Проблемы, связанные с необходимостью интенсификации энергоперехода к возобновляемой энергетике, «концом нефтегазовой эры», во многом являются политизированными и направлены против стран, обладающих большими запасами углеводородов. Безапелляционные утверждения ряда ученых и экспертов о причинах изменения климата, обвинения России в значительном вкладе в этот процесс противоречат многим научным исследованиям. В статье показано, что, несмотря на небольшое снижение, доля органического топлива в глобальном энергетическом балансе в 2021 г. составила 82,3 %. Это свидетельствует, что ископаемое топливо доминирует и, судя по всему, еще долгое время будет доминировать в мировой энергетике. Проведен анализ потребления топлива и энергии в мире и странах G20, на долю которых приходится около 79 % мирового энергопотребления, а также анализ доли «высокоуглеродной», «низкоуглеродной» и «безуглеродной» энергетики в энергетическом балансе стран G20, углеродоемкости мировой экономики. Показано, что доля «низкоуглеродной» энергетики России превышает 67 % и является наивысшей среди стран G20. Таким образом, можно утверждать, что энергетика России является одной из наиболее экологически чистых. Выполнен анализ зависимости удельных выбросов диоксида углерода от доли «безуглеродной» энергетики в балансе энергопотребления и доли природного газа в используемом органическом топливе. Установлено, что наименьшие удельные выбросы углекислого газа обеспечиваются в странах с наибольшей долей как «безуглеродной» энергетики, так и природного газа в используемом органическом топливе. В России этот показатель существенно меньше, чем в мире, и является одним из самых низких среди стран G20. Кроме того, колоссальные поглощающие способности биологических экосистем России, такие как леса, внутренние и внешние водоемы, позволяют говорить о ее относительной углеродной нейтральности.

Список литературы

1. Прогнозирование глобального энергопотребления на среднесрочную и долгосрочную перспективы / В.Г. Мартынов, В.В. Бессель, А.С. Лопатин, Р. Д. Мингалеева // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 30-34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-30-34

2. Природный газ – основа устойчивого развития мировой энергетики: Монография/ В.Г. Мартынов, В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин, Р.Д. Мингалеева. – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. – 173 с.

3. Мартынов В.Г., Бессель В.В., Лопатин А.С. Об углеродной нейтральности России// Тр. ин-та / РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2022. – № 1(306) . – С. 5-20. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-30-34 10.33285/2073-9028-2022-1(306)-5-20

4. Литвиненко В. Углеродная нейтральность - не панацея, а стимул к развитию экономики. - https://rg.ru/2022/02/15/uglerodnaia-nejtralnost-ne-panaceia-a-stimul-k-razvitiiu-ekonomiki.html

5. Неорганический синтез нефти как фактор устойчивого развития глобальной энергетики/ В.Г. Мартынов, В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин// Энергетическая политика. – 2022. – № 1(167). – С. 20-29. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-30-34 10.46920/2409-5516-2022-1167-20-29

6. Carbon emissions of richest 1 percent more than double the emissions of the poorest half of humanity. – https://www.oxfam.org/en/press-releases/carbon-emissions-richest-1-percent-more-double-emissions-poo...

7. BP Statistical Review of World Energy, July 2022. – https: //www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-revie...

8. Современные тенденции развития мировой энергетики с применением «гибридных» технологий в системах энергообеспечения/ В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов, Р.Д. Мингалеева// Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 3. – С. 31-35. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-30-34

9. Европарламент не поддержал отказ от признания газа и атома "чистой энергией" в ЕС. – https://tass.ru/ekonomika/15142177/

10. CO2: как получилось, что Россия всем должна, и чем тут поможет океан. – https://habr.com/ru/company/leader-id/blog/578012/

11. GDP PPP (current international $) – World Bank Data, 2022. – https://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.MKTP.PP.CD/

12. Ausubel J.H. Technical progress and climatic change // Energy Pol. - 1995. - № 23 (45). - P. 411-416.

13. Sustainable, efficient electricity service for one billion people / W. Fulkerson, M.D. Levine, J.E. Sinton, А. Gadgil // Energy for Sustainable Development. – 2005. – № 9 (2). – P. 26-34. - https://doi.org/10.1016/S0973-0826(08)60490-1

14. Радченко Т. Низкоуглеродная экономика: что ждет Россию в ближайшие годы? – https://rg.ru/2021/05/16/nizkouglerodnaia-ekonomika-chto-zhdet-rossiiu-v-blizhajshie-gody.html/

В соответствии с накапливающимися геологическими данными в процессе геолого-разведочных работ (ГРР) на нефть и газ наблюдается следующая тенденция. Постепенно в открытиях возрастает доля малопродуктивных мелких залежей (объектов) усложненного строения, до полного замещения в данном процессе крупных и средних (не говоря о гигантских) месторождений, отличающихся высококачественными коллекторами. Данная тенденция имеет общие черты с процессом вовлечения в разработку месторождений нефти и газа, где наблюдаются две разновидности данной тенденции. С одной стороны, уменьшается доля гигантских, крупных и средних по запасам углеводородов месторождений. Соответственно возрастает доля освоения мелких месторождений, нефтеносность которых сосредоточена в пластах сложного строения, часто дизъюнктивно нарушенных, обладающих низкими фильтрационными свойствами. С другой стороны, при разработке зрелых месторождений возрастает роль слабо вырабатываемых коллекторов с низкими фильтрационными свойствами. Указанные месторождения и пласты с ухудшенными геолого-физическими характеристиками получили в нефтепромысловой практике и науке название «объекты с трудноизвлекаемыми запасами». Открытие новых объектов позднего периода ГРР, содержащих трудноизвлекаемые запасы, сопровождается возрастающими затруднениями методического характера, с большой долей риска и по этой причине должны характеризоваться как труднооткрываемые. Их геологические критерии соответствуют объектам с трудноизвлекаемыми запасами, но в практике ГРР их для удобства целесообразно классифицировать в качестве труднооткрываемых. С введением данного понятия классификация месторождений нефти и газа по критерию качества запасов приобретет законченный вид.

Список литературы

1. Халимов Э.М. Классификация трудноизвлекаемых запасов нефти // В кн «Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений». – М.: ИГи РГИ. – 2001. – С. 119–24.

2. Структура и качественная характеристика ресурсов нефти Западной Сибири / Э.М. Халимов, Н.А. Крылов, Ю.Н. Батурин, В.И. Азаматов // Геология нефти и газа. – 1993.– № 9. – С. 4–9.

3. Ованесов Г.П. Формирование залежей нефти и газа в Башкирии, их классификация и методика поисков. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 295 с.

4. Мирчинк М.Ф., Хачатрян Р.О., Громека В.И. Тектоника и зоны нефтенакопления Камско-Кинельской системы прогибов. – М.: Наука, 1965. – 214 с.

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

6. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области: в 8 т. Т. IV. Башкирская АССР / Н.П. Егорова, Э.М. Халимов, Б.В. Озолин [и др.]. – М.: Недра, 1975. – 233 с.

7. Картирование девонских грабенообразных прогибов, горстовидных структур и связанных с ними нефтегазоперспективных объектов Башкирии // В кн. Прогнозирование геологического разреза и поиски сложно экранированных ловушек / В.С. Афанасьев, Н.К. Юнусов, Р.Б. Булгаков [и др.]. – М.: Наука, 1986. – С. 39–45.

8. Особенности поисково-разведочных работ в старых нефтедобывающих районах / Н.Н. Лисовский, В.С. Афанасьев, Е.В. Лозин, А.Д. Надёжкин //Геология нефти и газа. – 1985. – № 9. – С. 1–6.

9. Лозин Е.В., Масагутов Р.Х., Хамзин А.З. О поисках и разведке рукавообразных и других структурно-литологических и литологических залежей в Башкирии // В кн. Методика поисков и разведки нефтегазоносных объектов нетрадиционного типа / под ред. А.Г. Алексина. – М.: Наука, 1990. – С. 110–117.

10. Красневский Ю.С., Лозин Е.В. Новый тип нефтяных залежей: кольцеобразные, опоясывающие тело рифа // Oil&Gas Journal Russia. – 2015. – № 1–2. – С. 38–42.

11. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. – Уфа: БашНИПИнефть, 2015. – 704 с.

12. Лозин Е.В. Газонефтеперспективность башкирского Южного Урала в сопоставлении с нефтегазоносностью бассейнов Аппалачей и Скалистых гор Северной Америки // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №2. – С. 8–12. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-2-8-12

13 Халимов Э.М, Фурсов А.Я. Опыт разведки небольших месторождений нефти // Геология нефти и газа. – 1987. – №11. – С. 40–46.

14. Словарь по геологии нефти и газа. – Л.: Недра, 1988. – 679 с.

Задача корреляции отражающих горизонтов является одной из наиболее трудоемких при интерпретации данных сейсморазведки. Известные аналитические алгоритмы для решения данной задачи характеризуются крайне неустойчивым решением на участках с неоднозначным поведением волнового поля, интерференцией и др. В статье дано описание существующего опыта применения машинного обучения для корреляции отражающих горизонтов. Рассмотрен подход к автоматической корреляции горизонтов с применением нейронных сетей, который основан на решении задачи сегментации. Предложено использовать архитектуру Feature Pyramid Network и заменить в энкодере обычные свертки на расширенные с целью увеличения рецептивного поля нейронной сети. Кроме того, в декодере добавлены дополнительные слои с линейной интерполяцией и сверточные слои с целью получения масок с разрешением большим, чем у изображения, подаваемого на вход нейронной сети. Дано описание методики подготовки сейсмических данных для обучения нейронной сети и постпроцессинга получаемых прогнозов. Представлены результаты апробации предложенного подхода на ряде объектов, расположенных в пределах Волго-Уральской и Тимано-Печерской нефтегазоносных провинций, Западной и Восточной Сибири. Апробация выполнялась на сейсмических данных 2D и 3D различного качества. По результатам апробации получено приемлемое соотношение времени обучения и качества получаемой поверхности отражающего горизонта, соответствущее запросам производственных подразделений. Предложенный в статье метод дает возможность сократить количество времени, затрачиваемое специалистами для корреляции отражающих горизонтов.

Список литературы

1. Хайруллин Т.А. Автоматическая пикировка первых вступлений отраженных волн // Цифровые технологии в добыче углеводородов: от моделей к практике. Сборник тезисов науч.-техн. конф. – Уфа: РН-БашНИПИнефть, 2021. – C. 79–81.

2. Stark T.J. Relative geologic time (age) volumes – Relating every seismic sample to a geologically reasonable horizon // The Leading Edge. – 2004. – V. 23. – P. 928-932. - DOI:10.1190/1.1803505

3. Wu X., Hale D. Horizon volumes with interpreted constraints // Geophysics. – 2015. – V. 80(2) – P. IM21– IM33. - DOI: 10.1190/geo2014-0212.1

4. Stark T.J. Unwrapping instantaneous phase to generate a relative geologic time volume // 73rd Annual International Meeting, SEG – 2003. – P. 1707–1710. - DOI:10.1190/1.1844072

5. Luo S., Hale D. Unfaulting and unfolding 3D seismic images // Geophysics. – 2012. – V. 78(4) – P. O45– O56. - DOI:10.1190/segam2012-1356.1

6. Ronneberger O., Fischer P., Brox T. U-Net: Convolutional Networks for Biomedical Image Segmentation. – https://arxiv.org/pdf/1505.04597.pdf.

7. Seismic Horizon Detection With Neural Networks / A. Koryagin, D. Mylzenova, R. Khudorozhkov, S. Tsimfer. – https://arxiv.org/pdf/2001.03390.pdf.

8. Extracting horizon surfaces from 3D seismic data using deep learning / V. Tschannen, M. Delescluse, N. Ettrich, J. Keuper // Geophysics. – 2020. – V. 85(3) – P. 1MJ– Z13. - DOI: 10.1190/geo2019-0569.1

9. Feature Pyramid Networks for Object Detection / T. Lin, P. Dollár, R. Girshick [et al.]. – https://arxiv.org/pdf/1612.03144.pdf.

10. Deep Residual Learning for Image Recognition / K. He, X. Zhang, S. Ren, J. Sun. –https://arxiv.org/pdf/1512.03385.pdf.

11. Yu F., Koltun V. Multi-scale context aggregation by dilated convolutions. –https://arxiv.org/pdf/1511.07122v3.pdf.

12. Оконное преобразование Фурье. Окно_Блэкмана. – https://ru.wikipedia.org/wiki/Оконное_преобразование_Фурье#Окно_Блэкмана

Группа компаний «Зарубежнефть» активно и непрерывно внедряет передовые решения и подходы в области бурения скважин: ведется постоянный бенчмаркинг, изучается передовой опыт как в России, так и за рубежом, применяются самые современные оборудование и технологии. Основная цель данных мероприятий – повышение эффективности процессов с целью оптимизации затрат. Особенно данный эффект актуален и значителен при строительстве морских скважин. Объем бурения в море в Группе компаний «Зарубежнефть» превышает 50 скважин в год. В статье рассмотрен опыт реализации одного из таких решений – применение полупогружной плавучей буровой установки со сдвоенной буровой вышкой на одном из мелководных проектов компании в Юго-Восточной Азии. Дан обзор существующих конструкций и концепций буровых вышек. Оценена эффективность задействования плавучей буровой установки со сдвоенной буровой вышкой. Оценка подтверждена фактическими результатами, как во временном выражении, так и в финансовом. Сделаны выводы о возможности дальнейшего применения данного типа буровой вышки при бурении скважин при малых глубинах воды и даны соответствующие рекомендации. Приведенная в статье информация отражает практический опыт исключительно Группы компаний «Зарубежнефть» и может отличаться от опыта применения аналогичного оборудования другими компаниями. Это связано с тем, что ключевым фактором успеха применения данного решения является наличие как квалифицированного экипажа плавучей буровой установки, имеющего необходимый опыт работы с подобными системами, так и компетентного инженерного персонала, способного спланировать технологические операции с максимальной эффективностью задействования сдвоенной буровой вышки.

Список литературы

1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Изд. центр «Академия», 2003. – 332 с.

2. Овчинникова В.П., Грачева С.И., Фролова А.А. Справочник бурового мастера. Т. II. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 608 с.

3. https://www.drillingcontractor.org/next-generation-semi-replaces-derrick-with-multipurpose-tower-254...

4. https://www.offshore-mag.com/drilling-completion/article/16758027/advances-in-rig-design

Исследована проблема корректного использования данных о сжимаемости горных пород при гидродинамическом моделировании процессов разработки залежей нефти и газа. Приведены результаты лабораторных экспериментов, целью которых являлось получение информации, необходимой для уточнения взаимосвязи между внутрипоровым давлением, сжимаемостью горной породы и пористостью. В данной работе рассматривалась определенная форма деформаций, приводящих к разрушению породы при сжатии. Такая деформация, связанная с коллапсом (схлопыванием) пор, иногда называется уплотнением со сдвигом или шатровой деформацией, обусловлена истощением пластов. Изучение данного вопроса является неотъемлемой частью разработки месторождений углеводородов для прогноза необратимой потери пористости при истощении и возможности образования тектонических нарушений в залежи, вызванных разработкой. Результаты исследований указывают на необходимость использования набора значений сжимаемости горной породы при изменении пластового (внутрипорового) давления при гидродинамическом моделировании процессов разработки залежей нефти и газа. Такое множество значений можно получить с помощью лабораторных экспериментов, выполненных для различных типов горных пород. Эксперименты выполнялись в условиях, приближенных к пластовым, когда рост эффективного напряжения в залежи при снижении пластового давления моделировался путем снижения внутрипорового давления при неизменном давлении всестороннего сжатия. Такой вид исследований описывает естественный процесс истощения залежи во время отбора газа (падение пластового давления). Набор значений, полученных в результате экспериментов, может быть представлен в виде табличных данных для различных типов пород или в форме зависимостей, аналогичных полученным в данной статье. Полученные зависимости могут быть использованы для повышения обоснованности результатов гидродинамического моделирования процессов разработки залежей нефти и газа.

Список литературы

1. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 482 с.

2. Мищенко И.Т., Иванишин И.Б., Язынина И.В. Экспериментальное изучение влияния эффективного напряжения на физические свойства коллекторов // Нефть, газ и бизнес. –2009. – № 9. – С. 61–65.

3. Mikhail R.S., Brunauer S., Bodor E.E. Investigations of a complete pore structure analysis: I. Analysis of micropores // Journal of Colloid and Interface Science. – 1968. – V. 26(1). – Р. 45–53. – DOI: 10.1016/0021-9797(68)90270-1

4. Ефимов С.И. Совершенствование методов обоснования и расчета предельно допустимых депрессий и дебитов при эксплуатации газовых скважин: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2021 – 133 с.

5. Fatt I. The effect of overburden pressure on relative permeability // Petrol. Technol. – 1953. – V. 5. – N 10. – P. 15–16. DOI: 10.2118/15730-MS

6. Geertsma J. The effect of fluid pressure decline on volume changes of porous rocks // Trans. AIME. – 1957. – V. 210. – Р. 331–33. - DOI:10.2118/728-g

7. Parametric Study of Sand-Production Prediction: Analytical Approach / N. Morita, D.L. Whitfill, O.P. Fedde, T.H. Lovik // SPE-16990-PA. – 1989. – DOI: 10.2118/16990-PA.

8. Тиаб Дж., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Пер. с английского. – М.: ООО «Премиум инжиниринг», 2009. – 868 с.

9. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 140 с.

10. Addis M.A. The geology of geomechanics: petroleum geomechanical engineering in field development planning // Geological Society. –2017. – V. 458. – DOI: 10.1144/SP458.7.

11. Ecological risk assessment of soil and water loss by thermal enhanced methane recovery: Numerical study using two-phase flow simulation / Y. Xue, J. Liu, X. Liang [et al.] // Journal of Cleaner Production. – 2022. – V. 334. – Р. 1-11. – DOI: 10.5194/nhess-14-1599-2014.

12. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015. – 167 с.

13. Сантарелли Ф.Ж., Детьян Ж.Л., Зюндель Ж.П. Определение механических свойств глубокозалегающих пластов для оценки вероятности добычи песка // Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. – 1994. – С. 166–175.

14. Жуков В.С. Оценка изменений физических свойств коллекторов, вызванных разработкой месторождений нефти и газа // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2010. – № 6. – С. 341–349.

Обеспечение полноты извлечения нефти из карбонатных залежей с активными водонефтяными зонами является для нефтяной отрасли актуальной задачей. Основные проблемы разработки объектов с контакными водонефтяными зонами связаны с преждевременным обводнением добываемой продукции и, как следствие, сокращением периода рентабельной эксплуатации скважин, а также с уменьшением коэффициента извлечения нефти. Для снижения темпа обводнения продукции, увеличения времени безводной эксплуатации скважин и коэффициента извлечения нефти проводится большое количество работ. Применение различных конструкций скважин (горизонтальные и вертикальные), технологий вскрытия и водоизоляционных работ, физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи приводит к кратковременному снижению содержания воды в добываемой продукции, незначительному увеличению времени безводной эксплуатации и нефтеотдачи. Однако анализ этих решений показывает принципиальную возможность увеличения полноты извлечения нефти из карбонатных коллекторов за счет успешной блокировки путей притока воды в скважину.

В статье рассмотрены результаты поиска новых подходов и методов разработки карбонатных залежей, имеющих контактные водонефтяные зоны. Исследования фильтрации жидкости выполнены с использованием секторных геолого-гидродинамических моделей. Моделирование проведено для нескольких технологий водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах. Для изоляции зон трещин, пересекающих горизонтальный ствол, рассматривались закачка вязкоупругих составов, механическая изоляция пакерами, а также комбинации этих способов. Показано, что комплексное применение закачки вязкоупругих составов и разделения ствола на секции пакерами позволит повысить нефтеотдачу карбонатных коллекторов с контактной водонефтяной зоной.

Список литературы

1. Бакиров И.И., Бакиров А.И., Бакиров И.М. Опыт разработки карбонатных отложений с активной водонефтяной зоной // Нефтяная провинция. – 2019. – № 4 (20). – С. 129–139. – DOI: 10.25689/NP.2019.4.129-139

2. Евдокимов А.М. Совершенствование методов регулирования разработки залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами: автореф. дис... канд. техн. наук. – Бугульма, 2011. – 25 с.

В статье предложены возможные варианты разработки технологий геологического изучения и добычи трудноизвлекаемых запасов нефтяного месторождения им. А. Усольцева. Рассмотрены возможные версии моделей и систем разработки сложных структур трудноизвлекаемых запасов ачимовской толщи и неокомского комплекса. Дано описание петрофизического обоснования подходов к определению абсолютной проницаемости коллекторов продуктивных пластов. Получены нелинейные корреляционные зависимости между коэффициентами низкой и сверхнизкой проницаемости и пористости. В результате детальной корреляции разрезов скважин месторождения им. А. Усольцева путем последовательного палеопрофилирования выявлены предпосылки для начала постепенного погружения отдельных тектонических блоков. Намечается дифференциация отложений на крупные тектонические блоки, которые в свою очередь подразделяются на серию мелких, об этом свидетельствует блоковое изменение толщин отложений васюганской свиты в пределах соседних структур внутри месторождения им. А. Усольцева. Анализ изменения толщин ачимовской толщи по всему месторождению позволяет сделать вывод, что произошла компенсация суммарных толщин баженовской свиты и ее аномального разреза за счет увеличения толщины ачимовских отложений. Наличие интенсивных тектонических движений при формировании отложений аномального разреза баженовской свиты и ачимовской толщи указывает на необходимость проведения детального анализа территории. Дана краткая характеристика технологий разработки трудноизвлекаемых запасов ачимовской толщи. Приведены параметры основного объекта разработки и описаны подходы, применяемые при его эксплуатации. На современной стадии изученности объекта более высокую эффективность показывают горизонтальные скважины с проведением в них многозонных гидроразрывов пласта. Перспективные направления в создании инновационных технологий связаны с результатами исследований, основанных на сверхкритическом состоянии флюидов и создании газовых микрозародышей.

Список литературы

1. Арефьев С.В. Разработка модели геологического строения ачимовской толщи в северо-западной части Нижневартовского свода: дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – Томск, 2008. – 155 с.

2. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов и геологическая интерпретация ее результатов. – М.: ЕСОЭН, 2022. – 336 с.

3. Опыт применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом в условиях низкопроницаемого нефтяного пласта / С.В. Арефьев, И.С. Соколов, М.С. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 90–95. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-90-95

4. Шпуров И.В. Сырьевая база и трудноизвлекаемые запасы России и Западной Сибири // Материалы VI Международного Инновационного Форума и выставки. – Тюмень, 16-17 сентября 2015. – Тюмень: НЕФТЬГАЗТЭК, 2015.

5. Особенности блокового строения Баженовско-Ачимовского комплекса пород на примере Нонг-Еганского месторождения / И.С. Гутман, С.В. Арефьев, А.А. Обгольц, Е.Н. Федосеева // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 70-75. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-136-139

6. Гутман И.С., Арефьев С.В., Митина А.И. Методические приемы детальной корреляции разрезов скважин при изучении геологического строения верхнеюрских и нижнемеловых комплексов пород на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения Сургутского свода. Ч. 2 // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 25-29. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-25-29

7. Приказ Минприроды России от 15.05.2014 г. № 218 «Об утверждении Порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья». – https://normativ.kontur.ru/document?moduleId=1&documentId=240130&ysclid=lbkoapehlf639798602

8. Оценка эффективности реализованной системы разработки на объектах с нефтяной оторочкой нефтегазоконденсатного месторождения / С.В. Арефьев, И.С. Соколов, С.А. Фуфаев, Д.А. Розбаев // Бурение и нефть. – 2022. – № 7. – С. 42–48.

9. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В., Давыдов А.В. Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 4. – С. 38–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-38-43

10. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Е. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 76–79.

11. Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2 / А.Х. Шахвердиев, Г.М. Панахов, Е.М. Аббасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 90–95.

12. Polymer/surfactant effects on generated volume and pressure of CO2 in EOR technology / S.I. Bakhtiyarov, G.M. Panakhov, A.Kh., Shakhverdlyev, E.M. Abbasov // Proceedings of the 5th Joint ASME/JSME Fluids Engineering Summer Conference. – 2007. – V. 1: Symposia, Parts A and B. - Paper No. FEDSM2007-37100. – P. 1583-1589. - https://doi.org/10.1115/fedsm2007-37100

13. High efficiency in-situ CO2 generation technology: the method for improving oil recovery factor / A. Kh. Shakhverdiev, G.M. Panahov, Jiang Renqi, E.M. Abbasov // Petroleum Science and Technology. - 2022. - https://doi.org/10.1080/10916466.2022.2157010

14. Oil recovery by in-situ gas generation: Volume and pressure measurements / S.I. Bakhtiyarov, G.M. Panakhov, A.Kh. Shakhverdiev, E.M. Abbasov // Proсeedings of ASME fluids engineering division summer meeting 2006. – 2006. – V. 1: Symposia, Parts A and B. - Paper No. FEDSM2006-98359. – P. 1487-1492. - https://doi.org/10.1115/FEDSM2006-98359.

писок литературы

1. Арефьев С.В. Разработка модели геологического строения ачимовской толщи в северо-западной части Нижневартовского свода: дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – Томск, 2008. – 155 с.

2. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов и геологическая интерпретация ее результатов. – М.: ЕСОЭН, 2022. – 336 с.

3. Опыт применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом в условиях низкопроницаемого нефтяного пласта / С.В. Арефьев, И.С. Соколов, М.С. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 90–95. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-90-95

4. Шпуров И.В. Сырьевая база и трудноизвлекаемые запасы России и Западной Сибири // Материалы VI Международного Инновационного Форума и выставки. – Тюмень, 16-17 сентября 2015. – Тюмень: НЕФТЬГАЗТЭК, 2015.

5. Особенности блокового строения Баженовско-Ачимовского комплекса пород на примере Нонг-Еганского месторождения / И.С. Гутман, С.В. Арефьев, А.А. Обгольц, Е.Н. Федосеева // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 70-75. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-136-139

6. Гутман И.С., Арефьев С.В., Митина А.И. Методические приемы детальной корреляции разрезов скважин при изучении геологического строения верхнеюрских и нижнемеловых комплексов пород на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения Сургутского свода. Ч. 2 // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 25-29. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-25-29

7. Приказ Минприроды России от 15.05.2014 г. № 218 «Об утверждении Порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья». – https://normativ.kontur.ru/document?moduleId=1&documentId=240130&ysclid=lbkoapehlf639798602

8. Оценка эффективности реализованной системы разработки на объектах с нефтяной оторочкой нефтегазоконденсатного месторождения / С.В. Арефьев, И.С. Соколов, С.А. Фуфаев, Д.А. Розбаев // Бурение и нефть. – 2022. – № 7. – С. 42–48.

9. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В., Давыдов А.В. Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 4. – С. 38–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-38-43

10. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Е. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 76–79.

11. Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2 / А.Х. Шахвердиев, Г.М. Панахов, Е.М. Аббасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 90–95.

12. Polymer/surfactant effects on generated volume and pressure of CO2 in EOR technology / S.I. Bakhtiyarov, G.M. Panakhov, A.Kh., Shakhverdlyev, E.M. Abbasov // Proceedings of the 5th Joint ASME/JSME Fluids Engineering Summer Conference. – 2007. – V. 1: Symposia, Parts A and B. - Paper No. FEDSM2007-37100. – P. 1583-1589. - https://doi.org/10.1115/fedsm2007-37100

13. High efficiency in-situ CO2 generation technology: the method for improving oil recovery factor / A. Kh. Shakhverdiev, G.M. Panahov, Jiang Renqi, E.M. Abbasov // Petroleum Science and Technology. - 2022. - https://doi.org/10.1080/10916466.2022.2157010

14. Oil recovery by in-situ gas generation: Volume and pressure measurements / S.I. Bakhtiyarov, G.M. Panakhov, A.Kh. Shakhverdiev, E.M. Abbasov // Proсeedings of ASME fluids engineering division summer meeting 2006. – 2006. – V. 1: Symposia, Parts A and B. - Paper No. FEDSM2006-98359. – P. 1487-1492. - https://doi.org/10.1115/FEDSM2006-98359.

В статье представлен подход к оптимизации разработки нефтяных месторождений, включая месторождения высоковязкой нефти, с использованием химических методов воздействия на пласт. Рассмотрены два типа воздействия поверхностно-активными веществами (ПАВ). Первый подход обеспечивает снижение остаточной нефтенасыщенности за счет уменьшения межфазного натяжения в зависимости от концентрации ПАВ. В результате применения второго подхода образуется эмульсия «нефть – вода – ПАВ», которая обладает меньшей вязкостью и снижает остаточную насыщенность по сравнению с фазой «чистой» нефти. Дано описание метода моделирования обоих подходов, кратко изложены основные аспекты способов автоадаптации гидродинамической модели и оптимизации нефтедобычи для двух типов воздействия ПАВ. В задаче оптимизации целевая функция включает основные показатели разработки и регуляризирующие добавки, обеспечивающие выполнение технологических ограничений на параметры режимов добычи. Для каждого слагаемого вводится весовой коэффициент, что позволяет осуществлять оптимизацию при различных стратегиях. Оптимизация выполняется на основе модели пласта, построенной в результате автоматической адаптации. В обеих задачах (автоадаптации и оптимизации добычи) минимизация соответствующих функционалов выполняется методом Гаусса – Ньютона. При этом гидродинамическое моделирование при автоадаптации используется для расчета данных нефтедобычи для очередного приближения модели пласта и чувствительности этих данных к параметрам модели, а при оптимизации – для расчета процесса нефтедобычи при очередных режимах разработки и для расчета чувствительности показателей разработки к параметрам, описывающим режимы работы скважин. Для модели месторождения высоковязкой нефти представлены результаты оптимизации для обоих типов воздействия ПАВ при использовании различных весовых коэффициентов. Показано, что для рассматриваемых типов воздействий оптимальные планы различаются, поэтому при проектировании необходимо проводить оптимизацию для конкретной модели пласта с учетом результатов лабораторных экспериментов по исследованию воздействия выбранных химических агентов, проведенных для разных концентраций раствора и скоростей фильтрации в непосредственно рассматриваемых условиях.

Список литературы

1. Скрипкин А.Г., Кольцов И.Н., Мильчаков С.В. Экспериментальные исследования кривой капиллярного осушения при закачке ПАВ-полимерной композиции // PROнефть. – 2021. – Т. 6, № 1. – С. 40-46. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-1-40-46

2. Performance of a good-emulsification-oriented surfactant-polymer system in emulsifying and recovering heavy oil / Yefei Wang, Zongyang Li, Mingchen Ding [et al.] // Energy Science & Engineering. – 2020. – V. 8. – Issue. 2. – P. 353-365. – DOI: 10.1002/ese3.499.

3. Experimental investigation on transport property and emulsification mechanism of polymeric surfactants in porous media / Xiaolong Chen, Yiqiang Li, Wenbin Gao, Cheng Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – V. 186. – March. – 106687. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106687.

4. A comparative study of the mechanism and performance of surfactant- and alkali-polymer flooding in heavy-oil recovery / Ming Chen Ding, Yefei Wang, Fuqing Yuan [et al.] // Chemical Engineering Science. – 2020. – V. 219. – 115603. –https://doi.org/10.1016/j.ces.2020.115603

5. Optimized surfactant IFT and polymer viscosity for surfactant–polymer flooding in heterogeneous formations / Yefei Wang, Fulin Zhao, Baojun Bai [et al.] //SPE-127391-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/127391-MS.

6. Displacement Characters of Combination Flooding Systems consisting of Gemini-Nonionic Mixed Surfactant and Hydrophobically Associating Polyacrylamide for Bohai Offshore Oilfield / Liu Jian-xin, Guo Yong-jun, Hu Jun [et al.] // Energy Fuels. – 2012. – V. 26. – Issue. 5. – P. 2858-2864. –https://doi.org/10.1021/ef3002185.

7. Моделирование ПАВ-полимерного заводнения на участке Бурейкинского месторождения / А.В. Насыбуллин, М.Г. Персова, Е.В. Орехов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2022. – № 7. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-38-42

8. A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs / Y.G. Soloveichik, M.G. Persova, A.M. Grif [et al.] // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. – 2022. – V. 390. – Articl № 114468 (49 p.). – DOI: 10.1016/j.cma.2021.114468.

9. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 199. – Article № 108245. – DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108245.

10. Персова М.Г., Соловейчик Ю.Г., Гриф А.М. Балансировка потоков на неконформных конечноэлементных сетках при моделировании многофазной фильтрации // Программная инженерия. – 2021. – Т. 12. – № 9. – С. 450–458. – DOI: 10.17587/prin.12.450-458.

11. Применение процедуры группирования конечных элементов для повышения эффективности моделирования нестационарного многофазного потока в высоконеоднородных трехмерных пористых средах / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.С. Овчинникова // Вестник Томского государственного университета. Управление, вычислительная техника и информатика. – 2021. – № 57. – С. 34-44. – DOI: 10.17223/19988605/57/4.

12. Численное моделирование нефтедобычи с применением ПАВ-полимерного заводнения / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.С. Овчинникова // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Математика. Механика. Информатика. – 2021. – Т. 21. – Вып. 4. – С. 544–558. – DOI: 10.18500/1816-9791-2021-21-4-544-558.

Практическая реализация кислотного гидроразрыва пласта (ГРП) связана с множеством не учитываемых факторов и явлений, которые влияют на эффективность применения этих технологий. Образование шламовых эмульсий является одной из главных проблем, которые возникают в результате проведения кислотных ГРП. Вязкие эмульсии и шлам могут кольматировать пласт и обусловливать дальнейшее ухудшение проницаемости призабойной зоны, а также создавать проблемы при подготовке нефти. Актуальной является задача прогнозирования формирования нефтекислотных эмульсий и соответствующих технологических рисков с учетом перспективности проведения кислотного ГРП для повышения эффективности добычи нефти. Показана необходимость разработки информативных методов, позволяющих прогнозировать и анализировать образование нефтекислотных эмульсий оперативно и с высокой точностью. В качестве такого метода предложено комплексирование методов ИК-Фурье спектроскопии и реологических исследований, позволяющих оценить изменение свойств нефти и нефтекислотных эмульсий. Объектами исследования служили образцы промысловых проб нефти Аксубаево-Мокшинского, Вишнево-Полянского и Ямашинского месторождений Республики Татарстан и кислотно-нефтяных эмульсий, приготовленных в лабораторных условиях. В качестве деэмульгаторов использовались водный раствор смеси анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и этиленгликоля, а также смесь блоксополимеров оксидов этилена и пропилена в органическом растворителе. По результатам проведенных исследований отмечено, что наиболее прочная структура нефтекислотной эмульсии характерна для нефти с более высоким коэффициентом ароматичности и минимальным коэффициентом алифатичности. Влияние деэмульгатора на вязкость нефтекислотной эмульсии наиболее значительно в интервале скоростей сдвига до зоны ползучести, в зоне разрушения структуры деэмульгатор практически не влияет на вязкость. Продолжение исследований эмульсионных систем на основе комплексирования ИК-Фурье спектроскопии и реологических исследований является перспективным и актуальным, так как направлено на снижение технологических рисков и повышение экологичности кислотных ГРП.

Список литературы

1. Евстигнеев Д.С., Рудницкий С.В. Цепочки поставок в добыче нефти и газа: от разрыва к развитию. Вызовы и возможности на фоне ГРП // Бурение и нефть. – 2022. – № 5. – С. 10-17.

2. https://www.reportlinker.com/p06286061/Hydraulic-Fracturing-Global-Market-Report, 2022.

3. Магадова Л.А., Силин М.А., Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия. Технологические аспекты и материалы для гидроразрыва пласта. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 423 с.

4. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. – Казань: ФЭН, 2013. – 310 с.

5. Глумов И.Ф., Слесарева В.В., Петрова Н.М. Влияние соляной кислоты на устойчивость водонефтяных эмульсий. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2000. – № 1. – С. 114–117.

6. Фазулзянов Р.Р., Елпидинский А.А., Гречухина А.А. Исследование деэмульгирующих и поверхностных свойств композиционных реагентов для нефтепромыслов // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – № 10. – С. 169–172.

7. Цыганов Д.Г. Башкирцева Н.Ю., Сладовская О.Ю. Формирование устойчивых водонефтяных эмульсий в условиях применения химических реагентов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов Каменного и Ем-Еганского нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 5. – С. 38–43.

8. TNK-BP Acid QAQC Standarts – Version 1.0, November 2006. – 27 p.

9. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов / М.А. Силин, Л.А. Магадова, В.А. Цыганков [и др.]. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 142 с.

10. СТО ТН 168-2020. Инструкция по обеспечению и контролю качества при проведении гидроразрыва пласта (ГРП), кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) и соляеокислотной обработки (СКО) в ПАО «Татнефть».

11. A new image-based microfluidic method to test demulsifier enhancement of coalescence-rate, for water droplets in crude oil / Tiana Yuan Si, Yang Zi Qiang, Т. Sigurður S.T. Thoroddsen, E.A. Elsaadawy // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. – V. 208. – № 2. – DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109720.

12. Влияние химических реагентов, применяемых при добыче нефти, на устойчивость водонефтяных эмульсий / Ф.Р. Губайдулин, О.С. Татьянина, Т.Ф. Космачева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 8. – С. 6–70.

13. Исследование возможности деэмульгаторов обрабатывать аномально устойчивые структуры / Т.Ф. Космачева, Ф,Р. Губайдулин, Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 1. – С. 90–92.

14. Космачева Т.Ф., Губайдуллин Ф.Р., Исмагилов И.Х. Новые подходы к оценке эффективности деэмульгаторов // Сб. докладов научно-технической конференции «Новые методы добычи, подготовки и транспортировки нефти». – г. Октябрьский. – 2004. – С. 56–64.

15. Дияров И.Н., Башкирцева Н.Ю., Куряшов Д.А. Кислотный состав для направленной обработки призабойной зоны пласта // Материалы IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». – М., 2008. – С. 92.

16. Подбор эффективного кислотного состава для обработки карбонатного коллектора / Э.Э. Ахмерова, Е.А. Шафикова, Г.И. Апкаримова [и др.] // Башкирский химический журнал. – 2018. – № 3. – С. 86–92.

17. Подбор основы кислотного состава пролонгированного действия для терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатных минералов в условиях высоких пластовых температур / Н.А. Карпунин, А.А. Рязанов, Л.Н. Хромых [и др.] // Вестник Евразийской науки. – 2018. – № 5. – C. 1–11.

18. Лукин А.А. Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта на Куюмбинском месторождении // Молодая нефть. – 2018. – С. 119–120.

19. Shirazi M.M., Ayatollahi Sh., Ghotbi C. Damage evaluation of acid-oil emulsion and asphaltic sludge formation caused by acidizing of asphaltenic oil reservoir // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 174. – P. 880–890. – DOI:10.1016/j.petrol.2018.11.051

20. Коллоидно-химические исследования при разработке кислотных составов / Л.А. Магадова, М.А. Силин, Л.Ф. Давлетшина [и др.] // Neftegaz.RU. – 2022. – № 7. – С. 54-59.

21. Структурно-групповой состав продуктов конверсии тяжелой Ашальчинской нефти методом ИК-Фурье спектроскопии / И.М. Абдрафикова, А.И. Рамазанова, Г.П. Каюкова [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2013. - №7. – С. 237–242.

22. Иванова Л.В., Кошелев В.Н., Васечкин А.А. ИК-спектрометрия в анализе нефтей (на примере нефтей Волгоградской области) // Бутлеровские сообщения. – 2012. – Т. 29. – № 3. – С. 120-124.

Выполнен краткий обзор методов определения динамического уровня высоковязкой ньютоновской и вязкопластичной нефти без остановки скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами. Известно, что при записи кривых восстановления и падения уровня в скважинах, добывающих ньютоновские нефти, конечные стабилизованные участки этих кривых совмещаются за короткое время и дают точное значение статического уровня. В таких случаях, достаточно записать только одну кривую (восстановления или падения). В случаях высоковязкой ньютоновской или вязкопластичной нефти необходима запись обеих кривых. Однако запись обеих кривых требует остановки скважин на длительное время.

Рассмотрен способ, который позволяет исключить длительные остановки скважины. Начальные части кривых (восстановления и падения уровня) регистрируются в течение 5-6 ч. Подбираются эмпирические уравнения для описания этих участков. С использованием полученных эмпирических уравнений прогнозируется характер дальнейшего изменения динамических уровней и забойного давления. Замеры уровней осуществляются с помощью аппаратно-программного комплекса, в состав которого входят эхометр, динамометр, токоизмерительные клещи и радиоудлинитель. Во время исследований выполняются следующие операции. С помощью шланга вся продукция скважины направляется в затрубное пространство. Прослеживается уровень нефти до полной стабилизации. Некоторое количество нефти заканчивается в пласт. Прослеживается падение уровня нефти в скважине. В качестве примера применения данного способа приведены результаты построения кривых восстановления и падения уровня, а также расчетов забойного давления для двух скважин, эксплуатирующих площади Калмас и Кушхана НГДУ им. А.Дж. Амирова.

Список литературы

1. Мустафаев С.Д. Новый метод определения пластового давления в глубиннонасосных скважинах // Нефтяное хозяйство. – 1968. - № 8. – С. 39-42.

2. Мустафаев С.Д., Гулиев Р.А., Ханалиев В.Б. Новый способ определения пластового давления в штанговых глубиннонасосных скважинах // Международный научно-исследовательский журнал. – 2020. – № 2 (92). – С. 98–104. – https://doi.org/10.23670/IRJ.2020.92.2.019

3. Универсальный гидродинамический способ периодической изоляции пластовых вод в обводнившихся насосных скважинах / В.Ш. Гурбанов, С.Д. Мустафаев, З.Э. Эйвазова [и др.] // ЭКО. – 2019. – № 4. – С. 23–26.

4. Mürəkkəb geoloji –fiziki şəraitdə ştanqlı dərinlik nasos neft quyularının optimal texnoloji iş rejimlərinin müəyyən edilməsi / V.Ş. Qurbanov, S.D. Mustafayev, Z.E. Eyvazova [et al.] // ANT. – 2020. – № 1. – Səh. 26–29.

5. Mustafayev S.D., Quliyev R.A., Xanəliyev V.B. Ştanqlı dərinliknasos istismar quyularının iş rejimlərinin dəyişdirilməsi üsulu // ANT. – 2017. – № 12. – Səh. 21–25.

6. Определение статического давления пластов, содержащих высоковязкие ньютоновские и вязко-пластичные нефти методом двустороннего восстановления давления / Т.А. Самедов, С.Д. Мустафаев, С.Г. Новрузова [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 1. – С. 41–48.

7. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. – М.: Недра, 1972. – 200 с.

Низкое качество проб пластовых флюидов является общепризнанной отраслевой проблемой. В работе представлены новые экспериментальные данные, свидетельствующие, что существенный вклад в это вносит несовершенство конструкций применяемых глубинных пробоотборников. В 2019-2020 гг. авторами разработан глубинный пробоотборник с функцией замера давления и температуры внутри и снаружи приемной камеры и принудительным перекрытием приемной камеры для ее отсечения от скважинного пространства. За 3 года эксплуатации пробоотборника накоплены уникальные сведения, которые существенно меняют представления о работе глубинных пробоотборников и требования, предъявляемые к ним. Приемные камеры большинства современных пробоотборников герметизируются за счет обратного клапана, прижимаемого к посадочному седлу пружиной и при подъеме пробы на поверхность избыточным давлением самой пробы. При этом скважинный флюид прямо контактирует с клапаном. С 40-х годов ХХ века считалось, что в процессе подъема пробы давление в камере всегда будет выше давления в скважине. Авторами экспериментально получен большой объем данных для различных условий, которые показывают, что охлаждение камеры при ее подъеме зачастую приводит к такой температурной декомпрессии флюида, что давление со стороны скважины становится больше давления в камере. Максимальный перепад давления получен при отборе проб воды и составлял в некоторых случаях 9 МПа, что на два порядка выше усилия пружин клапанов любых известных пробоотборников. Это означает, что большинство современных пробоотборников допускают переток флюида из скважины в приемную камеру после ее номинального закрытия. Полученные экспериментальные результаты подтверждены моделированием поведения различных флюидов с использованием кубических уравнений состояния. Подтверждено явление саморазгерметизации камер глубинных пробоотборников, проведен термодинамический анализ данного явления, собраны фактические экспериментальные данные. Потенциальный эффект от модернизации оборудования заключается в уменьшении числа отбракованных глубинных проб на 47 %. Оценка основана на результатах проведенного анализа исторических данных по 289 глубинным пробам.

Список литературы

1. Системный подход к управлению качеством глубинных проб пластовых нефтей в современных условиях / А.А. Лобанов [и др.] // Недропользование XXI век. - 2020. - № 2а (85). - C. 60–81.

2. Лобанов А.А. Разработка системы комплексной количественной оценки качества проб пластовых нефтей. Ч. I. Вопросы терминологии и классификации // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. –2020. – № 12. – C. 54–71.

3. Лобанов А.А. Разработка системы комплексной количественной оценки качества проб пластовых нефтей. Ч. II. Описание системы // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2021. – № 5 (125). – C. 34–53.

4. End-to-End Quality Control of Downhole Samples from the Sampling Point to the Laboratory Unit: This is Possible and Necessary / Lobanov A.A. [и др.] // SPE-206487-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/206487-MS

5. Single-Phase Bottomhole Sampling Technology / Jamaluddin A.K.M. [и др.] // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2002. – № 07 (41). - DOI:10.2118/02-07-01

6. Scientific drilling and downhole fluid sampling of a natural CO2 reservoir, Green River, Utah / Kampman N. [и др.] // Scientific Drilling. – 2013. – № 16. – C. 33–43. - DOI:10.5194/SD-16-33-2013

7. Мамуна В.Н., Требин Г.Ф., Ульянинский Б.В. Глубинные пробоотборники и их применение. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 156 c.

8. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. – М.: Недра, 1987. – 116 c.

9. Systematic approach to quality management of downhole sampling: Analysis of current trends in Russia / Lobanov A. [и др.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – № December 2020 (200). – C. 108–338. - DOI:10.1016/j.petrol.2020.108338

В современных условиях оценка эффективности нефтедобывающей компании смещается с критерия увеличения нефтеизвлечения в сторону снижения операционных затрат, в частности, путем проведения необходимых геолого-технических мероприятий (ГТМ). Экономический учет всех затрат на промысле позволяет обеспечить снижение операционных затрат инженерным способом. Одним из важных направлений сокращения операционных затрат за счет проведения ГТМ является снижение непроизводительно используемой водной фазы при добыче нефти. В ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» разработан комплекс инновационных технологий, позволяющих успешно решать указанные задачи.

В статье в качестве примера рассмотрена разработанная ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» технология ограничения водопритока (ОВП) на основе реагента АС-CSE-1313 марки А. Технология прошла лабораторное тестирование и рекомендована к промышленному применению. С 2015 г. скважино-операций выполняются на объектах одной из нефтегазовых компаний. В среднем за год сокращение объемов попутно добываемой воды составило 43 % при увеличении добычи нефти на 7 % и более. Выполнены расчеты для добывающей скважины с объемом поднимаемой жидкости 300 м³/сут и обводненностью 98 % при себестоимости добычи нефти 6-16 долл США/баррель. Установлено, что при применении рассматриваемой технологии ОВП годовой доход за счет сокращения объемов попутно добываемой воды составляет 3,5 млн. руб., затраты на реализацию технологии – 1,5 млн. руб. с учетом НДС. При ОВП в 35 скважинах годовой доход превышает 107 млн. руб., соответственно снижаются операционные затраты нефтедобывающей компании – до 20 %.

Список литературы

1. Операционные затраты. – https://ru.wikipedia.org/wiki/Операционные_ затраты.

2. Операционные расходы. – https://articles.opexflow.com/investments/ opex.htm.

3. Себестоимость российской нефти оказалась одной из самых высоких в мире. – https://www.forbes.ru/newsroom/biznes/387175-sebestoimost-rossiyskoy-nefti-okazalas-odnoy-iz-samyh-v....

4. Из чего складывается мировая цена российской нефти марки Urals // Аргументы и факты. – 2008. – № 43. – С. 16.

5. Хавкин А.Я. Минимально окупающая стоимость нефти // Естественные и технические науки. – 2017. – № 12. – С. 150-156.

6. Себестоимость добычи нефти по странам мира в 2023 г. – https://bs-life.ru/makroekonomika/sebestoimost-dobichi-neft22015.html?ysclid=lfgogrtoz1123149399

7. Хавкин А.Я. Снижение обводненности – основа энергосбережения при нефтедобыче // Всероссийская научно-техническая конференция с международным участием «Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (российский и мировой опыт)». Ижевск, 17–19 мая 2018г. Ижевск: УдГУ, 2018. – С. 161–167.

8. Фахретдинов Р.Н., Фаткуллин А.А. Каталог технологий и реагентов ООО Многопрофильная Компания «ХимСервисИнжиниринг». – https://www.cse-inc.ru/

9. Многоплановое промышленное тиражирование селективного метода ОВП AC-CSE-1313 – определяющий фактор повышения рентабельности добываемой нефти / Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Р.Л. Павлишин [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – №7. – С. 50-54.

10. Фахретдинов Р.Н., Фаткуллин А.А., Хавкин А.Я. Интенсификация добычи нефти при уменьшении объемов извлекаемой жидкости // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 107-109. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-107-109

11. Хавкин А.Я. Основы нефтегазодобычи. – М.: Изд-во Нефть и газ, 2017. – 394 с.

В статье рассмотрена проблема автоматизации оптимального размещения скважин в трехмерной гидродинамической модели (ГДМ) нефтяного месторождения нерегулярным способом. Дано краткое описание ранее выполненных работ для решения задач разработки нового инструмента, который способен предложить нерегулярный способ расстановки скважин для малых и средних месторождений за приемлемое время. На основе нейросетевых алгоритмов и методов машинного обучения специалистами ЗАО «ИННЦ» и ООО «РН-БашНИПИнефть» разработан «умный» помощник в виде расчетного инструмента для выбора субоптимального варианта эксплуатации месторождения на основе максимизации NPV. Инструмент принимает на вход ГДМ сценарные условия разработки и удельные экономические параметры по месторождению, а на выходе генерирует файл (секцию) ГДМ согласно заданным условиям: расстановка заданного числа скважин, расстояние между скважинами, порядок ввода скважин, задание или определение типа заканчивания скважин и параметров трещин гидроразрыва пласта, подбор варианта уплотняющего бурения, бурения боковых стволов, целевых нагнетательных скважин, перевода скважин в нагнетание, трансформация заданной площадной проектной системы разработки в нерегулярную. Субоптимальный по NPV вариант расстановки скважин генерируется за время, сопоставимое с расчетом одной ГДМ, без участия специалистов. Приведены методика и результаты апробации разработанного инструмента. Выполнено сравнение результатов расчетов с вариантами, рекомендуемыми проектно-технической документации по 12 месторождениям по накопленной добыче нефти и NPV. Показаны возможные направления развития рассмотренного инструмента.

Список литературы

1. О применении алгоритма Alpha Zero для оптимизации размещения нерегулярной сетки добывающих скважин / К.Н. Майоров, Д.С. Чебкасов, Д.В. Антипин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №. 3. – С. 76-78. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-76-78.

2. A general reinforcement learning algorithm that masters chess, shogi, and Go through self-play / D. Silver [et al.] // Science. – 2018. – V. 362. – No. 6419. – P. 1140–1144, DOI:10.1126/science.aar6404

3. https://rn.digital/rnkim/

4. Пат. 2783031 РФ. Способ разработки нефтяной залежи / Н.Т. Карачурин, Д.С. Чебкасов, К.Н. Майоров, Н.О. Вахрушева; заявитель и патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2022102090; заявл. 31.01.2022; опубл. 08.11.2022.

5. Maiorov K., Vachrusheva N., Lozhkin A. Solving problems of the oil and gas sector using machine learning algorithms // Acta Montanistica Slovaca. – 2021, –T. 26. –No. 2. – С. 327-337.

В статье рассмотрена методика автоматизированного размещения проектных нагнетательных скважин. Объектом исследования являются месторождения ПАО «Татнефть». Методика базируется на использовании прокси-моделей объектов и реализована в программном комплексе (ПК) Epsilon. ПК Epsilon предназначен для автоматизации долгосрочного планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) путем формирования сценариев разработки на прокси-моделях, расчета их технико-экономических показателей и оптимизации инвестиционного портфеля на основе высокопроизводительных вычислений и машинного обучения.

В ПК Epsilon входит программный модуль, позволяющий на основе прокси-модели месторождения выполнить поэтапную расстановку проектных добывающих точек для бурения по неравномерной сетке, удовлетворяющей технологическим и экономическим ограничениям и имеющей максимально возможную плотность (генерация «ковра бурения»). Разработаны и реализованы два алгоритма расстановки проектного нагнетательного фонда скважин при заданном множестве вариантов и их последовательном применении при расчетах. Выбор проектных точек для размещения нагнетательных скважин осуществляется из множества «бракованных» по геологическим или экономическим критериям на этапе генерации «ковра бурения». Первый алгоритм заключается в решении задачи выбора ограниченного оптимального числа проектных нагнетательных скважин из множества «бракованных» точек с учетом таких ограничений, как минимальное и максимальное расстояние до пробуренных или проектных добывающих скважин, наличие реагирующих скважин, влияние на ограниченное количество (максимально допустимое) реагирующих скважин. Алгоритм реализован на языке программирования Python 3.6. Построение и решение оптимизационной задачи проводится с помощью R-пакета lpSolveAPI. Второй алгоритм состоит в итерационном разбиении всей площади объекта на квадраты заданной площади и поиске в пределах каждого квадрата кандидатов из числа «бракованных» точек для перевода под нагнетание. Для участков, где в районе проектных добывающих скважин нет ни одной пробуренной нагнетательной скважины или «бракованной» точки, перевод в проектный нагнетательный фонд осуществляется из числа проектных добывающих скважин. Алгоритм реализован на языке программирования С++.

Список литературы

1. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ № 2020661783 РФ. Estimating Performance of System Investment in Long-term Oil production using Neuronet (Epsilon) X / А.В. Насыбуллин, Р.Г. Гирфанов, О.В. Денисов, Р.Г. Лазарева, Ф.М. Латифуллин, Рам.З. Саттаров, Р.Р. Хафизов, А.В. Чирикин, М.А. Шарифуллина; правообладатель ГБОУ ВО «АГНИ». – № 2020619328; заявл. 19.08.2020; опубл. 01.10.2020.

2. О методике автоматизированной генерации сценариев разработки длительно эксплуатируемого нефтяного месторождения / Р.С. Хисамов, Б.Г. Ганиев, И.Ф. Галимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 22–25. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-22-25

3. Поэтапная оптимизация расстановки проектных скважин по неравномерной сетке с использованием программного модуля технико-экономической оценки запасов месторождений / Е.Ю. Звездин, М.И. Маннапов, А.В. Насыбуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 28–31. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-28-31

4. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ № 2021680284 РФ. Epsilon 1.1. / Ф.М. Латифуллин, Рам.З. Саттаров, Р.Р. Хафизов, М.А. Шарифуллина; правообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2021669156: заявл. 29.11.2021; опубл. 08.12.2021.

5. Таха Х.А. Введение в исследование операций. – М.: Вильямс, 2001. – 912 с.

В статье обоснована актуальность исследования автоматизированных методов определения таксационных признаков лесных насаждений по данным дистанционного зондирования Земли в интересах ПАО «НК «Роснефть». В рамках данной работы продолжено изучение возможностей применения материалов, полученных с беспилотных платформ, для автоматизации определения породного состава древесной растительности. В качестве основного метода при классификации применен объектно-ориентированный подход с использованием извлеченных статистических данных по спектральным признакам. Практическая реализация определения породного состава выполнена в несколько этапов. Выполнена предварительная обработка аэросъемочных материалов с беспилотных воздушных судов DJI P4 Multispectral и DJI Matrice 600 Pro. Сформирована обучающая выборка по эталонным элементам в исследуемом полигоне. Проведена сегментация путем буферизации вершин деревьев, полученных на первом этапе обработки по точкам лазерных отражений. Собрана статистика по каналам всех входных изображений (набор данных из четырех растров с различной комбинацией каналов). Выполнены обучение моделей и классификация контролируемым методом Support Vector Machines по всему набору созданных многоканальных изображений. Оценена точность работы алгоритма Support Vector Machines на входных данных. Для сравнительного анализа на наиболее информативном изображении применен алгоритм Random Forrest с последующей оценкой результатов. Сделаны выводы об условиях применения обоих методов и повышении информативности изображений мультиспектральной съемки за счет использования в качестве дополнительного канала данных интенсивности отражения сигнала. Общий уровень точности при рекомендуемой в статье комбинации данных и алгоритма Support Vector Machines составил 84 %. Намечены перспективные направления дальнейших исследований.

Список литературы

1. Object-Based land cover classification of cork oak qoodlands using UAV Imagery and Orfeo ToolBox / G. De Luca, M.N. Silva, S. Cerasoli [et al.] // Remote Sensing. – 2019. – № 11(10). DOI: 10.3390/rs11101238.

2. Разработка алгоритма семантической сегментации аэрофотоснимков реального времени / Ю.Б. Блохинов, В.А. Горбачев, Ю.О. Ракутин, А.Д. Никитин // Компьютерная оптика. – 2018. – Т. 42. – № 1. – С. 141–148.

3. Abhishek A., Minakshi K., Raghavendra S. An Integrated Object and Machine Learning Approach for Tree Canopy Extraction from UAV Datasets // Journal of the Indian Society of Remote Sensing. – 2021. – DOI: 10.1007/s12524-020-01240-2.

4. Onishi M., Takeshi I. Explainable identification and mapping of trees using UAV RGB image and deep learning // Scientific Reports. – 2021. – № 11(1). – 903. – https://doi.org/10.1038/s41598-020-79653-9

5. Опыт использования мультиспектрального аэрофотосъемочного оборудования в комплексе с беспилотным воздушным судном для решения задач лесотаксации и топографии / А.Н. Погородний, Н.Н. Филин, С.А. Шумейко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 90–94. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-90-94

6. Применение материалов аэросъемки для определения породной и высотной составляющих лесных насаждений на объектах ПАО «НК «Роснефть» / Н.Н. Филин, А.Н. Погородний, С.А. Арбузов, Н.Н. Бердников // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 111–115. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-111-115

7. Cho M.A., Skidmore A.K. A new technique for extracting the red edge position from hyperspectral data: the linear extrapolation method // Remote Sensing of Environment. – 2006. – No. 101. – P. 181–193.

8. Толкач И.В., Саевич Ф.К. Cпектральные и яркостные характеристики основных лесообразующих пород на снимках сканера Leica ADS100 // Труды БГТУ. – 2016. – № 1. – С. 24–27.

9. Оценка точности и сопоставимости тематических карт лесного покрова разного пространственного разрешения на примере Среднего Поволжья / Э.А. Курбанов, О.Н. Воробьев, А.В. Губаев [и др.] // Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса. – 2016. – Т. 13. – № 1. – С. 36–48. - DOI: 10.21046/2070-7401-2016-13-1-36-48

10. Оценка влияния изменения плотности облака точек на точность автоматической сегментации / А.Г. Юнусов, А.Д. Дждид, Н.С. Бегляров, М.А. Елшеви // Геодезия и картография. – 2020. – Т. 81. – № 7. – С. 47–55. – DOI: 10.22389/0016-7126-2020-961-7-0-0.

11. A new framework for optimal classifier design / M. Di Martino, G. Hernandez, M. Fiori, A. Fernandez // Pattern Recognition. – 2013. – V. 46. – Issue 8. – P. 2249–2255. – DOI: 10.1016/j.patcog.2013.01.006

12. Image Semantic Segmentation Method Based on Deep Learning in UAV Aerial Remote Sensing Image / M. Ling, Q. Cheng, J. Peng [et al.] // Hindawi Mathematical Problems in Engineering. – 2022. – Article ID 5983045. – P. 1–10. – DOI: 10.1155/2022/5983045.

13. A review on deep learning in UAV remote sensing / L.P. Osco, J. Marcato Jr., A.P.M. Ramos [et al.] // International Journal of Applied Earth Observations and Geoinformation. – 2021. – No. 102. – DOI: 10.1016/j.jag.2021.102456.

Рассмотрена методика создания расчетной модели для выполнения теплотехнического расчета, позволяющая максимально точно учитывать сложную морфологию рельефа, взаимное расположение инженерно-геологических элементов при условии неоднородного пространственного залегании и неравномерное температурное распределение с учетом сложного рельефа расчетной модели. Корректный учет данных параметров в процессе выполнения прогнозных теплотехнических расчетов возможен с использованием программного обеспечения, которое дает возможность выполнять математическое моделирование динамики изменения температурного распределения в многолетнемерзлых грунтах. Представлен сравнительный анализ расчетных областей, построенных с помощью методики, принятой в сертифицированном программном обеспечении с помощью стандартного инструментария, и предложенного авторами подхода. По результатам анализа получено обоснование представленной методики создания расчетной модели и выполнения прогнозных теплотехнических расчетов. Предлагаемая методика позволяет с большой точностью учитывать взаимное расположение инженерно-геологических слоев в расчетной модели, фиксировать границу между талыми и мерзлыми грунтами, выполнять линейную интерполяцию температурного распределения между инженерно-геологическими скважинами. Выполнение прогнозных теплотехнических расчетов согласно предложенной методике позволит в значительной степени повысить точность результатов прогнозных теплотехнических расчетов и, как следствие, облегчить процесс выбора наиболее эффективных технических решений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию сооружений, расположенных в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов. Внедрения предложенной методики в расчетные программные комплексы даст возможность в значительной степени ускорить процесс подготовки расчетных моделей и сократить время, затрачиваемое на выполнение прогнозных теплотехнических расчетов.

References

1. SP 25.13330.2020. Osnovaniya i fundamenty na vechnomerzlykh gruntakh (Bases and foundations on permafrost soils).

2. Poskonina E.A., Kurchatova A.N., Optimization of thermal stabilization of soils applications (In Russ.), Izvestiya vuzov. Neft' i gaz, 2020, no. 2, pp. 49–59, DOI: https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-2-49-59

3. Zenkov E.V., Georgiyadi V.G., Gilev N.G. et al., Typification of engineering-geological and geocryological conditions for compiling a numerical forecast of the thermal state of permafrost soils (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2021, no. 7, pp. 100–106, DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-100-106

4. Lisin Yu.V., Sapsay A.N., Pavlov V.V. et al., Selecting optimal technical solutions for the laying of the oil pipeline to ensure reliable operation of the pipeline system "Zapolyarye - Purpe" on the basis of forecasting thermotechnical calculations (In Russ.), Transport i khranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2014, no. 1, pp. 3–7.

5. Filimonov A.A., Lipikhin D.V., Mel'nikov A.E., Kir'yanova K.V., Modern design system for field underground pipeline construction in permafrost soils (In Russ.), Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo arkhitekturno-stroitel'nogo universiteta, 2021, V. 23, no. 4, pp. 127–137, DOI: 10.31675/1607-1859-2021-23-4-127-137

6. Rukovodstvo pol'zovatelya FROST 3D (FROST 3D user manual), URL: https://frost3d.ru/vypolnenie-prognoznyh-raschetov-temperaturnogo-rezhima-merzlyh-gruntov/

7. Rukovodstvo pol'zovatelya Borey 3D (Borey 3D user manual), URL: https://www.boreas3d.ru/boreas3d%20user%20manual.pdf

8. Rukovodstvo pol'zovatelya nanoCAD (NanoCAD user guide), URL: https://smartcad.ru/upload/downloads/elements/file-21.pdf

С начала 2000-х годов в мировой практике добычи нефти и газа на шельфе стала известна проблема отложений кальциевых солей высокомолекулярных нафтеновых кислот в технологическом оборудовании морских платформ. Быстрое образование и накопление этих солей в установках подготовки нефти (сепараторах, коалесцерах) может стать причиной срыва добычи нефти на шельфовых месторождениях, а также добычи тяжелых биоразлагаемых нефтей на материке. На объектах проекта «Сахалин-2» такие отложения обнаружены в 2015 г. и однозначно идентифицированы в 2020 г. Обнаруженные в 2015 г. эмульсии значительно ухудшали процесс подготовки нефти, что требовало увеличенного расхода деэмульгатора. Отложения блокировали технологические аппараты (сепараторы и коалесцеры) и уменьшали их пропускную способность, что приводило к долгосрочным ежегодным остановкам оборудования для его очистки. Сделано предположение, что рассматриваемые отложения представляют собой продукты нежелательного взаимодействия компонентов добываемой нефти и буровых жидкостей или продукты реакции при применении полимерных ингибиторов солеотложений. В 2019-2020 гг. проведен глубокий анализ компонентного состава образующихся отложений, в том числе поиск «нетипичных» компонентов. Установлено, что одной из вероятных причин образования отложений могут быть кальциевые соли нафтеновых кислот. Современными физико-химическими методами анализа исследован состав отложений из технологических аппаратов на платформе Пильтун-Астохская–Б ООО «Сахалинская Энергия». Дополнительно проведены идентификация и полуколичественное определение высокомолекулярных нафтеновых кислот в нефти методами ИК-спектроскопии и выскоэффекетивной жидкостной хроматографии в сочетании с масс-спектрометрией (ВЭЖХ-МС). Проведены опытно-промысловые испытания реагента на основе сульфата тетракис(гидроксиметил) фосфония (THPS) в качестве ингибитора нафтенатных отложений. Показана эффективность данного реагента, предложена программа его применения.

Список литературы

1. Characterization of naphthenic acids in crude oil samples – A literature review / E.V. Barros, P.R. Filgueiras, Jr.V. Lacerda [et al.] // Fuel. – 2022. – V. 319. – P. 123–775. – DOI:10.1016/j.fuel.2022.123775

2. The discovery of high molecular-weight naphthenic acids (ARN acid) responsible for calcium naphthenate deposits / T.D. Baugh, K.V. Grande, H. Mediaas [et al.] // SPE-93011-MS. – 2005. - DOI:10.2118/93011-MS

3. Eke W.I., Victor‑Oji C., Akaranta O. Oilfield metal naphthenate formation and mitigation measures // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – № 10. – P. 805–819. - DOI:10.1007/s13202-019-00797-0

4. Identification of Calcium Naphthenate Deposition in South American Oil Fields / P. Juyal, M.M. Mapolelo, A. Yen [et al.] // Energy Fuels. – 2015. – V. 29. – № 4. – P. 2342–2350. - DOI:10.1021/acs.energyfuels.5b00414

5. Taylor S.E., Hiu Tung Chu. Metal Ion Interactions with Crude Oil Components: Specificity of Ca2+ Binding to Naphthenic Acid at an Oil/Water Interface // Colloids Interfaces. – 2018. -V. 2. – № 3. http://dx.doi.org/10.3390/colloids2030040

6. Смит А. Прикладная ИК-спектроскопия / пер. с англ. – М.: Мир, 1982. – 382 с.

7. Andrey R.E. Liquid Chromatography-Mass Spectrometry - An Introduction. – Chichester: Wiley, 2003. – 276 p.

8. Calcium naphthenates in complex production systems-evaluation and chemical inhibition challenges / D.A. Nichols, F.F. Rosario, M.C.M. Bezerra [et al.] // SPE-169756-MS. – 2014.

9. Monitoring the liquid/liquid extraction of naphthenic acids in brazilian crude oil using electrospray ionization FT-ICR mass spectrometry (ESI-ICR MS) / K.A.P. Colati, G.P. Dalmaschio, E.V.R. de Castro [et al.] // Fuel. – 2013. – V.108. – P. 647–655. - DOI:10.1016/j.fuel.2013.02.007

10. Analysis of ,ARN’ naphthenic acids by high temperature gas chromatography and high performance liquid chromatography / B.E. Smith, P.A. Sutton, C.A. Lewis [et al.] // J. Sep. Sci. – 2007. – V. 30. – P. 375–380. - DOI:10.1002/jssc.200600266

11. Kelland M.A. Production Chemicals for the Oil and Gas Industry. - CRC Press., 2014. – https://doi.org/10.1201/b16648.

12. Rosseau G., Zhou H., Hurtevent C. Calcium carbonate and naphthenate mixed scale in deep offshore fields / SPE-68307-MS. – 2001. – DOI:10.2118/68307-MS

Предложен критерий разрушения трубопровода с поверхностными и сквозными продольными плоскостными дефектами, основанный на разрушающих испытаниях образцов с искусственными трещинами по ширине и толщине образцов. Образцы изготавливались из стенки трубопровода. По глубине трещины, разрушающей нагрузке и диаграмме деформирования металла образца строилась зависимость разрушающего номинального напряжения от глубины трещины и определялась вязкость разрушения при распространении трещины в направлении толщины стенки и сквозной трещины. Выявлено соответствие предложенного критерия критерию разрушения по пределу трещиностойкости. Если предположить, что напряженно-деформированное состояние в образце с трещиной при разрушении близко к напряженно-деформированному состоянию в зоне продольной поверхностной трещины в трубопроводе при разрушении, то можно применить предложенный подход к оценке прочности трубопровода с трещиной при таких же толщине стенки и диаграмме деформирования, как у образца. Рассмотрены условия образования в трубопроводе так называемой «утечки до разрушения» в зависимости от коэффициента анизотропии вязкости разрушения. Предложен и обоснован подход к ранжированию плоскостных дефектов в трубопроводе по степени опасности с использованием образования утечки до разрушения. Показано, что последствия течи существенно меньше последствий разрушения. Это обстоятельство необходимо принимать во внимание при ранжировании плоскостных дефектов по степени опасности. Таким образом, определив по результатам внутритрубной диагностики длину поверхностного дефекта, еще до наступления инцидента можно оценить вид возможной потери герметичности: разрыв или утечка. Те дефекты, которые могут привести к разрыву, должны ремонтироваться в первую очередь.

Список литературы

1. Failure stress levels of flaws in pressurized cylinders / J.F. Kiefner [et al.] // American society of testing and materials report No. ASTM STP 536. – 1973. – P. 461–481. - http://dx.doi.org/10.1520/stp49657s

2. Cosham A., Hopkins Ph., Leis B. Сrack-like defects in pipelines: the relevance of pipeline-specific methods and standards // Proceedings of the 9th International Pipeline Conference, September 24–28, 2012. – Calgary, Alberta. - https://doi.org/10.1115/IPC2012-90459

3. Validate crack assessment models with in-service and hydrotest failures / Y. Jason, Zh. Shenwei, K. Shahani [et al.] // Proceedings of the 12th International Pipeline Conference September 24–28, 2018. – Calgary, Alberta. - https://doi.org/10.1115/IPC2018-78251

4. Model error assessment of burst capacity models for energy pipelines containing surface cracks / Z. Yan [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. – 2014. – August–September. - Р. 120–121. - https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2014.05.007

5. Scott C. Further development of the gamma exponent model for assessment of flaws in oil and gas pipelines // Journal of Pipeline Science and Engineering. – 2021. – V. 1. – Р. 321–328. - DOI: https://doi.org/10.1016/j.jpse.2021.06.002

6. Механика катастроф. Определение характеристик трещиностойкости конструкционных материалов. Методические рекомендации. Т. 2. – М.: ФЦНТП ПП «Безопасность», Ассоциация КОДАС, 2001. – 254 с.

7. Пестриков В.М., Морозов Е.М. Механика разрушения. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2012. – 552 с.

8. Варшицкий В.М., Валиев М.И., Козырев О.А. Методология определения интервала повторных испытаний участка нефтепровода с трещиноподобными дефектами // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 3 (11). – С. 42–46.

9. Броек Д. Основы механики разрушения. – М.: Высшая школа, 1980. – 368 с.

10. Kiefner J.F., Kolovich K.M. Models for predicting failure stress levels for defects affecting ERW and flash-weld seams: Final report as the deliverable of sub-task 2.4 on U.S. Department of Transportation Other Transaction Agreement No. DTPH56-11-T-000003. - 2013.

11. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением / А.Р. Даффи, Дж.М. Мак Клур, Р.Дж. Айбер, У.А. Мэкси // Разрушение: в 7 т. Т. 5 / пер. с англ. - М.: Машиностроение, 1977. – С. 146–209.

В статье расммотрены результаты лабораторных исследований стабильности реологических параметров при прохождении через насос нефти, транспортируемой по нефтепроводу Узень – Атырау – Самара. Объектами исследования являлись две различающиеся по свойствам партии бузачинской нефтяной смеси и партия мангышлакской нефтяной смеси, отобранные на входе нефтеперекачивающей станции им. Т. Касымова. Мангышлакская нефтяная смесь характеризуется большим содержанием парафина, что обусловливает высокую температуру потери текучести; бузачинская нефтяная смесь – повышенным содержанием смол и соответственно высокой плотностью. При моделировании и изучении бузачи-мангышлакских нефтяных смесей показано, что основным компонентом, влияющим на процессы структурирования и, следовательно, тиксотропные свойства, является высокопарафинистая мангышлакская нефть. Наиболее характерные для тиксотропных жидкостей кривые наблюдаются при температурах, соответствующих температурой потери текучести или граничащих с ней, – постепенное увеличение скорости сдвига приводит к сдвиговой деформации и разрушению структурированной нефтяной дисперсной системы, при снижении скорости сдвига происходит постепенное восстановление структуры. Из полученных лабораторных исследований следует, что высокозастывающие бузачи-мангышлакские нефтяные смеси обладают тиксотропными свойствами, благодаря которым структура нефти и реологические свойства могут восстанавливаться после длительных и значительных деформационных воздействий, например, таких как прохождение нефти через насос. При этом ввод депрессорной присадки не только приводит к снижению реологических параметров нефтесмеси, но и способствует сокращению времени тиксотропного ответа нефтяной дисперсной системы на сдвиговые воздействия. Изучение влиянии состава, наличия депрессорных присадок, температуры и деформационных условий на реологические и тиксотропные свойства имеет большое значение при исследовании возможностей регулирования реологических параметров аномальных нефтей. Кроме того, полученные данные необходимы для проведения теплогидравлических расчетов и определения условий безопасной перекачки нефти

Список литературы

1. Физико-химические и реологические параметры нефтей Республики Казахстан. Справочник / Е.С. Махмотов, В.Б. Сигитов, О.Б. Исмурзин [и др.]. – Алматы: Жибек Жолы, 2008.

2. Матвеенко В.Н., Кирсанов Е.А., Ремизов С.В. Реология структурированных дисперсных систем // Вестник Московского университета. Серия 2: Химия. – 2006. – Т.47. – №6. – С. 393–397.

3. Физический смысл реологических коэффициентов в обобщенной модели Кэссона / Е.А. Кирсанов, С.В. Ремизов, Н.В. Новоселова, В.Н. Матвеенко // Вестник Московского университета. Серия 2: Химия. – 2007. – Т. 48. – № 1. – С. 22–26.

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

5. Васенева А.А., Некучаев В.О., Филиппов И.С. Неньютоновские и тиксотропные свойства смесей нефтей Тимано-Печорской провинции // Нефтегазовое дело. – 2013. – №3. – С. 75–86.

6. Аллаяров И.Р., Лаздин Р.Ю., Кулиш Е.И. Изучение тиксотропных свойств растворов карбоксиметилцеллюлозы // Вестник Башкирского университета. – 2017. – Т. 22. – № 4. – С. 981–984.

7. Изучение реологических свойств тяжелой высоковязкой нефти Ярегского месторождения / М.Н. Никитин, П.Д. Гладков, А.В. Колонских [и др.] // Записки Горного института. – 2012. – Т. 195. – С. 73–77.

При оценке прочности труб с дефектами типа «расслоение металла» на этапах строительства, эксплуатации и ремонта магистральных трубопроводов в нефтегазовом комплексе следует учитывать влияние расположения, формы, размеров и мест выхода расслоений металла на поверхность труб на концентрацию напряжений в стенках труб вблизи расслоений и прочность стенок труб. В статье выполнен анализ напряжений в стенках труб магистрального трубопровода с дефектами типа «расслоение металла» методом конечных элементов с помощью программного комплекса ANSYS. Проведены расчеты напряжений для участка трубопровода с тремя типами дефектов: расслоение металла без выхода на поверхность (внутри стенки трубы); расслоение металла с выходом на внутреннюю поверхность трубы; расслоение металла с выходом на наружную поверхность трубы при трех значениях внутреннего рабочего давления (при текущем режиме работы трубопровода, проектном и испытательном давлениях). Для выявления типов расслоений, создающих наибольшую концентрацию напряжений, проанализированы напряжения в сечениях трубопровода с расслоениями, имеющими выход на внутреннюю и наружную поверхность стенки трубы, и без выхода на поверхность, а также максимальные напряжения на внутренней поверхности стенки трубы на бездефектном участке при различных значениях внутреннего рабочего давления. Определены зоны концентрации напряжений при различных значениях внутреннего рабочего давления. Выполнено сравнение расчетного сопротивления металла стенки трубы по пределу текучести с максимальными напряжениями в зонах концентрации напряжений в местах выхода расслоений на внутреннюю и наружную поверхности стенки трубы при различных значениях внутреннего рабочего давления для различных категорий трубопроводов и их участков с целью проверки обеспечения запаса прочности.

Список литературы

1. РД-23.040.00-КТН-011-16. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Определение прочности труб и сварных соединений с дефектами.- М.: ОАО «АК «Транснефть», 2015. – 153 с.

2. СТО Газпром 2-2.3-484-2010. Инструкция по отбраковке, подготовке и ремонту в заводских условиях труб, бывших в эксплуатации. – М.: Газпром экспо, 2011. – 41 с.

3. СТО Газпром 2-2.3-483-2010 Технические требования к трубам, бывшим в эксплуатации, отремонтированным в заводских условиях. – М.: Газпром экспо, 2011.- 189 с.

4. Бирилло И.Н., Комаров А.В. Методика отбраковки труб с внутренним расслоением стенки на стадии эксплуатации объекта // Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2011. – № 2(24). – С. 12–15.

5. Олешко В.Д. Разработка методов расчетного определения ресурса нефтепроводов с расслоениями в стенках труб: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2001. – 134 с.

6. Толстов А.Э. Совершенствование методов оценки технического состояния участков магистральных трубопроводов: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2019. – 172 с.

7. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.- М.: Госстрой, 2013.- 97 с.

В статье представлены основные принципы использования компьютерного моделирования для оптимизации процессов при проектировании и модернизации производства оборудования (в том числе при подготовке производства). Компьютерное моделирование используется в качестве инструмента реализации методик расчета критических состояний оборудования при отдельных условиях эксплуатации. Рассмотрены два подхода к оптимизации технико-экономических показателей оборудования. Первый подход заключается в изменении конструктивного состава оборудования, в том числе состава используемого оборудования и деталей, способов их подготовки к применению в составе сборочных единиц (способов подготовки поверхностей, определения условий их сопряжения и пр.); второй – в определении оптимальных технологических особенностей изготовления оборудования и его дальнейшей эксплуатации. Решения, описанные в статье, основаны на опыте, накопленном в ходе реализации нескольких проектов, как на примерах опытных образцов, так и на примерах серийно выпускаемого оборудования. В качестве объектов моделирования принято оборудование, изготавливаемое для нужд компаний – операторов трубопроводных систем, а также сервисных организаций. Проанализированы основные принципы оценки возможности эксплуатации оборудования в условиях, установленных заводами-изготовителями, а в также условиях, не соответствующих декларируемым. Основной целью проводимых исследований является разработка методического подхода, позволяющего сформировать принципы управления надежностью оборудования, при минимизации его себестоимости, а также сроков его изготовления. Отмечено, что благодаря развитию IT-сферы значительно расширилась область применения численных методов и приемов построения математических моделей. Это дало возможность использовать их при решении задач инженерной направленности, в том числе требующих получения результатов с низкой погрешностью. Все представленные в статье материалы получены с использованием численного моделирования методами динамического (явного и неявного) анализа, а также линейными и нелинейными способами статического решения.

Список литературы

1. Аралов О.В., Буянов И.В. Анализ методов и подходов к оценке надежности при прогнозировании отказов оборудования магистрального трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 6. – С. 104 – 114.

2. Проников А.С. Параметрическая надежность машин. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002. – 560 с.