Продолжается изучение открытых в 60-80-ые годы ХХ века в Башкортостане региональных и полурегиональных областей «малых грабенов» (по терминологии ряда исследователей), которые представляют собой новые зоны нефтенакопления. Детализация строения этих зон осуществляется с помощью новейших модификаций сейсморазведки МОГТ-2D и МОГТ-3D. Детальные исследования актуальны в связи с закономерным интересом к доизучению зон нефтенакопления, которые способны пополнять ресурсную базу углеводородов. В статье рассмотрены результаты детального изучения строения постседиментационных прогибов (ПГП) и прилегающих к ним территорий, выполненных на участке Кабаковского месторождения, входящего в состав блока, контролируемого Загорским ПГП. Анализ показал, что систему ПГП образуют 2-3 основных, наиболее протяженных и сейсмически выраженных по амплитуде и ширине, прогиба, а возникающие рядом с ними отрывочные и менее сейсмически выраженные прогибы представляют результат реакции жесткой геомеханической среды на раздвиговое тектоническое воздействие. Сделан вывод, что на образование ПГП преимущественно влияли фазы тектонической активизации на окраине древней платформы, в то время как влияние Уральского орогенеза в значительной степени нивелировалось Предуральским краевым прогибом, формирование которого завершилось в пермское время. Урал повлиял на согласную с ним ориентировку прогибов. Детальное сейсмическое изучение зон развития ПГП («малых грабенов») в Башкортостане, представляющем значительную часть юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы, продолжается с применением новейших модификаций сейсморазведки МОГТ-3D. Ожидается, что это позволит усовершенствовать методику геолого-разведочных работ и открыть новые запасов углеводородов.

Список литературы

1. Драгунский А.К. Некоторые особенности тектоники и нефтеносности Приуфимского района Башкирии // Тр. ин-та / УфНИИ. – 1966. – Вып. XV. – C. 127-136.

2. Хатьянов Ф.И. О тектонической природе погребенных девонских микрограбенов и перспективах поисков нефтеносных структур на юго-востоке Русской платформы // Геология нефти и газа. – 1971. – № 7. – С. 41-46.

3. Новая нефтеносная зона, контролируемая грабенообразными прогибами в Башкирии / Н.Н. Лисовский, В.Д. Хлебников, Ю.Н. Кухаренко, Ф.И. Хатьянов // Геология нефти и газа. – 1974. – № 11. – С. 22-29.

4. Лозин Е.В., Драгунский А.К. Возраст грабенообразных прогибов в Башкирии // Изв. АН СССР. Серия геологическая. – 1988. – № 8. – С. 122-129.

5. Лозин Е.В. О механизме образования конседиментационных габенообразных прогибов на востоке Восточно-Европейской платформы // Геология нефти и газа. – 1994. – № 2. – С. 16-17.

6. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана.- Уфа; Изд-во БашНИПИнефти, 2015. – 704 с.

7. Лозин Е.В., Рачева Л.М. Детализация строения постседиментационных грабенообразных прогибов с помощью современных сейсморазведочных данных // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 8-11. - DOI: 10.24887/0028-2448-2019-9-8-11

8. Пучков В.Н. Палеогеодиниамика Южного и Среднего Урала. – Уфа: Даурия, 2000. – 146 с.

В последние годы на территории Самарской и Оренбургской областей выявлены промышленные скопления углеводородов в доманикоидных отложениях Волго-Уральского нефтегазоностного бассейна. В статье рассмотрены перспективы поиска углеводородов в доманикоидных отложениях на территории Республики Башкортостаню. Одной из основных задач является определение интервалов, обладающих емкостными свойствами и суммарной толщиной, достаточными для образования промышленных скоплений нефти и газа. Для выявления таких интервалов разрез доманикоидной высокоуглеродистой формации разделен на пачки пород и изучены их фильтрационно-емкостные свойства. По характеру переслаивания пачек пород определены наиболее благоприятные типы разреза. Выделены три типа пачек пород: карбонатно-кремнистые с высоким содержанием органического вещества; частого переслаивания карбонатно-кремнистых и кремнисто-карбонатных пород; преимущественно карбонатные. Каждая пачка содержит породы-коллекторы, обладающие трещинно-поровым и порово-трещинным пустотным пространством. Пачки слагают циклиты разного масштаба, коррелируются между собой и отвечают определенным условиям осадконакопления. Совокупность пачек определяет тип разреза. В доманикоидных отложениях выделяют три типа разреза, соответствующие разным палеоструктурным зонам их накопления: внутришельфовой впадине, склону внутришельфовой впадины и шельфу карбонатной платформы. Анализ емкостных свойств пород каждой пачки позволил перейти к прогнозу коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин. По данным ядерно-магнитного каротажа построены зависимости пористости от значений нейтронного каротажа. Результаты исследования показали, что пачки второго типа, представленные толщей переслаивания кремнисто-карбонатных и карбонатно-кремнистых пород, содержат наибольшее количество емких и высокоемкмх пород-коллекторов, область распространения которых в пределах доманикоидной высокоуглеродистой формации связана с франско-фаменским разрезом внутришельфовых впадин. Относительно высокий дебит также зафиксирован из пачки второго типа, что позволяет сделать вывод о наибольшей их перспективности. На основе результатов исследований построена общая карта прогноза зон развития емких и высокоемких пород-коллекторов в пределах высокоуглеродистой доманикоидной формации на территории Республики Башкортостан.

Список литературы

1. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеев, Н.И. Коробова [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2 (61). – С. 77–86.

2. Резервуары нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.И. Коробова [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 2. – С. 46–52.

3. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.И. Коробова [и др.] // Георесурсы. – 2017. – Т. 1. – С. 112-124.

4. Завьялова А.П., Ступакова А.В. Перспективы нефтегазоносности доманикоидной высокоуглеродистой формации Муханово-Ероховского прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 34–39. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-34-39

5. Генетическая обусловленность различных типов пустотного пространства и оценка качества нетрадиционных коллекторов отложений верхнедевонского доманикоидного комплекса Муханово-Ероховского прогиба / В.В. Чупахина, Н.И. Коробова, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2022. – № 24 (2). – С. 139–149. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.2.14

6. Закономерности распространения, литологические, геохимические, коллекторские свойства и нефтегазоносность битуминозных толщ доманиковой фации в девоне и нижнем карбоне на территории Волго-Уральской провинции, отчет: тема 0616-84 / ИГиРГИ, Волжское отд.; рук. М.И. Зайдельсон; исполн.: С.Я. Вайнбаум, В.Г. Семенова [и др.]. Куйбышев, 1986. – 453 с. – Росгеолфонд, инв. No 423962.

7. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доманикоидной высокоуглеродистой формации центральной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна / М.Ю. Карпушин, А.В. Ступакова, А.П. Завьялова [и др.] // Георесурсы. – 2022 – № 24 (2). – С. 129–138. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.2.13

К трудноизвлекаемым запасам относят запасы объектов, характеризующиеся низкой проницаемостью, сверхвысокой вязкостью нефти, а также запасы углеводородов в нефтематеринских породах. Нефтематеринскими породами являются отложения баженовской свиты в Западной Сибири, отложения доманикового типа в Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, хадумский горизонт в Предкавказье и другие объекты. На примере баженовской свиты Западной Сибири показано, чем обусловлено отнесение запасов указанных отложений к категории трудноизвлекаемых. Представлены оригинальные методические приемы изучения данных отложений на различных уровнях детализации. Особое внимание уделено обоснованию генерационного потенциала нефтематеринских свит в разрезе на основании комплексных геологических, петрофизических и геохимических методов исследования. Показано, что при исследовании нефтематеринских объектов, представленных керогено-карбонатно-глинисто-кремнистыми породами с переменным содержанием компонентов, принципиальным является изучение литологических характеристик пород, в частности, важнейшего породообразующего компонента – твердого органического вещества (керогена) и его производных (углеводородов). Отмечено наличие определенной связи установленной категенетической зрелости с начальным пластовым давлением и его разницей с давлением насыщения. Рассмотрены особенности освоения нефтематеринских объектов с учетом изменения в процессе разработки параметров, определяющих фактические уровни добычи нефти и газа. Проанализированы результаты разработки объектов баженовской свиты, характеризующихся разницей между начальным пластовым давлением и давлением насыщения. Изучено влияния этого различия на показатели разработки в зависимости от роста газового фактора по сравнению с начальным газосодержанием, на увеличение вязкости нефти, снижение проницаемости и др. Показано, что в условиях разработки без поддержания пластового давления наиболее эффективным при подсчете остаточных извлекаемых запасов нефти является метод кривых падения добычи.

Список литературы

1. Геомеханическая модель формирования аномальных разрезов баженовской свиты: физическое моделирование и практическое применение / В.Ф. Гришкевич, С.В. Лагутина, Е.В. Панина [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 3. – С. 33-47.

2. Аномальные разрезы баженовской свиты: взгляд через полвека после обнаружения / А.А. Нежданов, С.Ф. Кулагина, В.А. Корнев, Ф.З. Хафизов // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2017. – № 6. – С. 34–42. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2017-6-34-42

3. Нежданов А.А. Зоны аномальных разрезов баженовского горизонта Западной Сибири // Тр. ин-та / ЗапСибНИГНИ. – 1985. – Вып. 6. – С. 27-35.

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

5. Немова В.Д. Условия формирования коллекторов в отложениях баженовского горизонта в районе сочленения Красноленинского свода и Фроловской мегавпадины // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. –Т. 7. – № 2. - http://www.ngtp.ru/rub/4/23_2012.pdf

6. Немова В.Д. Многоуровневая литологическая типизация пород баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – C. 13–17. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-13-17

7. Исследования морфологии пустотного пространства керогена баженовской свиты / А.Л. Васильев, М.Ю. Спасенных, Г.А. Калмыков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 28–31.

8. Исследование микроструктуры нефтеносных пород баженовской свиты методами электронной и ионной микроскопии / А.Л. Васильев, М.Ю. Спасенных, Г.А. Калмыков [и др.] // EAGE/SPE Joint Workshop on Shale Oil. – 2015. - https://doi.org/10.3997/2214-4609.201412168

9. Литологические особенности строения нижнетутлеймской подсвиты Фроловской НГО в связи с особенностями ее нефтеносности / А.Д. Алексеев, В.Д. Немова, В.Н. Колосков, С.С. Гаврилов // Геология нефти и газа. – 2009. – № 2. – С. 27–33.

10. Немова В.Д., Асташкин Д.А., Гаврилов С.С. Методические наработки в области комплексных литолого-петрофизических исследований керна отложений баженовской свиты // Геология нефти и газа. – 2013. – № 2. – С. 38–46.

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

12. Geochemical trends reflecting hydrocarbon generation, migration and accumulation in unconventional reservoirs based on pyrolysis data (on the example of the bazhenov formation) / M. Spasennykh, P. Maglevannaia, E. Kozlova [et al.] // Geosciences (Switzerland). – 2021 – № 8 –Т. 11. - https://doi.org/10.3390/geosciences11080307

13. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Формы захвата свободных углеводородов керогеном // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований: – 2013. – № 10. – С. 418–425

Осложнения и аварии при строительстве скважин, связанные с наличием угольных отложений, характеризуются рядом особенностей. Причины осложнений и возможные пути решения задачи стабилизации углей широко освещены в литературе, однако проблематика остается актуальной. В статье представлен опыт бурения скважин на юрские отложения, которые характеризуются наличием углей в разрезе продуктивного пласта, в рамках реализации проектов в Западной Сибири. Стабилизация угольных прослоев после начала обрушения с использованием традиционных подходов (увеличение репрессии, снижение фильтрации, проработки и др.), как показала практика, практически невозможна, поэтому приоритетной являлась разработка мероприятий по предупреждению осложнений. Выполнен анализ технологических решений, выделены наиболее эффективные практики (эффективность до 100 % в конкретных геологических условиях). Угольные отложения обладают низкой прочностью и высокой трещиноватостью, вследствие чего дестабилизация ствола происходит в первую очередь под действием гидродинамических и механических воздействий. С целью минимизации рисков осложнений подобран комплекс сиалантов для создания качественного фильтрационного барьера. Оптимальным материалом, с точки зрения физической кольматации угольных прослоев, является гильсонит, гидрофобные свойства которого способствуют более эффективной кольматации микротрещин. Однако этот реагент плохо растворим в водной среде и периодически возникают проблемы с его вводом в раствор на водной основе. Поэтому предпочтение отдано продуктам, которые представляют собой суспензии гильсонита в водных растворах органических веществ (смесь многоатомных спиртов, ПАВ и др.). При бурении скважин на юрские отложения разработанные мероприятия по снижению рисков дестабилизации угольных отложений (обработка бурового раствора комплексом сиалантов, минимизация механических, гидродинамических колебаний) позволили осуществить бурение горизонтальных стволов длиной до 1550 м. В настоящее время строительством закончено более 50 горизонтальных скважин в сложных геологических условиях. В частности, в двух скважинах, где зафиксирована рекордная протяженность угольных линз (80 и 110 м), строительство закончено штатным спуском хвостовиков.

Список литературы

1. Utilizing an Engineered Particle Drilling Fluid to Overcome Coal Drilling Challenges / S.C. Zeilinger [et al.] // SPE-128712-MS. – 2010. - DOI: 10.2118/128712-MS

2. Palmer I., Moschividis Z., Cameron J. Coal failure and consequences for coalbed methane wells // SPE-96872-MS. – 2005. - DOI:10.2118/96872-MS

3. Комплексный подход к эффективному управлению скважиной при бурении нестабильных угольных интервалов на различных типах растворов в ЯНАО / В.В. Погурец, Р.Ш. Мавлюта, Д.В. Долматов [и др.] // SPE-206445-RU. – 2021. - DOI:10.2118/206445-MS

Арланское нефтяное месторождение имеет очень богатую историю. Над проектированием и реализацией разработки этого уникального месторождения трудилось несколько поколений ученых и инженеров-нефтяников. Масштаб, сложное геологическое строение, наличие нефти повышенной вязкости определили ряд трудностей и уникальных особенностей разработки месторождения. Как следствие, Арланское месторождение стало полигоном для проведения различных опытно-промышленных работ и экспериментов, кузницей оригинальных инженерных решений. Опыт разработки Арланского месторождения применяется на большинстве месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

В статье приведены основные вехи развития разработки Арланского нефтяного месторождения: бурение первых поисково-разведочного скважин, объединение отдельных площадей в единое уникальное месторождение, формирование системы разработки и дальнейшее ее развитие. Рассмотрены современные проблемы эксплуатации и пути их решения. Основное внимание уделено эффективности исторически сформировавшихся систем разработки основных объектов с учетом сложного геологического строения в сочетании с повышенной вязкостью нефти. Сформулирована дальнейшая концепция разработки, включающая решения комплекса ключевых задач (от региональной геологии до мониторинга разработки), направленных на повышение эффективности выработки запасов и увеличение добычи нефти. Результаты научно-исследовательских работ, выполненных в ООО «РН-БашНИПИнефть» в последние годы, а также фактические результаты реализации программ промысловых исследований, эксплуатационного бурения и геолого-технических мероприятий, указывают на высокий потенциал Арланского месторождения. Для реализации этого потенциала необходимо продолжить осуществление комплексных программ доизучения объектов и повышения эффективности разработки, планирование и проведение исследовательских работ, применение геолого-гидродинамических моделей для оценки зон локализации остаточных запасов.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012. – 704 с.

2. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов, Э.М. Тимашев. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 368 с.

3. Шувалов А.В., Лозин Е.В. Полвека разработки Арланского нефтяного месторождения: достижения и проблемы // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С. 94-97.

4. Хакимова А.С. Краткая геологическая характеристика Арланского нефтяного месторождения // Инновационная наука. – 2016. – № 12-4. – С. 99-101.

5. Иламанов И.А. Тектоническое строение Арланского нефтяного месторождения // Символ науки. – 2016. – № 8-1 (20). – С. 14-17.

6. Бадикова А.Р., Фархутдинова Д.Р. Особенности Арланской нефтяной скважины // Аллея науки. – 2017. – Т. 2. – № 10. – С. 470-472.

7. Габдуллин Р.Ф. Открытию Арланского нефтяного месторождения – 55 лет! // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 78-79.

8. Крашенинников Ю.Н., Васильева Л.Н. Особенности разработки Черлакского участка Новохазинской площади // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 1990. – № 81. – С. 90-96.

9. Использование новой методики для изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу / В.Ф. Усенко, Е.И. Шрейбер, В.С. Асмоловский, Э.М. Халимов // Нефтяное хозяйство. – 1973. – № 12. – C. 22-25.

10. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975. - 168 с.

Расчет областей дренирования скважин выполняется для определения остаточных запасов нефти; коэффициента охвата пласта заводнением; корректного распределения добываемых и закачиваемых объемов жидкости, в частности, при оценке эффективности заводнения по участкам месторождения; выделения районов дисбаланса (перекомпенсации и недокомпенсации) отборов закачкой; разделения эффекта геолого-технических мероприятий, проводимых в близрасположенных нагнетательных скважинах.

Рассмотрены особенности оперативной оценки зон дренирования скважин в реальной промысловой обстановке. Предложен метод, базирующийся на нахождении потокоразделяющей границы между добывающими скважинами при фильтрации к ним жидкости от нагнетательных скважин. Основное принимаемое допущение – распределение длин линий тока от главной до нейтральной по экспоненциальному закону. Геометрия линий тока меняется в зависимости от дебитов и приемистостей скважин. Получено уравнение, определяющее соотношение между дебитами соседних добывающих скважин, зависящее от проницаемости и толщины пласта в зонах дренирования скважин, депрессий, геометрии фильтрационных потоков. Определены число трубок тока в зонах дренирования каждой из добывающих скважин, окружающих нагнетательную скважину, положение потокоразделяющей границы и площади зон дренирования скважин. Депрессии в скважинах определялись по известным дебитам скважин по методу суперпозиции. Правомерность предложенного подхода обосновывалась сравнением результатов расчета зон дренирования скважин с точными аналитическими решениями, справедливыми для симметричных схем заводнения и однородного пласта. Для девятиточечной схемы заводнения расхождения в расчетах депрессий не превышали 2 %, смещение потокоразделяющей границы у нагнетательной скважины составляло 2°. Проведенные расчеты показали, что углы площадного притока к скважинам не соответствуют их площадям дренирования.

Список литературы

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

2. Анализ и проектирование разработки участка нефтяного пласта с использованием модели фиксированной трубки тока / К.А. Поташев, А.Б. Мазо, Р.Г. Рамазанов, Д.В. Булыгин // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – № 4 2016. – С. 18-26.

3. Мазо А.Б., Поташев К.А., Калинин Е.И., Булыгин Д.В. Моделирование разработки нефтяных месторождений методом суперэлементов // Математическое моделирование. – 2013. –Т. 25. – № 8. – С. 51-64.

4. Анализ интерференции скважин на основе алгоритмов комплексирования промысловых данных / А.В. Чорный, И.А. Кожемякина, Н.Ю. Чуранова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 36-39. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-1-36-39

5. Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. Совершенствование разработки нефтяных месторождений на основе многофакторного анализа эффективности системы заводнения // Сборник материалов НЕФТЬГАЗТЭК: Тюменский международный инновационный форум, 17-18 сентября 2013 года, г. Тюмень. – Тюмень: ГБУ ТО «Западно-Сибирский инновационный центр», 2013. – С. 35-38.

6. Васильев Д.М. Обоснование избирательной системы заводнения слабовыработанных обводненныхпластов месторождений нижневартовского свода: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2017. – 124 с.

7. Усовершенствованный метод трубок тока Хиггинса-Лейтона для моделирования заводнения нефтяных месторождений / И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, П.В. Ялов [и др.] // Вестник кибернетики. – 2016. – № 3 (23). – С. 39-50.

8. Акундинов А.А. Совершенствование методов анализа системы заводнения и повышения эффективности закачки воды в нефтяной пласт: дис. … канд. техн. наук. – Тюмень 2017. – 114 с.

9. Построение карт областей дренирования добывающих скважин по данным добычи жидкости с использованием взвешенных областей Вороного / Н.И. Хисамутдинов, А.Н. Шаймарданов, М.Н. Шаймарданов, В.Ш. Шаисламов // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 6. – С.10-14.

10. Chapman L.R., Thomson R.R. Waterflood Surveillance in the Kuparuk River Unit with Computerized Pattern Analysis // Journal of Petroleum Technology. – 1989. – V. 41. – No. 3. – P. 277–282.

11. Антонов М.С. Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2011. – 107 с.

12. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении / пер. с англ. – М.: Изд-во Юкос, 2001, 144 с.

13. Глоговский М.М., Сапожникова С.В. Расчет линий тока и эквипотенциалей при различных сетках скважин. – М.: МИНХ и ГП, 1982. – 45 с.

14. Noaman A.F. El-Khatib. A new stream-tube model for waterflooding performance in 5-spot patterns // SPE-53186-MS. – 1999. –https://doi.org/10.2118/53186-MS

15. Касаткин А.Е. Сравнительный анализ схем расстановки скважин при заводнении // Вестник СамГУ. Естественнонаучная серия. – 2013. – № 9-2(110). –

С. 196-207.

Актуальной задачей в рамках разработки нефтяных месторождений является развитие методов гидродинамических исследований скважин. Такие исследования являются одним из важнейших источников информации о геологическом строении нефтяного месторождения и его фильтрационных свойствах. Эти данные очень важны для повышения эффективности математического моделирования и разработки месторождений. Известно, что наиболее информативные и достоверные результаты могут быть получены при проведении гидродинамических исследований на нестационарных режимах фильтрации методами восстановления (падения) давления и гидропрослушивания. Технологии применения этих методов требуют достаточно длительных остановок скважин, что приводит к потерям в добыче нефти. Поэтому в литературе все чаще появляются попытки найти альтернативные способы проведения гидродинамических исследований в условиях нестационарной фильтрации, при которых потери добычи нефти могут быть либо сокращены, либо полностью исключены. Из подобных подходов, можно выделить три. Первый подход – метод двух режимов – это скорее идеализированный случай, имеющий ряд серьезных ограничений. Второй подход заключается в применении методов односкважинной или мультискважинной деконволюции, для которых характерны непродолжительные остановки скважин. Третий подход – анализ падения добычи, который наиболее эффективен в случае относительно гладких длительных кривых изменения дебита и давления. При исследованиях скважин, работающих нестабильно с переменным дебитом, применение вышеперечисленных подходов весьма затруднительно. В статье рассмотрен принципиально иной подход, предполагающий любое изменение дебита и давления. В классическом случае для интерпретации таких исследований необходимо знать начальное пластовое давление, установившееся перед вводом скважины в эксплуатацию. Поскольку скважина редко запускается в невозмущенном пласте, а первая точка на кривой стабилизации давления обычно не соответствует пластовому давлению, интерпретация таких кривых забойного давления при классическом подходе крайне затруднена. Предложена новая математическая модель для случая вертикальной скважины, работающей в однородном бесконечном пласте. Эта модель позволяет определять не только фильтрационно-емкостные свойства пласта, но и пластовое давление. Тестирование модели на синтетических и фактических данных показывает хорошие результаты.

Список литературы

1. Чодри А. Гидродинамические исследования нефтяных скважин. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011. – 687 с.

2. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984. – 269 с.

3. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 869 с.

4. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. – М.: Недра, 1974. – 200 с.

5. Bourdet D. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. – Boston, Elsevier Science, 2002. – 436 p.

6. Earlougher R.C. Jr. Advances in Well Test Analysis. – SPE Monograph Series. – V. 5. – 1977. – 264 p.

7. Сова Э.В., Сова В.Э. Эффективность применения методики исследования на двух дебитах для сокращения затрат на проведение гидродинамических исследований эксплуатационных скважин // Геология, география и глобальная энергия. – 2009. – № 2 (33). – С. 76-79.

8. Гуляев Д.Н., Батманова О.В. Импульсно-кодовое гидропрослушивание и алгоритмы мультискважинной деконволюции – новые технологии определения свойств пластов в межскважинном пространстве // Вестник Российского нового университета. Серия: «Сложные системы: модели, анализ, управление». – 2017. – № 4. – С. 26–32.

9. Основы испытания пластов/ под ред. А.Г. Загуренко. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 432 с.

10. Waterflood Study of High Viscosity Saturated Reservoir with Multiwell Retrospective Testing and Cross-Well Pressure Pulse-Code Testing / A. Aslanyan, I. Kovalenko, I. Ilyasov [et al.] // SPE-193712-MS-2018. – DOI:10.2118/193712-MS

11. Multiwell Deconvolution / J.A. Cumming, D.A. Wooff, T. Whittle, A.C. Gringarten // SPE-166458-PA-2014. – DOI: 10.2118/166458-PA

12. Dynamic Data Analysis. V 5.42. / O. Houze, D. Viturat, Ole S. Fjaere [et al.]. – Kappa Engineering, 2022. – 772 p.

13. Von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well-Test Data as a Nonlinear Total Least-Squares Problem // SPE-71574-MS-2004. – DOI: 10.2118/71574-MS

Качество математического моделирования – важный аспект эффективной разработки нефтяных месторождений. В статье рассмотрены проблемы гидродинамического моделирования, которые обусловливают необходимость оценки целесообразности применения других, более простых, типов моделей для решения стандартных задач разработки месторождений. В качестве альтернативы гидродинамической модели рассмотрены прокси-модели: характеристика вытеснения, емкостно-резистивная модель (Capacitance-Resistive Models - CRM), однослойная модель пласта. Показано, что все задачи, возникающие при сопровождении разработки нефтяных месторождений, можно успешно решать с использованием однослойной модели пласта, которая требует существенно меньших ресурсов, чем гидродинамическая модель, и при этом обладает схожей прогностической способностью. Часть задач можно решать с использованием модели CRM. Проанализированы пути повышения качества моделирования. Показана необходимость совершенствования подходов к моделированию. В частности, отмечено, что перспективным направлением является развитие иерархического моделирования, под которым понимается последовательное моделирование одного и того же объекта с использованием согласованных моделей разного типа, начиная от самой простой и заканчивая самой сложной. На основе рассматриваемых типов моделей предложен план построения иерархии моделей. Сделано предположение, что использование прокси-моделей, в том числе в концепции иерархии моделей, даст возможность для анализа неопределенности и позволит получить вероятностный результат моделирования вместо детерминированного, как при использовании гидродинамического моделирования. Сделан акцент на важности корректного моделирования околоскважинных процессов. Показано, что прокси-модели позволяют моделировать такие процессы, что должно положительно сказываться на качестве моделирования.

Список литературы

1. Математическое моделирование для принятия решений по разработке месторождений / Т.А. Поспелова, С.В. Степанов, А.В. Стрекалов, С.В. Соколов. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2021. – 427 с.

2. Иванов А.В., Степанов С.В. Математическое моделирование нестационарной работы нефтяной скважины с учетом неравновесной фазовой проницаемости // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2017. – Т. 3. – № 3. – С. 70–82. – DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-3-70-82

3. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. – М.-Ижевск: ИКИ, 2003. – 288 с.

4. Технология и техника добычи нефти / А.Х. Мирзаджанзаде [и др.]. – М.: Недра, 1986. – 382 с.

5. Egermann P., Vizika O. A new method to determine critical gas saturation and relative phase permeability during depressurization in the near-wellbore region // Petrophisycs. – 2000. – Оctober.

6. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods: Ph.D Diss. - Austin: The University of Texas at Austin, 2008. - 218 p.

7. Степанов С.В. Ручкин А.А., Степанов А.В. Аналитический метод разделения добычи жидкости и нефти по пластам при их совместной разработке // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 2. – С. 10–17.

8. Бекман А.Д., Зеленин Д.В. Использование расширенной CRMP-модели для картирования пластового давления // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2021. – Т. 7. – № 4 (28). – С. 163–180. - DOI: 10.21684/2411-7978-2021-7-4-163-180

9. Использование энтропийного моделирования для анализа эффективности системы заводнения / С.В. Степанов, А.Н. Тырсин, А.А. Ручкин, Т.А. Поспелова // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 62–67. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-62-67

10. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 408 с.

11. Модель образования газового конуса и зависимости газового фактора от темпа отбора в нефтегазоносном пласте с нефтяной оторочкой / А. Мьёваттен, Р. Осхайм, С. Сэлид, О. Груннинг // SPE-102390-MS. – 2006. - DOI:10.2118/102390-MS

12. Степанов С.В., Степанов А.В., Елецкий С.В. Численно-аналитический подход к решению задачи оперативного прогнозирования работы нефтяной скважины в условиях образования газового конуса // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 2. – С. 53–58.

13. Иванов А.В., Степанов С.В. Математический метод моделирования работы отдельных скважин с учетом неравновесности относительных фазовых проницаемостей // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2020. – Т.6. – № 1 (21). – С. 208–217. - DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-1-208-217

14. Grid-Based Surrogate Reservoir Modeling (SRM) for Fast Track Analysis of Numerical Reservoir Simulation Models at the Grid block Level / Shahab Mohaghegh, Shohreh Amini, Vida Gholami [et al.] // SPE-153844-MS. – 2012. - DOI:10.2118/153844-MS

Наиболее широкое применение при разработке месторождений высоковязкой и сверхвязкой (СВН) нефти нашли тепловые методы воздействия. По данным ПАО «Татнефть», за 14 лет с начала работ по освоению месторождений СВН в пласты закачано более 45 млн т пара при температуре более 200 °С. Одной из наиболее эффективных способов разработки месторождений СВН и битумов является технология парогравитационного дренирования (Steam Assisted Gravity Drainage – SAGD). Для эффективной и безопасной реализации этой технологии необходимо проведение мероприятий, направленных на контроль процесса паротеплового воздействия, химико-аналитических исследований нефти, воды, газа и других видов анализа и исследований. В статье представлены возможные техногенные последствия прекращения реализации технологии SAGD после продолжительной закачки пара. При реализации технологии закачиваемый пар выполняет две функции. Первая функция – замещение СВН, обусловленное развитием паровой камеры. Вторая – поддержание температуры в существующей паровой камере для недопущения снижения пластового давления и резкой конденсации пара. В результате снижения пластового давления и резкой конденсации пара могут произойти аномальные деформации пород продуктивных пластов, формирование обширных просадок земной поверхности, образование заколонных перетоков, загрязнение вышележащих, например водоносных, горизонтов углеводородами и др. Наряду с использованием трехмерного термогидродинамического моделирования процесса парогравитационного дренирования актуальным является получение аналитических оценок массы пара для поддержания температуры в паровой камере с целью управления процессом теплового воздействия. Разработана методика, которая позволяет на основе аналитических методов разделить массу пара, закачиваемого при реализации технологии SAGD, на массу пара, требуемую для поддержания температуры в паровой камере, и массу пара, необходимую для ее расширения. Методика основана на применении уравнения материального баланса и оценке плотности смеси пара и конденсата в пластовых условиях.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х., Мусин М.М., Мусин К.М. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана. – Казань : Новое знание, 2000. – 225 с.

2. Хисамов Р.С. Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей // Георесурсы. – 2007. – № 3 (22). – С. 8–10.

3. Оценка применимости методов увеличения нефтеотдачи / А.Б. Золотухин, П.В. Пятибратов, Л.Н. Назарова [и др.] // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2016. – № 2(283). – С. 58–70.

4. Butler R., Stephens D. The Gravity Drainage of Steam Heated Heavy Oil to Parallel Horizontal Well // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1981. – № 2. – P. 90–96.

5. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения / P.P. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 40–43.

6. Кузьмин Ю.О. Тектонофизические основы идентификации геодинамической опасности нефтегазовых объектов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2011. – № 1 (3). – С. 7.

7. Оптимизация работы скважин при парогравитационном воздействии на пласт на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти / Н.Г. Ибрагимов, Э.П. Васильев, М.И. Амерханов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 34–35.

Вовлечение запасов высоковязкой нефти (ВВН) в более активную разработку является актуальной задачей. При ее решении одним из важнейших этапов является выбор эффективных технологий и оптимальной стратегии извлечения запасов ВВН. Подбор наиболее эффективных технологий требует проведения полномасштабных исследований, неотъемлемой частью которых являются лабораторные испытания. В статье представлены результаты фильтрационных исследований на керне, направленных на изучение эффективности вытеснения ВВН различными агентами. Объектом исследований являлся продуктивный пласт нефтегазоконденсатного месторождения Западной Сибири, содержащий ВВН. Выполнен экспериментальный скрининг технологий, основанных на термических, химических и термохимических методах увеличения коэффициента вытеснения, в различных пластовых условиях изучаемого объекта. В качестве агентов для вытеснения ВВН исследованы ненагретая вода, горячая вода, раствор ПАА, раствор ПАВ и щелочной раствор. Эксперименты выполнялись на специализированном лабораторном стенде с использованием кернового материала и пластовых флюидов изучаемого объекта. Всего выполнено 18 фильтрационных экспериментов, в которых протестировано 6 технологий извлечения ВВН. По результатам исследований установлено, что для рассматриваемого объекта эффективными методами извлечения ВВН являются закачка горячей воды и закачка горячей воды в комбинации с оторочкой полимера (термополимерное заводнение). Эти методы будут рассматриваться в качестве приоритетных для дальнейшей предпроектной проработки и организации опытно-промышленных работ. Также по результатам исследований сформированы предложения по проведению дополнительных лабораторных исследований (в том числе выбора эффективного полимера) в рамках дальнейшего обоснования эффективной технологии добычи ВВН.

Список литературы

1. Абасов A.A., Касимов Ш.А., Таиров Н.Д. Экспериментальное исследование вытеснения нефти перегретым паром // В сб. Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1967. – С. 71-74.

2. Малофеев Г.Е., Кеннави Ф.А., Шейнман А.Б. Нагревание пласта водяным паром (экспериментальные исследования) // В сб. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта. – М.: ВНИИОЭНГ, 1971. – С. 84-90.

3. Горбанец В.К., Гарушев А.Р., Яковенко В.И. Вытеснение высоковязкой нефти различными теплоносителями // В сб. Методы интенсификации нефтедобычи в Краснодарском крае. – М: ВНИИОЭНГ, 1972. – С. 80-89.

4. Желтов Ю.В., Кудинов В.И. Термополимерное воздействие – технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещиновато-поровых коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 10. – С. 45-54.

5. Мустаев Я.А., Чеботарев В.В., Мавлютова И.И. Лабораторные исследования процесса вытеснения нефти из пористой среды горячей водой с добавкой ПАВ // Тр. ин-та / УфНИИ. – 1970. – Вып. 28.

6. Рузин Л.М., Цехмейстрюк А.К. Опытно-промышленные работы по закачке теплоносителя на участке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 1984. – № 3. – С. 9-13.

7. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – М. – Ижевск.: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.

8. Pilot tests of new EOR technologies for heavy oil reservoirs / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, I.V. Kuvshinov [et al.] // SPE-176703-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/176703-MS

9. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – №. 7. – С. 26-29. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-7-26-29

10. Лабораторные исследования влияния добавки растворителя к закачиваемому теплоносителю на процесс теплового воздействия / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 9. – С. 28–34.

11. Результаты ОПР по испытанию модернизированной одногоризонтной технологии на НШ-2 Ярегского месторождения / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин,  Д.В. Полишвайко // Материалы X Международной научно-практической конференции обучающихся, аспирантов и ученых / под ред. Н.Н. Савельевой, Е.А. Исуповой.– Тюмень: Тюменский индустриальный университет. – 2017. – Т. 1. – С. 98-103.

12. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти диоксидом углерода из карбонатных пород / О.А. Морозюк, Н.Н. Барковский, С.А. Калинин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6. – С. 51-56. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-6(330)-51-56

13. Оптимизация технологической эффективности закачки СО2 на залежах сверхвязкой нефти при помощи лабораторных исследований и численного моделирования / Некрасов А.В., Максаков К.И., Усачев Г.А. [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 8. – С. 81-86. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-8(332)-81-86

14. Исследования эффективности вытеснения нефти паром с использованием растворителя и катализатора / И.Ф. Минханов, А.В. Болотов, А.А. Аль-Мунтасер [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 54-57. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-54-57

Анализ промыслового опыта свидетельствует о высокой эффективности нестационарного циклического заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных не однородными по проницаемости прослоями. Данный метод доступен и часто рассматривается в качестве одного из вариантов технологии заводнения. Другим эффективным способом разработки не однородных по проницаемости пластов является полимерное заводнение. В статье предложена новая технология полимерного заводнения, сочетающая нестационарное циклическое заводнение и закачку полимерного раствора. При закачке раствора полимера в пласт подвижность воды снижается, при этом пластовое давление повышается, что способствует увеличению добычи нефти. В случае чередующейся закачки рабочих агентов в период закачки раствора полимера давление в пласте растет, затем в период закачки воды снижается. Для компенсации снижения давления в период закачки воды и сохранения динамики добычи нефти предложено увеличить объем закачиваемой воды в установленный промежуток времени. Для реализации этого подхода разработана новая технология циклической закачки раствора полимера. Технология предусматривает поддержание повышенного пластового давления на всех циклах закачки раствора полимера и воды за счет закачки воды в форсированном режиме. При этом давление закачки воды при этом не должно превышать давление раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт. Соотношение периодов закачки полимерного раствора и воды в форсированном режиме предложено рассчитывать на основании гидродинамического моделирования конкретного участка внедрения технологии полимерного заводнения. Прогнозные расчеты показали, что внедрение новой технологии может обеспечить дополнительный прирост коэффициента извлечения нефти на 4,1 - 4,5 % по сравнению с обычным полимерным заводнением при сокращении расхода полимера и затрат на реализацию проекта.

Список литературы

1. Шарбатова И.Н., Сургучёв М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988. – 121 с.

2. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. – 216 с.

3. Особенности технологии нестационарного воздействия на системы разработки с горизонтальными скважинами / М.М. Велиев, А.Н. Иванов, И.В. Владимиров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 86-89. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-86-89

4. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти / А. Тома [и др.] // Территория нефтегаз. – 2017. – № 7–8. – С. 58–66.

5. Коваленко И.В., Корякин Ф.А. Оценка перспективности применения полимерного заводнения на пластах ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 102-105. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-102-105

6. Опыт реализации технологии полимерного заводнения на нефтяных месторождениях в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод / Н.Н. Михайлов, С.Т. Закенов, К.К. Кийнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 74–78. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-4-74-78

7. Полимерное заводнение как метод увеличения нефтеотдачи на сложных месторождениях / Д.Э. Хагай, М.Г. Сабослаи [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 11. – С. 48–54.

8. Технология циклического гелеполимерного заводнения – эффективный метод повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с высоковязкой нефтью / С.Ю. Лобанова, Б.У. Елубаев, Н.Е. Таламанов [и др.] // SPE-201824-RU. – 2020. - https://doi.org/10.2118/201824-MS

9. Эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с высоковязкой нефтью: технологии циклического гелеполимерного заводнения и ASP-воздействие / Ф.Э. Сафаров, С.Ю. Лобанова, Б.У. Елубаев [и др.] // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. – 2021. – № 3. – С. 61–72.

10. Пат. № 2779501 РФ Способ разработки неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта заводнением / В.В. Мазаев, Д.В. Толстолыткин, Ю.В. Земцов; заявитель и патентообладатель ООО «ТННЦ». – № 2022104662/03; заявл. 21.02.22; опубл. 08.09.22.

Циклическое воздействие на область дренирования добывающих скважин – это метод увеличения нефтеотдачи, эффективность которого достигается за счет активизации упругих сил пласта и увеличения отбора из тупиковых зон. Отличием от циклического заводнения является увеличение охвата разработкой участков непосредственно около добывающих скважин. Решение проблемы поддержания уровней добычи нефти в СП «Вьетсовпетро» связано не только с интенсификацией добычи, приращением геологических запасов за счет геолого-разведочных работ, но и с масштабным применением эффективных технологий повышения нефтеотдачи пласта. Среди объектов СП «Вьетсовпетро» наиболее перспективным для внедрения методов увеличения нефтеотдачи является объект «Фундамент». Объект «Фундамент» открыт в 1988 г. на месторождении Белый Тигр шельфа юга Вьетнама и представляет собой нефтяную залежь в гранитоидных трещинных коллекторах фундамента. Добыча нефти на этом объекте составляет 49 % общей добычи нефти СП «Вьетсовпетро», при этом действующий фонд скважин составляет 29 % общего действующего фонда. Согласно результатам лабораторных исследований керна на объекте «Фундамент» в активную разработку вовлечены запасы нефти, находящиеся в макротрещинах, объем которых составляет 25 % общего порового объема. Микротрещины и каверны, объем которых составляет 75% общего порового объема, слабо связаны между собой и характеризуются низким охватом процессом разработки. Эффективность циклического воздействия на область дренирования добывающих скважин на объекте «Фундамент» обусловлена вовлечением в активную разработку запасов нефти из микротрещин и каверн. В статье приведены теоретические основы, аналитический и гидродинамический расчеты эффективности метода циклического воздействия на околоскважинные зоны добывающих скважин объекта «Фундамент».

Список литературы

1. Особенности разработки залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр / В.С. Горшенев, М.А. Соболев, В.Г. Вершовский [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2008. – № 6. – С. 32–33.

2. Prediction of EOR processes for BH fractured basement reservoir by physicomathematical simulation / N.T. San, U.V. Maxliansev, T.L. Dong [et al.]. – Vung Nau: XNLD «Vietsovpetro», 1996.

3. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М: Недра, 1988. – 121 с.

4. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. – Уфа: Тау, 2002. – 247 с.

5. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. – М.: Недра, 1980. – 288 с.

6. Schutter S.R. Occurrences of hydrocarbons in and around igneous rocks // Geological Society Special Publication №214 «Hydrocarbons in Cristalline Rock». – London, 2003. – 242 p. - DOI:10.1144/GSL.SP.2003.214.01.03

А статье рассмотрено многоуровневое управление интегрированными объектами. Под интегрированным объектом управления авторы подразумевают качество разработки месторождения углеводородов. На первом уровне качество зависит от состояния трех составляющих: персонала, технологического оборудования и характеристик месторождения углеводородов. В соответствии с принципом квалиметрии о единстве процесса и результата на втором уровне добавляются показатели качества процессов добычи, на третьем –интенсификации разработки, на четвертом – экономического обеспечения. Далее исследуется формирование четырех видов воздействия (параметрических, структурных, организационных и сигнально-уровневых) иерархически более высоких уровней на более низкие. Многоуровневое управление дает возможность разнести решение отдельных задач по относительно независимым уровням. Это что уменьшает многосвязность системы и позволяет применить так называемое координатно-параметрическое управление. Координатное управление осуществляется в пределах уровней, а воздействия иерархически более высоких уровней меняют параметры более низких по иерархии подсистем. Многоуровневость изменяет оценку качества разработки месторождения благодаря учету вклада каждого влияющего фактора на каждом уровне. Кроме того, многоуровневость требует постановки и решения задачи оптимального управления распределением управляющих ресурсов с максимизацией общего уровня качества. Поставленная задача решена методом неопределенных множителей Лагранжа с использованием гипотезы дискретного изменения показателей качества при последовательном осуществлении организационных мероприятий в рамках каждого уровня. Практическая реализация разработанной методики позволяет сделать вывод, что наибольшие ресурсы, с точки зрения повышения качества разработки месторождения, необходимо вкладывать в более точное определение возможных объемов отбора углеводородов, так как именно от этого зависит продолжительность эксплуатации месторождения. Далее по важности следуют геолого-технические мероприятия, экономические показатели и текущие работы по обеспечению добычи, связанные в основном с обслуживанием технологического оборудования.

Список литературы

1. К проблеме экономической оценки извлекаемых запасов углеводородного сырья/ Э.С. Закиров [и др.] // Недропользование XXI век. – 2015. – № 4 (54). – С. 112–120.

2. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д. Оптимизация проектных решений освоения месторождений газодобывающего региона // Газовая промышленность. – 2002. – № 12. – С. 26–28.

3. Пляскина Н.И. Проблемы недропользования и методология формирования инвестиционных программ освоения нефтегазовых ресурсов // Бурение и нефть. – 2007. – № 11. – С. 17 – 20.

4. Pishchukhin A.M., Akhmedyanova G.F. The Formation Abstract Representations in the Product Quality Management / IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2020. – V. 459. – P. 6. – DOI: 10.1088/1755-1315/459/6/062032

5. Пищухин А.М. Многоуровневое управление конкурентоспособностью предприятия // Современные наукоемкие технологии. – 2020. – № 10. – С. 252–257. - DOI: 10.17513/snt.38289

6. Ахмедьянова Г.Ф., Пищухин А.М. Основы многоуровневого управления в организационно-технических системах. – Оренбург: ОГУ, 2020. – 162 с.

7. Pishchukhin A., Akhmedyanova G. The control subsystems study of the upper hierarchical levels // International Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies, FarEastCon. - 2020. – P. 1–5. – DOI: 10.1109/FarEastCon50210.2020.9271169.

8. Мильнер Б. Качество управления - важнейший фактор экономической безопасности // Вопросы экономики. – 1994. – № 12. – С. 54-64.

9. Broderр J.F. Risk Analysis and the Security Survey. – GB: Butterworth-Heinemann, 2006. - 393 p.

10. Крайнова Э.А., Куярова Ю.В. Экономическая оценка эксплуатационных факторов риска освоения новых скважин // Записки Горного института. – 2008. – Т. 179. – С. 31–35.

11. Земляков С.Д., Рутковский В.Ю. Координатно-параметрическое управление. Определение, возможности, проблемы // Автоматизация и телемеханика. – 1976. – № 2. – С. 107–115.

12. Indicators of sustainable development framework and methodologies.. - New York: Department of Economic and Social Affairs 2001. – 294 p. – http://www.un.org/esa/sustdev/csd/csd9_indi_bp3.pdf

13. Методические основы количественного оценивания технологических процессов / Р.В. Буткевич, Ю.С. Клочков, Т.С. Яницкая, С.А. Ярыгин // Известия Самарского научного центра РАН. – 2005. – Т. 7. – № 2. – С. 456–463.

14. Мухина А.Г., Шеляго Н.Д. Интегрированная компьютерная модель системы управления производством углеводородов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2018. – № 7. – С. 29–35.

15. Воробьев А.Е., Тчаро Х., Воробьев К.А. Цифровизация нефтяной промышленности: «интеллектуальный» нефтепромысел // Вестник Евразийской науки. – 2018. – № 3. – https://esj.today/PDF/77NZVN318.pdf.

В статье рассмотрена интеграционная платформа, которая объединяет в единый расчетный процесс физико-математические модели узлов нефтегазового промысла и позволяет находить единое согласованное решение в системе пласт - скважина - наземная трубопроводная сеть, - интегрированная модель актива (ИМА). Основной целью создания данной платформы является внедрение интегрированного моделирования в производственные процессы и получение максимального бизнес-эффекта при добыче на текущих мощностях. Реализованный на веб-платформе программный комплекс – Гибридная ИМА дает возможность прогнозировать работу добывающего и нагнетательного фонда для однопластовых и многопластовых объектов. Основные показатели работы скважин, получаемые в результате расчета ИМА - это дебиты добывающих скважин по каждой фазе, объем закачки в нагнетательные скважины, динамика пластового давления, динамика PVT свойств и другие промысловые показатели. Для решения различных производственных задач реализована возможность выбора необходимой конфигурации модели в зависимости от требований, предъявляемых к скорости и точности решения. Предложен способ сокращения времени оптимизационных расчетов за счет использования иерархии моделей. На примере синтетического месторождения проведена успешная валидация расчетов с эталонным программным продуктом для расчету интегрированных моделей месторождений IPM Petex. Достигнута приемлемая сходимость между расчетом ИМА и фактической добычей флюида для выбранных активов компании. На примере реальных бизнес-кейсов продемонстрированы возможности ИМА при расчете различных опций оптимизации текущего фонда месторождения. Таким образом, предложенная интегрированная модель может использоваться для прогнозирования и оптимизации работы базового фонда месторождения и наборов геолого-технических мероприятий с учетом множественных целей (максимизация эффективности добычи, снижение CAPEX, OPEX) и ограничений (пропускная способность наземной инфраструктуры, внешние ограничения на объемы добычи и т.д.).

Список литературы

1. Vogel J.V. Inflow performance relationships for solution-gas drive wells // Journal of Petroleum Technology. – 1968. – V. 20. – P. 83-92.

2. Dake L.P. Fundamentals of reservoir engineering. – Elsevier Scientific Publishing Company, 1978. – 443 p.

3. Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes // Journal of Petroleum Technology. – 1973. – V. 25. – P. 607-617. - DOI:10.2118/4007-PA

4. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. - SPE Monograph, Henry L. Dogherty Series. - V.17. – 1999. - P. 17.

5. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits // Journal of Petroleum Technology. – 1965. – V. 17(04). – P. 475–484.

6. Создание прокси-интегрированной модели Восточного участка Оренбургского месторождения в условиях недостаточного объема исходных данных / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, И.М. Галяутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 47-51. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-47-51

При изучении деформаций инженерных сооружений геодезическими методами особое внимание уделяется процессу назначения точности измерений. От результатов назначения точности зависит выбор метода и средств измерений, материальные и трудовые затраты, достоверность получаемых данных. Понятие точности измерений деформаций имеет двойной смысл. Речь может идти как об исходной точности определения самой величины деформации, так и о точности непосредственно геодезических измерений. В частности, применительно к геотехническому мониторингу можно говорить об ошибке определения деформаций зданий и сооружений и решать задачу о нахождении превышений в циклах нивелирования, а затем и назначении соответствующего класса нивелирования. На этапе проектных работ класс нивелирования назначается в соответствии с необходимой точностью измерений вертикальных перемещений на основании требований нормативно-технической документации. Существующий порядок приводит к назначению более высокого класса нивелирования без достаточного обоснования, что приводит к завышению трудозатрат и стоимости полевых наблюдений на объектах нефтегазодобычи.

Специалистами ПАО «НК «Роснефть» предложена методика, позволяющая повысить качество проектных решений при построении сетей нивелирования и назначении оптимального класса нивелирования с сохранением требуемой точности измерений. Расчетная методика основана на построении оптимальной конфигурации нивелирной сети, предварительном расчете точности сети, вычислении среднеквадратического отклонения для самой слабой точки сети нивелирного хода. По полученным результатам определяются искомая точность геодезических наблюдений и класс нивелирования. Применение предлагаемой методики позволит повысить достоверность получаемых результатов, а также сократить эксплуатационные затраты на проведение геодезических наблюдений.

Список литературы

1. Клюшина Е.Б., Михелева Д.Ш., Барков Д.П. Практикум по прикладной геодезии. - М.: Недра – 1993 – 368 с.

2. Жукова Б.Н. Нормирование точности геодезических измерений при возведении сооружений, монтаже оборудования и контроле за их состоянием // Изв. вузов. Геодезия и аэрофотосъемка. – 1983. – № 4. – С. 28–35.

3. Грузин Н.Е., Мисковец В.К. О необходимой точности измерения деформаций строительных конструкций // Инж. геод. – 1981. – № 24. – С. 42–44.

4. Шеховцов Г.А. О точности геодезических наблюдений за деформациями сооружений // Геодезия, картография и аэрофотосъемка. – 1975. – Вып. 22. – С. 88–93.

5. Шеховцов Г.А. О необходимой точности геодезических наблюдений за деформациями сооружений // Изв. вузов. Геодезия и аэрофотосъемка. – 1976. – № 1. – С. 25–30.

При изучении деформаций инженерных сооружений геодезическими методами особое внимание уделяется процессу назначения точности измерений. От результатов назначения точности зависит выбор метода и средств измерений, материальные и трудовые затраты, достоверность получаемых данных. Понятие точности измерений деформаций имеет двойной смысл. Речь может идти как об исходной точности определения самой величины деформации, так и о точности непосредственно геодезических измерений. В частности, применительно к геотехническому мониторингу можно говорить об ошибке определения деформаций зданий и сооружений и решать задачу о нахождении превышений в циклах нивелирования, а затем и назначении соответствующего класса нивелирования. На этапе проектных работ класс нивелирования назначается в соответствии с необходимой точностью измерений вертикальных перемещений на основании требований нормативно-технической документации. Существующий порядок приводит к назначению более высокого класса нивелирования без достаточного обоснования, что приводит к завышению трудозатрат и стоимости полевых наблюдений на объектах нефтегазодобычи.

Специалистами ПАО «НК «Роснефть» предложена методика, позволяющая повысить качество проектных решений при построении сетей нивелирования и назначении оптимального класса нивелирования с сохранением требуемой точности измерений. Расчетная методика основана на построении оптимальной конфигурации нивелирной сети, предварительном расчете точности сети, вычислении среднеквадратического отклонения для самой слабой точки сети нивелирного хода. По полученным результатам определяются искомая точность геодезических наблюдений и класс нивелирования. Применение предлагаемой методики позволит повысить достоверность получаемых результатов, а также сократить эксплуатационные затраты на проведение геодезических наблюдений.

Список литературы

1. Музычук П.С. Применение цифровых инструментов при эксплуатации механизированного фонда скважин // Инженерная практика. – 2022. – № 8. – С. 44–46.

2. Зейгман Ю.В., Колонских А.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений // Нефтегазовое дело. 2005. – № 2.  – http://ogbus.ru/authors/Zeigman/Zeigman_1.pdf.

3. Анализ подтверждения критериев продуктивности доюрского комплекса результатами эксплуатационного бурения как средство раскрытия потенциала объекта / Я.А. Лапшина, П.В. Ермаков, Р.Л. Хазипов, [и др.] // Эскпозиция Нефть Газ. – 2022. – № 8 (93). – С. 44–47. – DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-44-47

4. Эксплуатация скважин установками электроцентрабежных насосов с учетом геолого-физических особенностей доюрского комплекса (триас) / А.А. Макеев, А.И. Цепляева, С.А. Леонтьев, Е.Л. Шай // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 92–95. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-3-92-94

При эксплуатации добывающих скважин одним из основных видов осложнений является образование асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), что приводит к падению дебита нефти особенно в случае периодически работающих скважин. Периодический режим усложняет расчет глубины начала образования АСПО, поскольку появляется необходимость учитывать такие параметры, как нагревание потока жидкости от двигателя электроцентробежного насоса и время его работы, которые влияют на распределении температуры по стволу скважины. Разработана методика расчета вероятности образования АСПО в условиях работы ЭЦН в режиме периодического кратковременного включения для скважин Вынгапуровского месторождения, осложненных АСПО. При разработке методики использовались алгоритмы распределения давления и температуры газожидкостного потока и определялись зависимости температуры, при которой образуются органические отложения на стенках подъемных труб, от технологических параметров работы скважины. Температура образования АСПО получена в результате анализа данных о глубине отложений в 61 скважине. В методике учтен процесс нагрева и охлаждения потока жидкости во время работы и остановки ЭЦН в кратковременном режиме. В результате оценки точность прогноза вероятности образования АСПО составила 83 % (тестирование проводилось на шести скважинах). Предложенный в статье подход позволяет определить отсутствие или наличие осложнений, в том числе глубину начала их образования. Результаты работы могут быть применены для подбора оптимального режима работы насосного оборудования и наиболее эффективных технологий борьбы с отложениями.

Список литературы

1. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – 448 с.

3. Ерофеев А.А., Лекомцев А.В. Оценка температуры образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах // Современные проблемы науки и образования. – 2009. – № 3–2. – С. 17–19.

4. Турбаков М.С., Ерофеев А.А., Лекомцев А.В. К определению глубины начала образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 62–65.

5. Пашали А.А., Сильнов Д.В. Интегрированная модель «пласт – скважина – насос» для моделирования периодического режима работы скважины // Наука. Исследования. Практика. – СПб: ГНИИ «Нацразвитие», 2021. – С. 81–82.

6. Study of asphaltene dispersion and removal for high–asphaltene oil wells / Chaogang Chen, Jixiang Guo, Na An, Yangqiu Pan, Yaguang Li, Qingzhe Jiang // Petroleum Science. – 2012. – V. 9. – P. 551–557. - DOI: 10.1007/s12182-012-0242-5

7. Коробов Г.Ю., Мордвинов В.А. Распределение температуры по стволу добывающей скважины // Нефтяное хозяйство. – 2013. - № 4. – С. 57–59.

Масштабное освоение шельфовых месторождений из-за экстремальных расстояний, глубин, температур или экономических ограничений поставило задачу комплексного обеспечения стабильности потока нефти от пласта до точки продажи (гарантия потока – ГП). В случае отсутствия ГП финансовые потери от прерывания производства или повреждения оборудования могут очень значительными. Помимо моделирования сетей и процессов, ГП включает комплексное управление реологическими свойствами нефтей: вязкостью, количеством асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), температурой потери текучести и др. В настоящее время формируется новое направление управления реологическими свойствами нефти методами физико-химического воздействия. Разрабатываемые методы очень разнообразны и основаны на различных физических явлениях. Предпочтение отдается комбинированным и волновым методам. Управление процессом разрушения/образования свободно- и связнодисперсных структур является физической основой управления реологическими характеристиками нефти с целью предотвращения или существенного снижения влияние таких неблагоприятных факторов, как высокие потери гидродинамического напора на трение при движении нефти по трубопроводам и образование АСПО.

В статье рассмотрены результаты исследования импульсного плазменного воздействия (ИПВ) высоковольтным электрогидравлическим разрядом на реологические свойства нефти: вязкость, фракционный и структурный состав. В результате ИПВ происходят необратимые структурные изменения в нефти, меняются ее реологические свойства (более чем в 2 раза снижается ее вязкость). Эффективность воздействия на вязкость нефти зависит от концентрации парафина. Чем больше содержание парафина в нефти, тем значительнее снижается ее вязкость при ИПВ. Разрушаются высокомолекулярные соединения. Уменьшается почти в 2 раза концентрация парафина, пропорционально снижается скорость образования АСПО. Почти на 6,0 % увеличивается выход светлых продуктов, выкипающих до температуры 350 °С.

Список литературы

1. Flow Assurance – A system perspective // MEK4450–FMC Subsea technologies. – 2014. – 87 p. – https://www.academia.edu/36059813/MEK4450_-FMC_Technologies_Flow_Assurance_A_System_Perspective

2. Управление реологическими характеристиками нефтей физическими методами / Р.З. Сунагатуллин, С.Е. Кутуков, А.Н. Гольянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021 – № 1. – С. 92– 97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-1-92-97

3. Кутуков С.Е., Фридлянд Я.М., Шматков А.А. Влияние вязкости нефти на энергоэффективность перекачки по магистральным нефтепроводам // Научно-техническая конференция «Трубопроводный транспорт – 2017». – Уфа: УГНТУ, 2017. – С. 425–429.

4. Горбаченко В.С. Демяненко Н.А. Рассмотрение процесса образования и исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений // Вестник ГГТУ им. П. О. Сухого. – 2016. – № 3. – С. 17–23.

5. Шахворостов А.В. Гидрофобно-модифицированные полимерные присадки для ингибирования парафиноотложения и снижения температуры потери текучести нефти: дис. ... д-ра философии. – Алматы, 2019. – 114 с.

6. Бодыков Д.У., Салахов Р.Х. Переработка нефти с применением электрогидравлического эффекта // Горение и плазмохимия. – 2020. – № 18. – С. 29– 36.

7. Жукова Е.М. Воздействие высоковольтного электрогидравлического разряда на физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов: дис. ... канд. хим. наук. – Саратов, 2008. – 155 с.

8. Юткин Л.А. Электрогидравлический эффект и его применение в промышленности – Ленинград: Машиностроение, 1986 – 254 с.

9. Промтов М.А., Авсеев А.С. Импульсные технологии переработки нефти и нефтепродуктов // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2007. – № 6. – С. 22–24.

10. Тribological properties of introducing carbon nanoparticles produced by arc discharge in different paraffin oil grades / M.M. El–Sherif Hesham, O.A. Mokhtar, Ali A–F. Mostafa, S.N. Azzam Badr // STLE Annual Meeting & Exhibition; Dallas, Texas, USA; May 17-21, 2015. – http://dx.doi.org/10.13140/RG.2.1.3912.4963

11. Рикконен С.В. Электрогидродинамическая установка (ЭГДУ) для улучшения реологических свойств нефти и увеличения выхода «светлых» фракций // Автоматизация в нефтегазовой отрасли. – 2011. – № 3 (5). – С. 13-18. - https://avite.ru/download/nom_neftegaz_3_5_all.pdf

12. Левченко Е.С., Бобкова Е.Н., Пономарева Е.А. Нефти Северного Кавказа. – М.: Гостотехиздат, 1963. – 355 с.

13. Работа вискозиметра Brookfield. Изучение реологических свойств материалов. – https://tirit.org/articles/rheology_01.php

14. Снижение вязкости нефти под действием импульсного плазменного электрогидравлического разряда / В.В. Лыков, Л.Ш. Махмудова, М.Х. Джабраилова, Х.Ш. Лаиева // Вестник ГГНТУ. – 2020. - № 3. - С. 25–33. - DOI: 10.34708/GSTOU.2020.69.95.004

15. Технология предотвращения выпадения АСПО с одновременным снижением вязкости в скважине и нефтепроводе в режиме онлайн посредством импульсно-плазменного воздействия / Ю.А. Иконников, С.К. Должанский, В.В. Лыков [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 12. – С. 57–59.

Наиболее распространенной причиной утечки транспортируемого продукта из нефтепромыслового трубопровода является внутренняя коррозия. На трубопроводах ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова доля подобных порывов составляет 68,8 %. Коррозия также существенно влияет на работу глубиннонасосного оборудования. На скважинах ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова доля осложнений, обусловленных коррозией, составляет 43,1 %. Второй по распространенности осложняющий фактор при добыче – это засорение насосов сульфидами железа. Доля осложнений нефтедобычи в виде отложений сульфидов железа на месторождениях ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова составляет 17,8 %. Статистический анализ отказов глубиннонасосного оборудования по причине образования солей и оксидов железа выявил коррозионное происхождение сульфидов железа. В результате статистического анализа отказов по причине коррозии и по причине засорения сульфидами железа установлено, что одним из факторов, определяющих наработку оборудования на отказ, является заражение продуктивных пластов сульфатвосстанавливающими бактериями. Так как практика применения химических методов борьбы с микробиологической зараженностью сред свидетельствует о высоких затратах на защиту нефтепромыслового оборудования, актуальным становится вопрос адресного применения технологий защиты, т.е. определения наиболее подверженных биокоррозии объектов. Стандартный метод выявления микробиологической зараженности, заключающийся в обнаружении планктонных форм бактерий в объеме жидкости, не позволяет оценить возможность и интенсивность протекания биокоррозии. С точки зрения коррозии, более показательной является активность адгезированных форм бактерий (бактерий, которые сформировали на стальной поверхности нефтепромыслового оборудования устойчивые биоценозы). С целью определения активности адгезированных форм сульфатвосстанавливающих бактерий и дальнейшей оценки их влияния на коррозионный износ трубопроводной инфраструктуры в 2022 г. специалистами ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» на месторождениях ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова апробирована методика биозондирования нефтесборных систем при помощи специальных устройств – ловушек для адгезированных форм бактерий.

Список литературы

1. Промысловые трубопроводы и оборудование / Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров, Г.Г. Васильев. – М: Недра, 2004. – 662 с.

2. Microbiologically Influenced Corrosion in the Upstream Oil and Gas Industry / T.L. Skovhus [et al.]. - CRC Press, 2017. – 517 p.

3. Skovhus T.L. Problems Caused by Microbes and Treatment Strategies – Rapid Diagnostics of Microbiologically Influenced Corrosion (MIC) in Oilfield Systems with a DNA-Based Test Kit. / Applied Microbiology and Molecular Biology in Oil-field Systems. – New York: Springer Publisher, 2011. - DOI: 10.1007/978-90-481-9252-6_16

4. Каменщиков Ф.А. Борьба с сульфатвосстанавливающими бактериями на нефтяных месторождениях. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 412 с.

5. Жизненный цикл сульфатвосстанавливающих бактерий в нефтепромысло-вых условиях Западной Сибири / А.М. Высотских, Я.Д. Ивашов, Д.Г. Тюкавкин, И.С. Пузанов // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 116-120. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-116-120

6. Гетманский И.Д. Исследование структуры сульфидных пленок образующихся в процессе коррозии стали в сероводородной минерализованной среде // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. –1982.– № 1. – С. 6-8.

7. King R.A., Miller J.D.A., Smith J.S. Corrosion of Mild Steel by Iron Sulphides // British Corrosion Journal. – 1973. – № 8. – P. 137-141. - DOI:10.1179/000705973798322251

8. Нестерова Е.В., Борисенкова Е.А., Прохорова Н.В. Исследование влияния нефтяного микробиоценоза на процесс коррозии трубной стали // Самарский научный вестник. – 2020. – № 4. – С. 125-131.

В статье рассмотрена проблема управления выбросами парниковых газов на предприятии. Проанализированы прогнозные данные об объемах выбросов парниковых газов в топливно-энергетическом секторе Российской Федерации до 2030 г., выявлены тенденции их изменений. Показано, что реализация низкоуглеродного пути развития возможна только с введением дополнительных мер по сокращению выбросов парниковых газов. Для планомерного уменьшения объемов выбросов парниковых газов, а также для получения актуальных, полных и достоверных данных необходима надежная система учета и мониторинга. При этом должна быть четко выстроена схема взаимодействия внутри компании для качественного контроля процесса декарбонизации. Разработка и внедрение корпоративной системы управления выбросами парниковых газов позволяет компаниям эффективно управлять выбросами с целью их сокращения. Это создает потенциал для трансформации корпоративных рисков, связанных с государственным регулированием в области климата, позволяет привлечь инвесторов, получить доступ к углеродным рынкам и др. Отмечено, что в большинстве крупных российских компаний уже разработаны и внедрены в производство корпоративные системы управления выбросами парниковых газов.

На основе анализа этапов развития существующей системы организации работы с парниковыми газами Группы компаний (ГК) «Зарубежнефть» показана целесообразность создания корпоративной системы управления выбросами парниковых газов с учетом специфики компании. Предложено адаптировать методические подходы к расчету выбросов парниковых газов к требованиям законодательства, действующего на территории расположения производственных объектов дочерних обществ ГК «Зарубежнефть», а также при расчете применять национальные коэффициенты, чтобы обеспечить более точные оценки эмиссии. Результатом исследования является разработка концепции корпоративной системы управления выбросами парниковых газов ГК «Зарубежнефть».

Список литературы

1. Четвертый двухгодичный доклад Российской Федерации, представленный в соответствии с Решением 1/СР.16 – Конференции Сторон РКИК ООН. https://unfccc.int/sites/default/files/resource/10469275_Russian%20Federation-BR4-1-4BR_RUS.pdf

2. Струкова М.Н., Струкова Л.В. Экологический менеджмент и аудит / [под ред. М.Г. Шишова]. – Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2016. – 80 с.

3. Wiedmann T. Editorial: Carbon Footprint and Input-Output Analysis // Economic Systems Research. – 2009. – p. 175–186.

4. Декарбонизация в нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России / Е. Грушевенко, С. Капитонов, Ю. Мельников [и др.]. – М.: Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, 2021. – 158 с.

5. Соснина Е.Н., Маслеева О.В., Пачурин Г.В. Сравнительная оценка вариантов решения проблемы парниковых газов в энергетике // Современные проблемы науки и образования. – 2013. – № 3.

6. Пыстина Н.Б., Шарихина Л.В., Косолапова Е.В. Реализация дорожной карты системы управления выбросами парниковых газов в компаниях группы «Газпром» на перспективу до 2030 года // Экологическая безопасность в газовой промышленности (ESGI-2021): Материалы VII Международной научно-технической конференции. ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2021. – С. 43–44.

В статье рассмотрены вопросы оценки потребности и целесообразности внедрения на объектах трубопроводного транспорта цифровых платформ и решений, направленных на повышение безопасности труда. Предложены возможные критерии, определяющие приоритетность применения цифровых решений для повышения безопасности труда работников трубопроводного транспорта. В качестве источников исходной информации для оценки потребности в применении цифровых решений для определенных профессий и должностей на объектах трубопроводного транспорта проанализированы идентификация опасностей, оценка рисков и управление рисками, а также данные о производственном травматизме. Идентификация опасностей и производственный травматизм можно рассматривать как факторы, позволяющие достаточно обоснованно определить потребность и целесообразность первостепенного апробирования цифровых решений, направленных на повышение безопасности труда. Отмечено, что наличие травматизма в рамках идентификации опасностей не является основным и единственным фактором определения уровня риска. Идентификация опасностей направлена на выявление вредных и опасных факторов рабочей среды и трудового процесса и выполняется с целью предотвращения несчастных случаев, профессиональных заболеваний, аварий и инцидентов. Процесс управления рисками заключается в разработке мероприятий, направленных на исключение (снижение) рисков и повышение безопасности производства. Представлен метод детерминации профессий и должностей, для которых в большей степени требуется подбор цифровых решений с целью повышения безопасности труда. Результаты работы представляют интерес для специалистов в области охраны труда, промышленной безопасности, а также будут полезны при проведении производственного контроля и специальной оценки условий труда на объектах топливно-энергетического комплекса.

Список литературы

1. Системный подход к защите Арктики от последствий аварий на магистральных трубопроводах / И.Р. Айсматуллин [и др.] // Neftegaz.ru. – 2018. – № 5. – С. 66-72.

2. Разработка дополнительных защитных сооружений от разливов нефти, нефтепродуктов на основе трехмерного моделирования / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 2. – С. 197-205. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-2-197-205.

3. Разработка предложений по защите территорий от разливов нефти, нефтепродуктов на основе моделирования разливов при возможных авариях на объектах трубопроводного транспорта / Р.Ю. Шестаков [и др.] // Молодежь и современные информационные технологии: сб. трудов XV Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Томск, 2018. – С. 217–218.

4. Совершенствование законодательства в области разработки и утверждения планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на объектах магистральных нефтепроводов / А.В. Захарченко, А.Э. Гончар, Р.Ю. Шестаков, П.В. Пугачева // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – № 6. – С. 654–662. - DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-6-654-662

5. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 20-29.