory Studies and Implementation of In-Situ Combustion Initiation Technology for Air Injection Process in the Oil Reservoirs / V.A. Klinchev, V.V. Zatsepin, A.S. Ushakova, S.V. Telyshev // SPE-171244-MS. – 2014. - https://doi.org/10.2118/171244-MS

8. Structural features of asphaltene and petroleum resin fractions / L.M. Petrova, N.A. Abbakumova, T.R. Foss, G.V. Romanov // Petrol. Chemistry. – 2011. – V. 51. – Issue 4. – Article No. 252. - https://doi.org/10.1134/S0965544111040062

9 Asphaltenes: structural characterization, self-association, and stability behavior / O. Leon, E. Rogel, J. Espidel, G. Torres // Energy & Fuels. – 2000. – V. 14. – P. 6–10. - https://doi.org/10.1021/ef9901037

В настоящее время использование литологии для усреднения свойств горной породы является общим подходом при построении моделей механических свойств. В то же время при построении литологической модели напрямую не учитываются упругие свойства горных пород. В статье рассмотрено применение алгоритмов кластеризации для построения модели механических фаций. В качестве основы для кластеризации используются данные акустического каротажа. Процедура кластеризации проводится в пространстве динамических упругих модулей и приводит к разбиению разреза по вертикали на слои с похожими акустическими свойствами. В качестве основных используются распространенные алгоритмы машинного обучения, которые обеспечивают необходимое управление (выбор количества кластеров, автоматический расчет количества кластеров) и детерминированность решения. Кроме того, реализован метод голосования на основе всех используемых алгоритмов. Алгоритмы кластеризации реализованы в ПК «РН-СИГМА» в виде отдельного модуля. На одном практическом примере показано влияние минимальной допустимой толщины прослоев на результат кластеризации. Проведено сравнение результатов кластеризации по механическим фациям с результатами построения механической модели по литотипам, показаны общие свойства и различия. На основании построенной модели кластеризации выполнен дизайн гидроразрыва пласта для доманиковых отложений одного из месторождений. Показано влияние способа разбиения на результат моделирования гидроразрыва. Кроме того, показано, что время расчета существенно снижается при использовании кластеризации по сравнению с равномерным разбиением расчетной сетки по высоте. Использование инструмента кластеризации позволяет либо сократить время расчета конкретного дизайна гидроразрыва пласта, либо повысить его точность посредством увеличения дискретизации без увеличения времени расчета.

Список литературы

1. Николенко С.И., Тулупьев А.Л. Самообучающиеся системы. – М.: МЦНМО, 2009. – 288 с.

2. Мандель И.Д. Кластерный анализ. – М.: Финансы и Статистика, 1988. – 176 с.

3. Lance G.N., Williams W.T. A general theory of classificatory sorting strategies: 1. Hierarchical systems // Comp. J. – 1967. – № 9. – P. 373–380.

4. Integration K-Means Clustering Method and Elbow Method For Identification of The Best Customer Profile Cluster / M.A. Syakur, B.K. Khotimah [et al.]// IOP Conf. Series: Materials Science and Engineering. – 2018. – № 336. – P. 1–6.

5. Олдендерфер М.С., Блэшфилд Р.К. Кластерный анализ. Факторный, дискриминантный и кластерный анализ. – М.: Финансы и статистика, 1989. – 215 с.

6. Rand W.M. Objective criteria for the evaluation of clustering methods // Journal of the American Statistical Association. – 1971. – № 66 (336). – P. 846–850. – doi:10.2307/2284239.

7. Novikov A. PyClustering: Data Mining Library // Journal of Open Source Software. – 2019. – № 4(36). – 1230 p. – https://pyclustering.github.io/docs/0.9.2/html/index.html

8. Kuhn H.W. The Hungarian Method for the assignment problem // Naval Research Logistics Quarterly. – 1955. – V. 2. – Issue 1–2. – P. 83–97. – https://doi.org/10.1002/nav.3800020109

При механизированной эксплуатации скважины на месторождении с большой газонасыщенностью нефти может возникать режим фонтанирования через затрубное пространство, обусловленный неспособностью скважинного насоса обеспечить прокачку всего добываемого объема газожидкостной смеси. Для анализа и оптимизации работы таких скважин предложены математическая модель и программный модуль. Математическая модель скважины, фонтанирующей через затрубное пространство, представляет собой систему одномерных дифференциальных уравнений. Моделирование системы разделяется на три составляющих, связанных граничными условиями: участок от забоя до приема глубиннонасосного оборудования, внутритрубное пространство и затрубное пространство. На линейные давления, получаемые при расчетах перепада давления со стороны внутритрубного и затрубного пространства, накладывается условие совпадения с заданной точностью. Для выполнения этого условия вычисляется коэффициент деления жидкости, от которого зависит объем жидкости, поступающей в затрубное пространство. Коэффициент деления жидкости рассчитывается путем решения оптимизационной задачи для каждого рассматриваемого забойного давления.

Разработанная математическая модель реализована как программный модуль, позволяющий получать полное преставление о процессах, происходящих в скважине. Модуль позволяет проанализировать наличие фонтанирования через затрубное пространство, а также распределение потоков и давлений во внутритрубном и затрубном пространстве для интересующих исходных данных. На базе разработанной модели реализован функционал оптимизации режимов работы скважин, позволяющий определять оптимальные управляющие воздействия на скважину (частоту вращения вала электроцентробежного насоса, диаметры штуцера выкидной линии и перепускного клапана затрубного пространства) для достижения выбранного оптимизационного критерия. Проведен сравнительный анализ результатов расчета с использованием разработанной модели в коммерческом программном обеспечении для моделирования неустановившихся многофазных течений, а также с данными стендовых исследований и промысловой эксплуатации. Выявлены специфические физические эффекты, сопровождающие работу скважин, фонтанирующих через затрубное пространство.

Разработанная модель не требует дополнительных исходных данных (за рамками стандартного набора информации о механизированном фонде в добывающих обществах), что позволяет автоматизировать процессы ее создания и адаптации. С использованием разработанной физико-математической модели возможна реализация алгоритмов автоматизированного формирования мероприятий по оптимизации режимов работы скважин.

Список литературы

1. Brill J.P., Beggs H.D. Two-Phase Flow in Pipes. – Oklahoma: U. of Tulsa. – 1991.

2. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores / A.M. Ansari [et al.] // SPE-20630-PA. – 1994. – DOI: https://doi.org/10.2118/20630-PA

3. Gray H.E. Vertical Flow Correlation in Gas Wells: User’s Manual for API 14B Surface Controlled Subsurface Safety Valve Sizing Computer Program, 2nd Edition. – Dallas: American Petroleum Institute, TX – 1978.

4. Hasan A.R. Kabir Two-Phase Flow in Vertical and Inclined Annuli // Intl. J. Multiphase Flow. – 1992. – V. 18. – No. 2. – P. 279-293. – https://doi.org/10.1016/0301-9322(92)90089-Y, 1992. – 279 p.

5. Marquez R.A., Prado M.G. A new correlation for predicting natural separation efficiency. – Lubbock, Texas: Lubbock Memorial Civic Cente, 2003.

6. Analysis of Self Flowing through Annulus of wells operated with Electric Submersible Pumps, Western and Eastern Siberia Fields Cases (Russian) / K. Goridko, O. Kobzar, V. Verbitsky, R. Khabibullin // SPE-201878-MS. – 2020. – DOI:10.2118/201878-RU.

Наибольшее распространение в качестве рабочей жидкости при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) получили сшитые гуаровые гели. Подбор композиции на основе гуара позволяет получить жидкость с требуемыми свойствами, значительная часть которых связана с ее реологическим поведением. Жидкость ГРП должна иметь как можно более низкие потери на трение при течении в трубах, обеспечивать создание трещины с требуемой геометрией, гарантировать доставку и распределение частиц проппанта по трещине, после завершения ГРП вязкость жидкости должна значительно уменьшиться для эффективной очистки трещин. В то же время, несмотря на то, что сшитые гели являются системами с развитой трехмерной структурой, для описания их реологического поведения стандартно принято использовать простую степенную зависимость, связывающую напряжение сдвига со скоростью сдвига жидкости.

В статье представлены результаты изучения реологии гуаровых гелей ГРП методом трубной реометрии, а также результаты визуализации течений в плоском канале, моделирующем трещину ГРП. Полученные результаты указывают на существенные проявления тиксотропных свойств при течении сшитых гелей в области характерных для ГРП значений скоростей сдвига. Установлено, что стационарные кривые течения сшитых гелей имеют немонотонный характер. Получены зависимости реологических характеристик гелей от состояния сдвиговой истории. Визуализация течений показывает, что структура потока линейного и сшитого гелей качественно различаются. Результаты исследования указывают на несовершенство стандартно применяемой реологической модели гелей, которое может приводить к некорректной оценке расчетной геометрии трещин ГРП.

Список литературы

1. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Гидроразрыв пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах. –Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 234 с.

2. ISO 13503-1:2011. Промышленность нефтяная и газовая. Растворы и материалы для вскрытия продуктивного пласта. Часть 1. Измерение вязкости растворов для вскрытия продуктивного пласта.

3. Малкин А.Я., Исаев А.И. Реология: концепции, методы, приложения. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2010. – 560 с.

4. Кирсанов Е.А., Матвеенко В.Н. Неньютоновское поведение структурированных систем. – М.: Техносфера, 2016. – 384 с.

5. Mewis J., Wagner N.J. Thixotropy // Adv. Colloid Interface Sci. – 2009. – V. 147–148. – № C. – P. 214–227. – https://doi.org/10.1016/j.cis.2008.09.005

6. Новая реологическая модель жидкости ГРП для исправления ошибок модели степенного закона / Д. Вернигора [и др.] // SPE-202064-MS. – 2020. -

https://doi.org/10.2118/202064-MS

7. Установка для изучения транспорта проппанта и жидкостей ГРП «ПИК-FL», АО «Геологика», Россия. – https://geologika.ru/product/ustanovka-dlya-izucheniya-transporta-propanta-i-zhidkostej-grp-pik-fl/

8. Chemical Model for the Rheological Behavior of Crosslinked Fluid Systems / M.W. Conway [et al.] // J Pet Technol. – 1983. – V.35 (02). – P.315–320. -

DOI: 10.2118/9334-PA

СП «Вьетсовпетро», ведущее нефтяное предприятие Вьетнама, более 40 лет осуществляет добычу углеводородов на шельфе Южно-Китайского моря. Нефть, добываемая на месторождениях СП «Вьетсовпетро», является в основном высокопарафинистой (содержание парафина – до 25 %) с температурой застывания до 34 °С. Подводные трубопроводы уложены на дне моря на глубине около 50 м, постоянно находятся в эксплуатации. На 2022 г. число нефтепроводов на месторождениях составляет 69 общей протяженностью 313,3 км. Общая протяженность трубопроводов газа и газлифта – 312 км, трубопроводов системы поддержания пластового давления – 167 км. Большинство нефтепроводов характеризуется значительным сроком эксплуатации и не имеет тепловой изоляции, что создает предпосылки образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Существует несколько типов отложений, образующихся в трубопроводных системах: твердые АСПО, постепенно образовавшиеся в трубопроводах без тепловой изоляции при транспорте горячей нефти; мягкие отложения и застойные зоны, появившиеся при низкопроизводительном транспорте нефти с температурой, близкой к температуре застывания; неорганические отложения в нефте- и газопроводах (оксиды железа, солеотложения, глина и горные породы). Кроме того, из-за снижения добычи уменьшилась скорость транспорта продукции и возросла обводненность. Это привело к выпадению свободной воды и развитию коррозии. Периодическая очистка и внутритрубная диагностика трубопроводов осложняется тем, что большинство трубопроводов не оборудовано средствами очистки и диагностики.

В статье рассмотрены различные методы очистки трубопроводов, применямые в СП «Вьетсовпетро», в том числе альтернативные, которые, хотя и не гарантируют полного удаления отложений, позволяют восстановить производительность трубопровода и обеспечить безопасный транспорт продукции. К таким способам относятся использование растворителей – конденсата и компрессата, промывка водой и продувка газом, а также комбинированные методы. Наибольший эффект достигается при очистке с применением механических и гелевых скребков. Особенности морской нефтегазодобычи и транспорта (сложность установки насосов, резкие углы поворота трубопроводов, наличие больших вертикальных участков высотой до 70 м и др.) не позволяют полностью копировать механические технологии очистки, применяемые на суше. Успешно осуществляется адаптация и внедрение данных технологий применительно к условиям шельфовых месторождений.

Список литературы

1. Безопасный транспорт высокопарафинистых нефтей морских месторождений в условиях низкой производительности / Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон, А.Г. Ахмадеев, Ле Динь Хое // Материалы 10 Петербургского Международного форума ТЭК. – Санкт-Петербург, 2010. – С. 154–157.

2. Ахмадеев А.Г., Тонг Кань Шон, Фам Тхань Винь. Технологии очистки морских подводных трубопроводов в условиях отсутствия возможности применения очистных устройств // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 124–127.

3. Восстановление пропускной способности морского подводного нефтепровода / Тонг Кань Шон, А.Г. Ахмадеев, Ле Динь Хое, С.А. Иванов // Конференция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». – Уфа, 2010. – С. 133–134.

4. Optimising the operation of pipelines equipped with pigging system for transporting crude oil with high paraffin content / Nguyen Lam Anh, Le Dang Tam, Nguyen Van Thiet [et al.] // Petrovietnam Journal,. – 2022. – № 2. – Р. 12-18. - DOI: https://doi.org/10.47800/PVJ.2022.02-02

На криволинейных участках подземных трубопроводов в основном металле труб и стыковых швах могут находиться кольцевые дефекты. При принятии решения о необходимости и приоритетности вывода в ремонт участка с кольцевым дефектом особенно важной является оценка опасности таких дефектов. Опасность дефекта в основном определяется величиной ущерба, который может наступить при раскрытии сквозной трещины. Максимальное раскрытие возникает при распространении трещины по всему сечению (так называемом «гильотинном» разрушении). Опыт показывает, что при разрушении трубопроводов по кольцевому дефекту и бездефектных подземных трубопроводов под действием преимущественно изгибающий напряжений в основном возникает сквозная трещина с малым раскрытием (течь).

В статье определены условия устойчивого роста сквозных кольцевых трещин в подземном трубопроводе на участках с непроектной кривизной оси при деформационном нагружении трубопровода преимущественно изгибом. Эти условия исследованы в зависимости от начальной полудлины трещины, критического раскрытия в вершине трещины, геометрических параметров труб и механических свойств металла трубопровода, радиуса изгиба оси трубопровода, механических свойств грунта. Механизм роста сквозной кольцевой трещины описан с использованием понятия пластического раскрытия в вершине трещины и его критического значения. Показано, что в условиях деформационного нагружения подземного трубопровода преимущественно изгибом сквозная кольцевая трещина, которая образуется из поверхностного дефекта вследствие его роста до момента разрушения перемычки между вершиной дефекта и поверхностью трубопровода, не всегда распространяется нестабильно по окружности и приводит к разрыву трубопровода на полное сечение. Для подтверждения адекватности используемой модели выполнено компьютерное моделирование упругопластического напряженно-деформированного состояния трубопровода с кольцевым сквозным надрезом. Приведены примеры расчета по предложенной модели.

Список литературы

1. Варшицкий В.М., Козырев О.А., Богач А.А. Предельное состояние трубопровода с кольцевым дефектом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 4. – С. 408-416. – DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-408-416

2. Анализ условий возникновения и развития коррозионных трещин в зоне кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов / В.И. Махненко, В.М. Шекера, Е.А. Великоиваненко [и др.] // Автоматическая сварка. – 2009. – № 5. – С. 5-11.

3. Influence of Girth Weld Flaw and Pipe Parameters on the Critical Longitudinal Strain of Steel Pipes / C. Cakiroglu, K. Duke, M. El-Rich [et al.] / Proceedings of the 2012 9th International Pipeline Conference. Volume 3: Materials and Joining. Calgary, Alberta, Canada. September 24–28 2012. – P. 671-678. – https://doi.org/10.1115/IPC2012-90736

4. Technical background of the update of ECA procedures in CSA Z662 / Su Hu, Dr Tyson W.R., Duan D. // The journal pipeline engineering. – 2015. – 2nd Quarter.

5. Worswick M.J., Pick R.J. Investigation of plastic instability criteria for fracture of pipeline girth welds containing defects // Proceedings of the Metallurgical Society of the Canadian Institute of Mining and Metallurgy. – 1988. – P. 215-226. – https://doi.org/10.1016/B978-0-08-035764-5.50022-5

6. Assessment of Pipeline Girth Weld Defects / M.J. Chen, G. Dong, R.A. Jakobsen, Y. Bai // The Proceedings of the Tenth (2000) International offshore and polar engineering conference. – 2000. – V. II. – P. 263-274.

7. Hauch S., Bai Y. Bending Moment Capacity of Groove Corroded Pipes // The Proceedings of the Tenth (2000) International offshore and polar engineering conference. – 2000. – V. II. – P. 253-262.

8. ECA by Failure Assessment Diagram: Case Studies / W.R. Tyson, S. Xu, I. Ward [et al.] // Proceedings of the 2012 9th International Pipeline Conference.Volume 3: Materials and Joining. Calgary, Alberta, Canada. September 24–28, 2012. – P. 139-147. – https://doi.org/10.1115/IPC2012-90140

9. Zahoor A., Kanninen M.F. A Plastic Fracture Mechanics Prediction of Fracture Instability in a Circumferentially Cracked Pipe in Bending—Part I: J-Integral Analysis // Journal of Pressure Vessel Technology. – 1981. – V. 103. – Issue 4. – P. 352-358. – DOI:10.1115/1.3263413

10. Smith E. The instability of radial growth of a part-through and part-circumference circumferential crack in a stainless steel pipe subject to bending deformation // International Journal of Pressure Vessels and Piping. – 1987. – V. 29. – Issue 3. – P. 217-235..

11. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. – М.: Недра, 1991. – 287 с.

12. Упругопластический изгиб трубопровода при комбинированном нагружении / В.М. Варшицкий, Е.П. Студёнов, Э.Н. Фигаров, О.А. Козырев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – № 4. – С. 372-377. – DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-372-377

13. Варшицкий В.М., Жулидов С.Н. Инженерная оценка работоспособности бездефектных кольцевых стыков подземных трубопроводов на участках с ненормативной кривизной оси // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 5. – С. 490-495. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-5-490-495