В статье рассмотрены результаты анализа состояния ресурсной базы на основе оценки запасов с применением различных методик на примере карбонатных семилукско-мендымских отложений в пределах опытного участка Ромашкинского месторождения. В мировой практике существует порядка десяти различных методик подсчета ресурсов углеводородов. В статье рассмотрены три из них: Российская классификация запасов 2013 г. (Министерство природных ресурсов РФ), вероятностно-статистический метод (метод Монте-Карло) и Рамочная классификация ООО (РК-ООН 2009). Подсчет ресурсов углеводородов в классификации 2013 г. основан на объемном методе. Этот метод является основным для компаний, которые ведут свою геолого-разведочную деятельность в пределах Российской Федерации, так как применим для подсчета ресурсов при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа (приведенных к стандартным условиям), залегающих в пустотном пространстве пород-коллекторов. Метод Монте-Карло основан на вероятностно-статистической оценке ресурсов с учетом геологических рисков. Он позволяет учитывать влияние ряд параметров, отобранных на результирующий показатель, а также выполнять статистическую оценку перспективности проекта. Применение вероятностных моделей позволяет учитывать неопределенность в оценке ресурсов на ранних стадиях изучения отложений, а также проводить обоснования целесообразности освоения перспективных участков и месторождений. РК-ООН 2009 представляет собой систему классификаций ресурсов для определения экологической и социально-экономической жизнеспособности и технической осуществимости проектов по разработке ресурсов, позволяет охарактеризовать степень достоверности оценок будущих объемов производства соответствующего проекта. Показано, что для более корректной оценки проектов и дальнейшего вовлечения в разработку перспективных ресурсов необходимо применение различных методов подсчета ресурсов.

Список литературы

1. Оценка перспектив нефтегазоносности отложений доманикового типа на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции : геол. отчет / ФГБУ «ВНИГНИ» ; Н.К. Фортунатова, А.Г. Швец-Тэнэто-Гурий, В.И. Петерсилье [и др.]. – М., 2017. – 892 с.

2. Рамочная классификация ресурсов Организации Объединенных Наций : обновленный вариант 2019 г. / ЕЭК ООН. – Женева: ООН, 2020. – 35 с. – https://unece.org/fileadmin/DAM/energy/se/pdfs/UNFC/publ/1922546_R_ECE_ENERGY_125_WEB.pdf

3. Шевченко Е.В. Сравнительный анализ российского и канадского стандартов публичной отчетности о запасах и ресурсах твердых полезных ископаемых // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2013. – №5. – С. 358-368.

4. Геологическая оценка привлекательности внешних активов за пределами Республики Татарстан вероятностным методом с точки зрения обеспеченности запасами / А.А. Лутфуллин, А.П. Бачков, У.В. Ибрагимов [и др.]// Геология и инновации. Проблемы и пути их решения : сб. докл. науч.-практ. конф., посвящ. юбилеям М.М. Ивановой и С.А. Султанова, Бугульма, 21 окт. 2022 г. / ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; ТатНИПИнефть. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 2022. – С. 52-61.

5. Моделирование подсчетного объекта методом Монте-Карло в программном обеспечении Roxar RMS Uncertainty / Р.С. Хисамов, А.Ф. Сафаров, А.М. Калимуллин, А.А. Дрягалкина // Нефтяная провинция. - 2018. – № 3. – С. 1-17. – https://doi.org/10.25689/NP.2018.3.1-17

6. Шатров С.В., Котенев Ю.А. Дискретизация вероятностных распределений для формирования дерева вариантов при оценке геологоразведочных активов углеводородного сырья // Нефтегазовое дело. – 2015. – Т. 13, №. 3 – С. 22-29.

7. Шпильман А.В. Классификация нефтегазовых ресурсов КНР (GB/T 19492-2020) и Связующий Документ с Рамочной Классификацией ООН (UNFC 2019). – https://gkz-rf.ru/sites/default/files/news_docs/lekciya_knr_shpilman_a.v.pdf?ysclid=lkwiqmtgz6872541.... (дата обращения 28.07.2023)

Интерпретация данных ядерного магнитного каротажа (ЯМК) включает возможность оценки динамической вязкости нефти по данным спектра времен спин-спиновой релаксации. В настоящее время предложено несколько эмпирических и корреляционных формул для такой оценки, которые дают большой разброс расчетных значений вязкости нефти. Это обусловлено недостаточностью учета в предложенных формулах факторов, определяющих механизм формирования вязкости. В статье рассмотрен один из таких факторов. Для ряда образцов высоковязкой нефти измерена температурная зависимость вязкости и вычислены параметры уравнения Аррениуса, размерностный коэффициент h₀ и энергия активации. Для этих же образцов измерены релаксационные спектры затухания, которые охарактеризованы спектром времен спин-спиновой релаксации T₂. Для нахождения физически обоснованной корреляции между характеристиками спектра времен T₂ и динамической вязкостью рассмотрены различные подходы: реологическая и широко применяемая энергетическая модели. Для реологической модели последовательного соединения вязкостных элементов показана связь вязкости и среднего времени спин-спиновой релаксации, вычисляемого как площадь под релаксационным спадом. Для энергетической модели формирования вязкости предложена интерпретация на основе усреднения энергетических барьеров. Предложено обобщение энергетической модели, приводящее к степенной зависимости между средним логарифмическим временем спин-спиновой релаксации и измеренной вязкостью. Проведен анализ корректности применения реологической, энергетической и расширенной моделей для оценки вязкости по характеристикам спектра времен спин-спиновой релаксации. Показано, что в оценку вязкости по среднему логарифмическому времени спин-спиновой релаксации необходимо включать поправку, учитывающую размерностный коэффициент h₀. Включение такой поправки существенно уменьшает разброс корреляционных коэффициентов при оценке вязкости по спектру времен спин-спиновой релаксации.

Список литературы

1. Джафаров И.С., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ядерного магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов: монография. – М. : Химия, 2002. – 437 с.

2. Zega J.A. Spin-Lattice Relaxation in Normal Alkanes at Elevated Pressures. –Houston, Texas, 1990. – 123 p.

3. Hydrocarbon saturation and viscosity estimation from NMR logging in the Belridge Diatomite / C.E. Morriss, R. Freedman, C. Straley [et al.] // SPWLA 35th Annual Logging Symposium 1994. – Tulsa, Oklahoma, US, 1994.

4. Hydrocarbon Saturation and Viscosity Estimation from NMR Logging in the Belridge Diatomite / C.E. Morriss, R. Freedman, C. Straley [et al.] // The Log Analyst. – 1997. – V. 38 (March-April). – P. 44-59.

5. Some exceptions to default NMR rock and fluid properties / Q. Zhang, S.-W. Lo, C.C. Huang [et al.] // SPWLA 39th Annual Logging Symposium, May 26-28, 1998. – Keystone, Colorado, US, 1998.

6. Абрагам А. Ядерный магнетизм : пер. с англ. / под ред. Г.В. Скроцкого – М. : Изд-во иностр. литературы, 1963. – 551 с.

7. Александров И.В. Теория магнитной релаксации. Релаксация в жидкостях и твердых неметаллических парамагнетиках. – М. : Наука, 1975. – 399 с.

8. Schkalikov N.V., Skirda V.D., Archipov R.V. Solid-like Component in the Spin-Spin NMR-Relaxation of Heavy Oils // Magnetic Resonance in Solids. – 2006. – V. 8. – № 1. – P. 38-42.

9. Relation and Correlation between NMR Relaxation Times, Diffusion Coefficients, and Viscosity of Heavy Crude Oils / J-P. Korb, N. Vorapalawut, B. Nicot, R.G. Bryant // Journal of Physical Chemistry C. – 2015. – V. 119 (43). – P. 24439-24446. - https://doi.org/10.1021/acs.jpcc.5b07510

10. Bryan J., Kantzas A., Bellehumeur C. Using low field NMR to predict viscosities of crude oils and crude oil emulsions // SPE-77329-MS. – 2002. – https://doi.org/10.2118/77329-MS.

11. Bryan J., Mirotchnik K., Kantzas A. Viscosity Determination of Heavy Oil and Bitumen Using NMR Relaxometry // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2003. – V. 42. – № 7. – P. 29-34. - https://doi.org/10.2118/03-07-02

12. Hirasaki G.J., Lo S.W., Zhang Y. NMR Properties of Petroleum Reservoir Fluids // Magnetic Resonance Imaging. – 2003. – V. 21. – № 3-4 (April-May). – P. 269-277. –

https://doi.org/10.1016/S0730-725X(03)00135-8

13. Freedman R., Heaton N. Fluid Characterization using Nuclear Magnetic Resonance Logging // Petrophysics. – 2004. – V. 45. – № 3 (May-June). – P. 241-250.

14. Nuclear Magnetic Resonance Comes Out of Its Shell / R. Akkurt, N. Bachman, C.C. Minh [et al.] // Oilfield review, Schlumberger, 2008-2009. – V. 20. – № 4. – P. 4-68.

15. Маклаков А.И., Скирда В.Д., Фаткуллин Н.Ф. Самодиффузия в растворах и расплавах полимеров. – Казань : Изд-во Казанского университета, 1987. – 224 с.

В статье рассмотрена методика расстановки проектных нагнетательных скважин при генерации сценариев разработки нефтяных месторождений, созданная в рамках развития программного комплекса (ПК) Epsilon. Методика является доработанной модификацией реализованных ранее в ПК алгоритмов поиска проектных точек для размещения нагнетательных скважин. В ПК Epsilon (версия 1.1) реализованы два алгоритма выбора проектных точек для размещения нагнетательных скважин из множества точек, не прошедших отбор по геологическим или экономическим критериям. Первый алгоритм – оптимизационный на основе метода ветвей и границ – заключается в решении задачи выбора ограниченного числа проектных нагнетательных скважин из множества отклоненных проектных точек с учетом ограничений. В качестве ограничений выступают минимальное и максимальное расстояние до пробуренных или проектных добывающих скважин, наличие реагирующих скважин, влияние на ограниченное максимально допустимое количество реагирующих скважин. Второй алгоритм заключается в итерационном разбиении всей площади объекта на квадраты заданной площади и поиске в пределах каждого квадрата кандидатов из числа отклоненных проектных точек на перевод под нагнетание. Оба алгоритма, примененные один за другим, позволяют формировать исчерпывающий набор проектных нагнетательных скважин, находящихся на определенном расстоянии относительно проектных добывающих скважин. Другими словами, решается геометрическая задача взаимного расположения скважин. Полученный набор используется для расстановки проектных нагнетательных скважин для всего множества сценариев разработки месторождений, сгенерированных в ПК Epsilon путем распределения проектных добывающих скважин по годам планирования (горизонт – 5 лет). При этом с целью сохранения компенсации отбора жидкости на участках интенсивной добычи, характеризующихся снижением пластового давления, часть скважин из сформированного набора проектных нагнетательных необходимо вводить под закачку. Актуальным является решение проблемы регулирования пластового давления путем выделения зон недокомпенсации и перекомпенсации отбора закачкой и контроля числа вводимых / отключаемых нагнетательных скважин. Представленная методика позволяет учитывать ввод и выбытие пробуренных и проектных добывающих скважин по годам прогноза; учитывать энергетическое состояние пласта на заданный год прогноза; использовать бездействующие и выбывшие скважины пробуренного фонда для перевода их под закачку; планировать отключение пробуренных и проектных нагнетательных скважин.

Список литературы

1. Свидетельство 2022666813 РФ. Epsilon 2.0. / Ф.М. Латифуллин, Рам.З. Саттаров, Р.Р. Хафизов, М.А. Шарифуллина; правообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2022665627; заявл. 24.08.2022 г.; опубл. 07.09.2022 г.

2. Оптимизация размещения проектных скважин с использованием программного модуля для технико-экономической оценки запасов нефтяных месторождений / А.В. Насыбуллин, Д.А. Разживин, Ф.М. Латифуллин [и др.] // Нефтяная провинция. – 2018. – № 4. – С. 163-174. – https://doi.org/10.25689/NP.2018.4.163-174

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. Поиск оптимальных решений по расстановке проектных точек бурения для повышения рентабельности разработки нефтяных месторождений / Ф.М. Латифуллин, А.Ф. Яртиев, Рам.З. Саттаров [и др.]// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2019. – Вып. 87. – С. 44-51.

5. Поиск проектных точек для размещения нагнетательных скважин Epsilon / Ф.М. Латифуллин, М.А. Шарифуллина, Ф.Ф. Латифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 3. – С. 74-76. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-3-74-76

На уникальном Ромашкинском месторождении основным объектом, содержащим максимальные по объему запасы углеводородов, является кыновско-пашийский. Объект разделен разрезающими рядами нагнетательных скважин на 21 площадь самостоятельной разработки. Площади различаются размерами, геологическим строением, приуроченностью базисных пластов к различным частям разреза, продуктивностью и темпами разработки. В статье приведены данные о порядке разбуривания площадей, их геологическом строении, показателях неоднородности, структуре извлекаемых запасов по пластам и группам коллекторов. На основе методики балльной оценки выполнен анализ геологических факторов, оказавших наиболее значительное влияние на эффективность выработки запасов нефти. Рассмотренная методика основана на комплексе параметров, характеризующих геологические особенности каждой площади. В качестве технологического фактора влияния принят показатель промывки, представляющий собой относительный объем добытой жидкости за счет закачки воды. Приведены технологические показатели разработки и построены зависимости текущих коэффициентов извлечения нефти (КИН) от кратности промывки по каждой площади. По достигнутым КИН площади условно разделены на несколько групп: высокоэффективные, эффективные, достаточно эффективные, средне- и низкоэффективные. Оценено влияние различных параметров на выработку запасов. На основе корреляционного анализа сделан вывод, что достигнутые КИН по площадям Ромашкинского месторождения полностью соответствуют геологическому строению коллекторов и применяемым системам разработки, показатели эффективности по площадям хорошо согласуются как с геолого-физическими характеристиками участков, так и с технологическими параметрами их эксплуатации. Приведены графические прогнозные показатели добычи нефти по всем площадям месторождения до конца разработки.

Список литературы

1. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. О роли геологических параметров и технологических управляющих факторов при разработке нефтяных месторождений // Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов – основа рациональной разработки нефтяных месторождений / Тр. Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск, 5-9 июня 2000 г. – Альметьевск, 2000. – Ч. 1. – С. 153-171.

2. Дияшев Р.Н., Блинов А.Ф. Анализ показателей разработки девонских отложений на площадях Ромашкинского месторождения с учетом геологических характеристик и технологических факторов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 94-99.

3. Сопоставительная оценка эффективности реализуемой системы разработки на площадях Ромашкинского месторождения / Р.С. Хисамов, В.В. Шелепов, В.Ф. Базив, А.Ф. Блинов // Нефтяное хозяйство. – 2010. - № 7. – С. 24-28.

4. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН / В.Ф. Базив, Н.Н. Лисовский, С.А. Мальцев [и др.] // Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона / Тр. Научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Лениногорск, 17-18 марта 1998 г. – Казань : Новое Знание, 1998. – С. 37-62.

5. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением. – М. : ВНИИОЭНГ, 2007. – 393 с.

В настоящее время более 60 % мировой добычи нефти и значительная часть добычи нефти в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции приходится на карбонатные сложнопостроенные коллекторы. Для таких коллекторов интервал изменения проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) изменяется от 0,15 до 0,50. Для воздействия на карбонатные коллекторы широко применяется кислотный гидроразрыв пласта (КГРП) – метод стимуляции, при котором гидравлический разрыв создается путем закачки жидкости выше давления разрушения пласта, так что образуется трещина, а затем закачивается кислота для растворения части стенок созданной трещины. Отличие данного проппантного ГРП состоит в том, что при КГРП задачу сохранения остаточной ширины трещины после смыкания выполняют неровности на стенках трещины из-за неравномерного растворения карбонатной породы кислотой. Неравномерное растворение, в свою очередь, достигается за счет нескольких факторов, главными из которых являются неоднородность породы по проницаемости и пористости, смешанный минералогический состав (известняк и доломит) карбонатной породы, турбулентные течения в трещине. При КГРП существует множество параметров, определяющих степень создаваемой проводимости трещины, таких как количество растворенной кислотой породы, рисунок травления на поверхности трещины и проппант, иногда используемый для поддержания трещины. Создание и развитие инженерных симуляторов КГРП являются актуальной задачей.

В статье рассмотрены исследования, направленные на повышение эффективности математического моделирования процесса обработки стенок трещины кислотой, а также применение результатов моделировании в разработке инженерных инструментов для проектирования КГРП в ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Nierode D.E., Williams B.B. Characteristics of Acid Reaction in Limestone Formations // SPE-3101-PA. – 1971. – https://doi.org/10.2118/3101-PA

2. Roberts L.D., Guin J.A. A New Method for Predicting Acid Penetration Distance // SPE-5155-PA. – 1975. – https://doi.org/10.2118/5155-PA

3. Lo K.K., Dean R.H. Modeling of Acid Fracturing // SPE-17110-PA. – 1989. – https://doi.org/10.2118/17110-PA

4. Settari A. Modeling of Acid-Fracturing Treatments // SPE-21870-PA. – 1993. – https://doi.org/10.2118/21870-PA

5. Settari A., Sullivan R.B., Hansen C. A New Two-Dimensional Model for Acid- Fracturing Design // SPE-73002-PA. – 2001. – https://doi.org/10.2118/73002-PA

6. Romero J., Gu H., Gulrajani S.N. 3D Transport in Acid-Fracturing Treatments: Theoretical Development and Consequences for Hydrocarbon Production // SPE-72052-PA. – 2001. – https://doi.org/10.2118/72052-PA

7. Mou J., Zhu D., Hill A.D. Acid-Etched Channels in Heterogeneous Carbonates—a Newly Discovered Mechanism for Creating Acid-Fracture Conductivity // SPE-119619-PA. – 2010. – https://doi.org/10.2118/119619-PA

8. Oeth C.V., Hill A.D., Zhu D. Acid Fracture Treatment Design with Three- Dimensional Simulation // SPE–168602-MS. – 2014. - https://doi.org/10.2118/168602-MS

9. Guidelines for Optimizing Acid Fracture Design Using an Integrated Acid Fracture and Productivity Model / M.S. Aljawad, M.P. Schwalbert, D. Zhu, A.D. Hill // SPE–191423-18IHFT-MS. – 2018. - https://doi.org/10.2118/191423-18IHFT-MS

10. Aljawad M.S., Zhu D., Hill A.D. Temperature and Geometry Effects on the Fracture Surfaces Dissolution Patterns in Acid Fracturing // SPE–190819-MS. – 2018 -

https://doi.org/10.2118/190819-MS

11. Acid Fracturing Productivity Model for Naturally Fractured Carbonate Reservoirs / A. Ugursal, M.P. Schwalbert, D. Zhu, A.D. Hill // SPE–191433-18IHFT-MS. – 2018. - https://doi.org/10.2118/191433-18IHFT-MS

12. Acid Fracture Design Optimization in Naturally Fractured Carbonate Reservoirs / M. Alsulaiman, M. Aljawad, M. Schwalber [et al.] // SPE–200619-MS. – 2020. - https://doi.org/10.2118/200619-MS

13. Nierode D.E., Kruk K.F. An Evaluation of Acid Fluid Loss Additives Retarded Acids, and Acidized Fracture Conductivity // SPE–4549-MS. – 1973. -

https://doi.org/10.2118/4549-MS

14. Meyer B.R. Design formulae for 2-D and 3-D vertical hydraulic fractures: model comparison and parametric studies // SPE–15240-MS. – 1986. -

https://doi.org/10.2118/15240-MS

15. A New Correlation of Acid-Fracture Conductivity Subject to Closure Stress / J. Deng, J. Mou, A.D. Hill, D. Zhu // SPE–140402-MS. – 2011. -

https://doi.org/10.2118/140402-MS

16. Cleary M.P. Analysis of mechanisms and procedures for producing favourable shapes of hydraulic fractures // SPE–9260-MS. – 1980. -

https://doi.org/10.2118/9260-MS

При строительстве и капитальном ремонте скважин в ПАО «Татнефть» в составе малосиликатных глинистых, полимерно-солевых буровых растворов, комбинированных силикатных реагентов и гидроизоляционных смесей широко применяется силикат натрия в виде водного раствора (натриевое жидкое стекло). Под «жидким стеклом» понимают водные щелочные растворы силикатов, независимо от вида катиона (натрий, калий, литий, аммоний), концентрации кремнезема, его полимерного строения и способа получения. Интерес к материалам на основе жидкого стекла определяется их свойствами, доступностью и низкой стоимостью исходного сырья, экологической чистотой производства и применения, негорючестью и нетоксичностью. Вместе с тем использование товарного раствора силиката натрия осложняется неудобством применения жидкого реагента, хранящегося в бочках по 200 л, и застывающего при низкой температуре, при этом 50 % раствора составляет вода. Жидкий продукт неудобно транспортировать (требуется дополнительная механизация для погрузки-разгрузки), применять (тяжелая тара) и дозировать. Кроме того, возникает дополнительная логистическая нагрузка при вывозе отработанной тары. Применение сухого безводного силиката натрия, в свою очередь, нетехнологично по причине его плохой растворимости в воде при нормальных условиях (для растворения необходима температура 80–90 °С). Проведены лабораторные исследования возможности применения гидратированного силиката натрия в качестве технологической альтернативы жидкому стеклу. Использование гидратированного силиката натрия позволяит повысить эффективность буровых работ и обладает рядом преимуществ: содержание основного вещества – 80–90 %; максимальное содержание воды 20 %; сыпучесть (реагент не слеживается); возможность хранения при любой температуре; хорошая растворимость в холодной воде.

Список литературы

1. Шаронов Л.В. Геологическое строение и условия формирования сарайлинской толщи Татарии // Татарская нефть. – 1957. – № 1. – С. 21-23.

2. Аксенова Н.А., Овчинников В.П. Гетерогенные ингибирующие буровые растворы на водной основе // Буровые промывочные жидкости. – Тюмень : Нефтегазовый университет, 2008. – С. 134-146.

3. Каримов М.Ф. Бурение неустойчивых аргиллитов с применением ингибированного бурового раствора // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть», 13-14 апреля 2016 г., г. Бугульма. – Набережные Челны : Экспозиция Нефть Газ, 2016. – 288 с.

4. Ли Ц. Перспективы и современный опыт применения силикатов щелочных металлов при бурении скважин // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 3. – С. 81-91.

5. Укрепление аргиллитов при бурении скважин с помощью силикатной ванны / Ф.Ф. Ахмадишин, М.Ф. Каримов, Д.А. Миронов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2020. – Вып. 88. – С. 184-187.

6. Миронов Д.А., Беловская О.С., Каримов М.Ф. Буровые практики, повышающие коммерческую скорость бурения // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2018. – Вып. 86. – С. 246-250.

7. Каримов М.Ф., Миронов Д.А., Замалиева Р.Р. Исследования гидратированного силиката натрия для применения в технологии установки силикатных ванн // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2021. – Вып. 89. – С. 223-230.

8. Опыт применения изолирующих смесей при бурении скважин / Ф.Ф. Ахмадишин, М.Ф. Каримов, И.В. Львова, И.А. Зинина // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2014. – Вып. 82. – С. 220-224.

Современный этап разработки крупных месторождений нефти ПАО «Татнефть» характеризуется снижением темпов отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности продукции добывающих скважин. Это обусловлено истощением активных запасов нефти и, как следствие, увеличением доли остаточной нефти в зонах, не охваченных заводнением, которая физически или химически связана с породой пласта. Сложное геологическое строение основных объектов разработки (высокая слоистая неоднородность продуктивных пластов по проницаемости) определяет опережающее обводнение добывающих скважин по высокопроницаемым прослоям. Это является причиной частичного или полного исключения из процесса дренирования низкопроницаемых продуктивных участков залежей. Несмотря на то, что добыча нефти в Республике Татарстан, в частности на Ромашкинском месторождении, находится на стадии естественного падения, в последние годы ПАО «Татнефть» удалось не только стабилизировать добычу, но и обеспечить ее рост. Это стало возможным за счет применения на объектах компании эффективных технологий разработки месторождений с применением внутриконтурного заводнения, ввода в активную разработку трудноизвлекаемых запасов, широкого внедрения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Применение химических МУН, направленных на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции – одно из эффективных направлений повышения технико-экономических показателей разработки сложнопостроенных месторождений, особенно на поздней стадии разработки, для которой характерен отбор большого количества попутной воды. Однако высокую технологическую и экономическую эффективность показали только несколько видов технологий: полимерные системы, суспензии, осадко-гелеобразующие композиции и гидрофобные эмульсионные системы. Применение технологий с использованием гелеобразующих, дисперсных, осадкообразующих систем может привести к полному блокированию высоко- и среднепроницаемых интервалов пласта, обладающих, несмотря на свою повышенную водонасыщенность, значительными остаточными запасами нефти, что может привести к длительному отключению их из разработки вплоть до полной потери этой зоны коллектора. В связи с этим создание и применение МУН, которые позволяют избирательно, частично либо полностью, временно ограничивать фильтрацию воды в высокопроницаемых промытых интервалах продуктивных пластов, перераспределяя ее в низко- и среднепроницаемые зоны коллектора, является актуальной задачей.

Список литературы

1. Пат. 2379326 РФ, МПК C09K 8/584 (2006/01). Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, А.Н. Береговой, О.М. Андриянова, Р.С. Хисамов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2008132919/03; заявл. 08.08.2008; опубл. 20.01.2010.

2. Применение инвертных эмульсий для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, Э.П. Васильев // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. – С. 116-118.

3. Пат. 2613975 РФ, МПК В01F 17/00 (2006/01), C09K 8/00 (2006/01), C11D 1/04 (2006/01), C11D 3/43 (2006/01). Эмульгатор инвертных эмульсий / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, О.М. Андриянова, В.Г. Фадеев, М.И. Амерханов, А.А. Нафиков; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2016116351; заявл. 26.04.2016; опубл. 22.03.2017.

4. Пат. 2660967 РФ, МПК E21B 43/22 (2006.01), C09K 8/92 (2006.01). Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии / А.Т. Зарипов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, Н.А. Медведева, В.Н. Лакомкин, М.И. Амерханов, А.А. Нафиков; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2017128053; заявл. 04.08.2017; опубл. 11.07.2018.

5. Разработка и результаты применения эмульсионных технологий увеличения нефтеотдачи в ПАО «Татнефть» / А.Т. Зарипов, Ант.Н. Береговой, Н.А. Князева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 40-43. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-40-43

6. Пат. 2778501 РФ, МПК E21B 43/22 (2006.01), E21B 43/16 (2006.01), C09K 8/584 (2006.01). Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта / А.Н. Береговой, Н.А. Князева, О.И. Афанасьева, В.И. Белов, А.Р. Разумов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2022102755; заявл. 04.02.2022; опубл. 22.08.2022.

7. Пат. 2748198 РФ, МПК E21B 43/22 (2006.01), E21B 43/16 (2006.01), C09K 8/584 (2006.01). Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта / А.Т. Зарипов, А.Н. Береговой, Н.А. Князева, Ш.Г. Рахимова, В.И. Белов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2020132239; заявл. 30.09.2020; опубл. 20.05.2021.

Одной из основных причин выхода из строя штанговых глубинных насосов является проблема засорения клапанных узлов механическими примесями, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, плавающим мусором и др. Для восстановления работоспособности установки выполняются реанимационные работы с обратной промывкой глубиннонасосного оборудования. Однако по причине оседания взвешенных частиц в насосе и из-за поглощения жидкости продуктивным пластом обратная промывка не всегда эффективна. Применяемое в настоящее время оборудование не дает возможности осуществления прямой промывки клапанных узлов, а используемое насосное оборудование позволяет проводить бесподходную обработку призабойной зоны пласта только в скважинах со вставными штанговыми насосами. Рассмотренная в статье конструкция штангового насоса позволяет решить следующие задачи: проведение реанимационных работ с прямой промывкой всасывающего и нагнетательного клапанов насоса, выполнение бесподходной обработки призабойной зоны пласта без привлечения бригад текущего ремонта скважин. Использование данного оборудования обеспечит увеличение межремонтной наработки насоса и снизит эксплуатационные затраты на ремонт скважин. Опытно-промышленные работы с применением штангового насоса с возможностью прямой промывки проведены на шести скважинах ПАО «Татнефть». Выполнялась проверка работоспособности установки в двух режимах работы: при закачке рабочей жидкости посредством прямой промывки насоса и при вызове подачи с проверкой герметичности клапанных пар. В статье дано описание конструкции штангового насоса и особенностей его работы, а также приведены результаты промысловых испытаний на шести скважинах компании ПАО «Татнефть», подтвердившие его работоспособность.

Список литературы

1. Пат. 2715130 РФ, МПК F04B 47/00 (2006.01). Штанговый насос с возможностью прямой промывки (варианты) / К.М. Гарифов, А.Х. Кадыров, А.В. Глуходед, В.А. Балбошин, И.Н. Рахманов, М.Д. Сираев; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2019113450; заявл. 30.04.2019; опубл. 25.02.2020.

2. Глубинные штанговые насосы. Каталог / ОАО «Ижевский завод нефтяного машиностроения». – Ижевск, 2009. – 149 с. - http://www.tdneftemash.ru/files/gshn.pdf

3. Клапан обратный промывочный. Каталог. – http://oilprom-synergy.ru/submersibleequipment/577-klapany-obratnye-s-funktsiej-pryamoj-promyvki-shok-p/415-klapanyobratnye-s-funktsiej-pryamoj-promyvki-shok-p

Разработка оборудования направлена на решение технологического вызова «Поиск способов сокращения удельной продолжительности технологических операций по отношению к количеству подземных ремонтов скважин с целью геолого-технических мероприятий с 91 до 80 час/рем до 2030 года». При анализе возможности снижения затрат на текущий ремонт фонда скважин выявлен ряд недостатков существующих креплений фланцевых соединений устьевых арматур скважин: сложность, большая трудоемкость, продолжительность монтажа и низкая надежность крепления соединения ввиду невозможности равномерной затяжки гаек на шпильках для обеспечения герметичности фланцевых соединений без применения специальных устройств для обеспечения регламентированного усилия затяжки соединений. При этом ослабленные соединения из-за пропуска жидкости необходимо периодически подтягивать.

В статье рассмотрены работы по усовершенствованию крепления фланцевого соединения скважин. Специалистами сектора технологий ремонта скважин отдела эксплуатации и ремонта скважин ТатНИПИнефти разработаны крепления фланцевых соединений добывающих скважин, различающиеся количеством крепежных элементов и группой прочности используемого материала при изготовлении. Разработанные фланцевые соединения адаптированы к различным типам устьевых арматур добывающих скважин ПАО «Татнефть». При эксплуатации данных креплений фланцев снижается трудоемкость работ при монтаже арматуры, повышается надежность крепления фланцев, в результате исключается потеря их работоспособности. Отсутствует необходимость периодического подтягивания гаек шпилек за счет применения сегментных элементов на шпильках, которые, соприкасаясь между собой, предотвращают проворот шпилек. Несомненными преимуществами креплений являются сокращение продолжительности монтажа или демонтажа, надежность и универсальность. Крепления фланцевых соединений устьевых арматур скважин прошли испытания на устьях шести добывающих скважин. Разработка рекомендована для включения в лучшие практики ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Сборник унифицированных норм времени на текущий ремонт скважин: НМД 293-06-553-2016, ЕРБ 01-893-1.0-2016. – Альметьевск: ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, Нормативно-исследовательская станция, 2016. – С. 37–40.

2. Пат. 2753224 РФ, МПК E21B 33/038 (2006.01), F16L 23/036 (2006.01). Фланцевое соединение устьевого оборудования (варианты) / Р.З. Зиятдинов, Р.И. Насрыев; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2021104405; заявл. 20.02.2021: опубл. 12.08.2021.

3. Пат. 2760446 РФ, МПК E21B 33/038 (2006.01), F16L 23/036 (2006.01). Способ крепления фланцевого соединения шпильками с сегментными элементами и устройство для его осуществления / Р.З. Зиятдинов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2021114039; заявл. 18.05.2021; опубл. 25.11.2021.

4. Биргер И.А., Иосилевич Г.Б. Резьбовые и фланцевые соединения. – М. : Машиностроение, 1990. – 388 с.

Одним из элементов скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), является устьевая арматура. Она обеспечивает герметизацию ввода в скважину НКТ и кабеля питания. Основным требованием, предъявляемым к сальниковому устройству кабельного ввода УЭЦН на устьевой арматуре скважины, является герметичность вводного узла. Недопустим выход скважинной жидкости и газов наружу. Сальниковое устройство кабельного ввода УЭЦН должно выдерживать давление, создаваемое нефтяным газом и водонефтяной эмульсией в межтрубном пространстве, а также возможные сезонные температурные перепады. Существует множество вариантов герметизации питающего кабеля УЭЦН на устье скважины, однако все они имеют один общий существенный недостаток, связанный с необходимостью разделки кабеля. Это повышает риск повреждения изоляции жил кабеля при монтажных работах, таких как набивка уплотнительных элементов, заворот тройника устьевой арматуры и др. При отрицательных температурах полиэтиленовая оболочка жил питающего кабеля склонна к растрескиванию при малейшей деформации. Для герметизации кабельных вводов УЭЦН, применяемых в ПАО «Татнефть», выполняется размотка брони питающего УЭЦН кабеля типа КПБП, устанавливаются (набиваются) сальниковые уплотнители, герметизируется сальниковое устройство путем заворота герметизирующей крышки. Данный процесс трудоемкий (может занимать около 1 ч); существует вероятность повреждения элементов кабеля и преждевременного отказа оборудования. В статье рассмотрены принципиально новая конструкция кабельного ввода и метод его герметизации, которые позволяют исключить необходимость разделки брони кабеля и соответствовуют следующим требованиям: 1) сокращение продолжительности процесса монтажа кабельного ввода; 2) выполнение монтажа/демонтажа устройства силами ремонтных бригад или оператора; 2) предотвращение проникновения скважинной жидкости и газов на земную поверхность; 3) устойчивость к давлению, создаваемому нефтяным газом и водонефтяной эмульсией в процессе эксплуатации скважины; 4) инертность к сезонным температурным перепадам; 5) минимальная металлоемкость.

Рассмотрены основные события последнего десятилетия, влияющие на глобальное развитие мировой экономики и энергетики, в результате которых претерпели значительные изменения представления о перспективах, темпах и пропорциях развития мировой энергетики, о роли в будущем энергообеспечении человечества тех или иных первичных энергоносителей. Показано, что в большинстве рассмотренных прогнозов подчеркивается, что два кризиса последних лет – украинский и энергетический – приводят к необходимости пересмотра в сторону понижения прогнозов мирового ВВП и спроса на энергоносители, поскольку стремительный рост цен на них прямо или косвенно затронул все страны мира. Особое внимание уделено анализу работ ведущих мировых аналитических и прогностических центров, в которых сделана попытка оценить роль нефтяной отрасли России в принципиально изменившемся за последние 2 года мире. Их анализ свидетельствует, что в настоящее время нет однозначного представления о последствиях для российской нефтяной отрасли событий 2022-2023 гг. Показано, что наиболее полно оценки этих событий присутствуют в работе МЭА WEO-2022, которая в статье проанализирована наиболее детально. Отмечена уверенность экспертов МЭА в том, что долгосрочные перспективы нефтегазового комплекса России будут ослаблены как неопределенностью в отношении спроса, так и ограниченным доступом к международному капиталу и технологиям, поэтому российский экспорт ископаемого топлива никогда не вернется к уровням, наблюдавшимся в 2021 г. Соответственно, доля России в международной торговле нефтью и газом существенно сократится уже к 2030 г. В то же время МЭА признает, что, несмотря на уже действующие санкции и сокращение российского экспорта в ЕС, общие объемы добычи и экспорта российской нефти пока существенно не снизились. К аналогичным выводам приходят и специалисты ВР, отмечая, что на возможности российской нефтедобычи в ближайшей перспективе наиболее существенно влияние будут оказывать формальные и неформальные санкции в отношении как импорта российской нефти, так и доступа страны к западным технологиям и инвестициям. Однако специалисты Секретариата ОПЕК, исходя из тех же условий (конфликт вокруг Украины, санкции, эмбарго, уход ряда международных нефтяных компаний с их технологиями), видят перспективы добычи нефти в России иначе. Сделан вывод, что, по крайней мере, в ближайшие годы, объемы добычи и экспорта российской нефти будут определяться не столько санкционной политикой «недружественных государств», сколько политикой ОПЕК+. Поэтому в ближайшее время следует ожидать дальнейшей корректировки взглядов представителей ведущих мировых аналитических и прогностических центров на будущее российской нефти.

Список литературы

1. Мастепанов А.М. Что день грядущий нам готовит? Перспективы нефти в

долгосрочных прогнозах развития мировой энергетики // Нефть России. – 2017. – № 7–8. – С.11–19.

2. Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации. Энергетический бюллетень. Выпуск № 5, август 2013. - https://ac.gov.ru/files/publication/a/508.pdf

3. World Energy Outlook 2022. OECD/IEA, 2022. 524 pages – https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2022

4. bp Energy Outlook 2023 edition – https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/energy-ou...

5. World Oil Outlook 2022 – OPEC : World Oil Outlook

6. IEEJ Outlook 2023 – https://eneken.ieej.or.jp/data/10974.pdf

7. Energy Transition Report. Energy Scenarios. Rystad Energy. November 2022 – https://www.rystadenergy.com/news/note-from-the-ceo-november-2022

8. World energy Transitions Outlook 2023 –   https://www.irena.org/Publications/2023/Jun/World-Energy-Transitions-Outlook-2023

9. APEC Energy Demand and Supply Outlook 8 Edition 2022. – Vol. 2. - https://aperc.or.jp/file/2022/9/27/APEC_Outlook_8th_Edition-Volume_2.pdf

10. Energy Outlook February 2023 – https://atradius.us/reports/economic-research-energy-outlook-february-2023.html

11. ING. 2023 Energy Outlook –   https://think.ing.com/uploads/reports/Energy_Outlook_-_Dec_22.pdf

12. KAPSARC. Oil Market Outlook (KOMO). Q1, 2023 – https://www.kapsarc.org/research/publications/kapsarc-oil-market-outlook-komo-8/

13. Russia’s War on Ukraine – https://www.iea.org/topics/russias-war-on-ukraine

14. Oil 2023 Analysis and forecast to 2028 –   https://iea.blob.core.windows.net/assets/6ff5beb7-a9f9-489f-9d71-fd221b88c66e/Oil2023.pdf

Курс на устойчивое развитие прочно вошел в планирование экономических потоков как целых государств, так и компаний, в том числе нефтегазовых. Подход на основе экологического, социального и корпоративного управления (Environmental, Social, and Corporate Governance – ESG) корпорации встраивают в свои внутренние стратегии, благодаря чему они могут не только управлять нефинансовыми рисками, но и получать преимущества в сфере «зеленого» финансирования. В статье ESG стратегии рассмотрены на примере ПАО «Газпром». Для ПАО «Газпром», одним из первых принявшего Экологическую политику в 1995 г., приоритетными направлениями являются неуклонное экономическое развитие и рост прибыльности компании при условии воспроизводства природных ресурсов и социальной поддержки населения. Особенности менеджмента и корпоративного управления позволяют компании успешно реализовывать экологическую и социальную политику за счет принятых в внутренних нормативных актов. Адаптация бизнес-модели ПАО «Газпром» к низкоуглеродному тренду заключается в снижении выбросов парниковых газов при сжигании эквивалентного количества топлива, а также в реализации корпоративных программ по энергосбережению и энергоэффективности. Критериями внутренней оценки эффективности экологических программ компании являются корпоративные цели, принятые относительно базового 2018 г. В качестве важнейших направлений деятельности в рамках социального управления установлены обеспечение благополучия коренных малочисленных народов севера и развитие регионов присутствия. Повестка устойчивого развития ПАО «Газпром» включает проекты в сфере ресурсосбережения, переработки углеводородов, «зеленой» экономики, возобновляемых источников энергии, а также низкоуглеродного развития.

Список литературы

1. Отраслевой рейтинг экологической открытости. Нефтегазовые компании. Россия, 2022. - https://wwf.ru/what-we-do/green-economy/eco-transparency-rating/ngk-russia-2022 (дата обращения 18.06.2023).

2. Рейтинг ESG. - https://raexpert.ru/ratings/esg_all/ (дата обращения 23.12.2022).

3. ESG-рейтинги. - https://akmrating.ru/esgreyting/ (дата обращения 23.12.2022).

4. Отчеты о деятельности в области устойчивого развития. - https://www.gazprom.ru/sustainability/sustainability-management/reports/ (дата обращения 18.06.2023).

5. ГОСТ Р ИСО 14001-2016. Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению. - https://docs.cntd.ru/document/1200134681 (дата обращения 18.06.2023).

6. The TPI Global Climate Transition Centre. - https://www.transitionpathwayinitiative.org/ (дата обращения 09.02.2023).

7. Carbon Disclosure Project (CDP). Companies scores. - https://www.cdp.net/en/companies/companies-scores (дата обращения 06.01.2023).

8. Голубев С.В. Возобновляемые источники энергии в энергетике газовой отрасли. Перстпективы и аспекты применения ВИЭ на объектах ПАО «Газпром» // Газовая промышленность. – 2016. – № 12. – С. 72–76.

Выполнен анализ международного правового статуса буровых установок – вариативности подходов к определению такого статуса. В современных условиях подход к определению международно-правового статуса плавучих буровых установок (ПБУ) определяется в зависимости от целей и задач нормативного правового документа. В то же время целесообразно разграничивать правовой статус ПБУ в зависимости от режима их эксплуатации: процесс строительства скважин или транспортировка. ПБУ распространены во всем мире, следовательно, любые действия, связанные с ними, влекут за собой правовые последствия. Большинство стран, в том числе и Российская Федерация, относят ПБУ к морским судам. Такой подход нашел отражение во многих международных конвенциях. Однако нельзя не учитывать то, что в момент осуществления работ по строительству скважин установки приобретают статус «искусственных островов, установок, сооружений». Реализация такого дуалистического подхода в перспективе унификации международного и национального права в настоящее время затруднительна по многим причинам. Отмечено, что конвенции регулируют отдельные вопросы в тех сферах, на которые распространяется их действия, и не могут дать всеобъемлющего понимания правового статуса ПБУ. Кроме этого, национальное законодательство, в том числе российское, также требует доработок в части определения международного правового статуса ПБУ. На территории Российской Федерации ПБУ квалифицируют как суда, однако в случае перемещения через границу установки приобретают статус товара и транспортируются как обычный груз. Таможенный кодекс Евразийского экономического союза также не дает возможности применить дуалистический подход к определению правового статуса ПБУ и отнести их к транспортным средствам международной перевозки, что в значительной мере могло бы упростить процедуру перемещения такой категории объектов как ПБУ через границу Российской Федерации.

Список литературы

1. Proclamation 2667: Policy of the United States With Respect to the Natural Resources of the Subsoil and Sea Bed of the Continental Shelf. –https://www.trumanlibrary.gov/library/public-papers/150/proclamation-2667-policy-united-states-respe...

2. Абрамов Н.С. Международно-правовой режим морских нефтегазовых платформ: дис. ... канд. юрид. наук. – М., 2017. – 278 с.

Одним из перспективных направлений геолого-разведочных работ является выход на новые территории. Одним из примеров слабоизученных, но перспективных территорий Восточной Сибири, является Предпатомский региональный прогиб. В пределах Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского регионального прогиба в настоящее время открыто всего несколько месторождений углеводородов, продуктивность которых установлена в отложениях венд-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса, хотя высокие перспективы этого района не вызывают сомнений.

На примере Отраднинского месторождения, расположенного в зоне сочленения Нюйско-Джербинской впадины и Вилючанской седловины, показаны сложные шарьяжно-надвиговые структуры, формирование которых проходило под действием разнонаправленных тектонических движений. На их геологическое строение влияли не только субгоризонтальные движения, но и наложенные на них субвертикальные, которые, с одной стороны, способствовали надвижению крупных блоков осадочного чехла, а с другой, ограничивали их распространение. Данные сейсморазведки могут выявить только крупные складчато-надвиговые дислокации. Как правило, результаты бурения в зонах надвиговых дислокаций показывают, что ошибки в отбивках отражающих горизонтов, прослеженных по данным сейсморазведки, больше расчетной точности структурных построений и достигают 70-100 м. Разрез подсолевых отложений кембрия в пределах дислоцированной части характеризуется сложной волновой картиной, интерпретация которой существенно затруднена в связи с наличием в разрезе множества субгоризонтальных надвиговых дислокаций, с наложенными на них субвертикальными разрывными нарушениями. Для уточнения геологического строения складчато-надвиговой зоны выполнено последовательное палеопрофилирование на основе детальной корреляция разрезов скважин, которое подтверждает наличие трех и более повторений разреза или его частей в отдельных скважинах. В результате в нижележащих отложениях выявлен конседиментационный сувертикальный разлом вендского терригенного комплекса, который в дальнейшем проявлял себя как постседиментационный. Отмечено, что современная структура шарьяжно-надвиговых дислокаций Отраднинской зоны формировалась в несколько этапов. Первоначально Вилючанская седловина и Нюйско-Джербинская впадина испытывали разнонаправленные субвертикальные тектонические движения. Субгоризонтальные движения блоков, происходившие позже, сформировали сложную многоуровневую надвиговую структуру, границей распространения которой стал вертикальный разлом, заложенный в вендское время. Последним этапом, стало вертикальное движение центральной части Отраднинской структуры вниз относительно краевых частей.

Список литературы

1. Перспективы нефтегазоносности региональных резервуаров Предпатомского регионального прогиба (Сибирская платформа) / Г.Г. Шемин, С.А. Моисеев, А.М. Станевич [и др.]. – Новосибирск, Изд-во СО РАН, А.А. Трофимука, 2018. – 315 с.

2. Гайдук В.В. Чешуйчато-надвиговая структура Нюйско-Джербинской впадины // Проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа в Якутии. - Якутск: Якутский научный центр СО РАН, 1993. – С. 30–45.

3. Региональная стратиграфическая схема кембрийских отложений Сибирской платформы. Решения Всероссийского стратиграфического совещания по разработке региональных стратиграфических схем верхнего докембрия и палеозоя Сибири (Новосибирск, 2012) (Кембрий Сибирской платформы) / под ред. С.С. Сухова, Т.В. Пегель, Ю.Я. Шабанова. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2021. – 138 с.

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

5. Мигурский А.В., Ефимов А.С., Старосельцев В.С. Новые направления нефтегазопоисковых работ в Предпатомском региональном прогибе (Сибирская платформа) // Геология нефти и газа. – 2012. – № 1. – С. 21-29.

6. Мигурский А.В., Старосельцев В.С. Зоны разломов – естественные насосы природных флюидов // Отечественная геология. – 2000. – № 1. – С. 56–59.

Западно-Кубанский прогиб (ЗКП), акватории Азовского моря и восточной части Черного моря до сих пор остаются одними из немногих недоизученных бассейнов. Их нефтегазоносность напрямую обусловлена свойствами выполняющих их осадочных толщ, которые контролируются источниками сноса: богатые кварцем пески и песчаники являются хорошими коллекторами, а глинистые толщи – нефтематеринскими комплексами. Несмотря на длительную историю геолого-геофизического изучения Северного Причерноморья и обилия накопленного фактического материала, до сих пор остаются недоизученными механизм и история заполнения бассейнов и их кайнозойской геодинамической эволюции. В частности, не решен вопрос об источниках сноса для толщ разного возраста. Источником для песков и песчаников могли быть только комплексы Восточно-Европейской платформы (ВЕП), т.е. для образования качественных нефтяных резервуаров благоприятны седиментационные потоки в бассейны с севера, а не с юга (области современного Кавказа). В статье представлен анализ существующих представлений о тектонической природе ЗКП и палеогеографических реконструкций Северного Причерноморья с использованием сейсмических профилей и результатов U-Pb датирования зерен детритового циркона (dZr) из осадочных толщ. Высокоразрешающие сейсмические записи по Западному Предкавказью показывают, что поступление обломочного материала в сторону западной части современного горного сооружения Большого Кавказа с севера продолжалось вплоть до конца миоцена. Таким образом, сейсмостратиграфических доказательств существования горного сооружения в западной части современного Большого Кавказа вплоть до начала плиоцена в настоящее время нет, а воздымание этого орогена в его западном сегменте началось не ранее позднего миоцена. Существующие данные U-Pb датирования зерен детритового циркона (dZr) из осадочных толщ Северного Причерноморья разного возраста также не выявили признаков поступления продуктов эрозии с Кавказа в ЗКП. Большую часть времени своего существования Предкавказский прогиб имел окраинно-континентальную («перикратонную») природу и заполнялся преимущественно седиментационными потоками с ВЕП. Его трансформация в предгорный осадочный бассейн произошла не ранее плиоцена. Пересмотр базовых представлений о способе заполнения и геодинамической эволюции Предкавказского прогиба неизбежно приведет к корректировке численных моделей генерационно-акумуляционных углеводородных систем ЗКП

Список литературы

1. Тектонический кодекс России / Г.С. Гусев, Н.В. Межеловский, А.В. Гущин [и др.]. – М.: ГЕОКАРТ: ГЕОС, 2016. - 240 с.

2. Архангельский А.Д. Условия образования нефти на Северном Кавказе. М.-Л.: Научно-издательское бюро СНП, 1927. – 186 с.

3. Углеводородные системы Крымско-Кавказского сегмента Альпийской складчатой системы / В.Ю. Керимов, Н.Ш. Яндарбиев, Р.Н. Мустаев, А.А. Кудряшов // Георесурсы. – 2021. – 23(4). – C. 21–33. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.3

4. Mesozoic to recent geological history of southern Crimea and the Eastern Black Sea region / A.M. Nikishin, M. Wannier, A.S. Alekseev [et al.] // Tectonic Evolution of the Eastern Black Sea and Caucasus/ M. Sosson, R.A. Stephenson, S.A. Adamia (eds) // Geological Society, London, Special Publications. – 2015. – V. 428. – http://doi.org/10.1144/SP428.1

5. The Black Sea basins structure and history: new model based on new deep penetration regional seismic data. Part 1: Basins structure and fill / A.M. Nikishin, A. Okay, O. Tuysuz [et al.] // Marine and Petroleum Geology. - 2015. - V. 59. - P. 638–655. - 10.1016/j.marpetgeo.2014.08.017

6. The Black Sea basins structure and history: New model based on new deep penetration regional seismic data. Part 2: Tectonic history and paleogeography / A.M. Nikishin, A. Okay, O. Tuysuz [et al.] // Marine and Petroleum Geology. - 2015. - V. 59. - P. 656–670. – DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2014.08.018

7. Первые результаты U-Pb датирования зерен детритового циркона из олигоцена юго-востока Воронежской антеклизы и их значение для палеогеографии / Г.Н. Александрова, К.Г. Ерофеева, Н.Б. Кузнецов [и др.] // Доклады РАН. Науки о Земле. – 2020. – Т. 494. – № 1. – С.14-19. –

DOI: 10.31857/S2686739720090042

8. Колебания уровня моря на северном шельфе Восточного Паратетиса в олигоцене – неогене / С.В. Попов, М.П. Антипов, А.С. Застрожнов [и др.] // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2010. – Т. 18. – № 2. – С. 99–124.

9. Палеогеография и биогеография бассейнов Паратетиса. Часть 1. Поздний эоцен–ранний миоцен / С.В. Попов, М.А. Ахметьев, А.В. Лопатин [и др.]. – М.: Научный мир, 2009. – 178 с.

10. Крымско-Копетдагская зона концентрированных орогенических деформаций как трансрегиональный позднеколлизионный правый сдвиг / И.С. Патина, Ю.Г. Леонов, Ю.А. Волож [и др.] // Геотектоника. – 2017. – № 4. – C. 17–30. – DOI: 10.7868/S0016853X17040063

11. Патина И.С., Попов С.В. Сейсмостратиграфия регрессивных фаз майкопского и тарханского комплексов северного шельфа Восточного Паратетиса // Тектоника и геодинамика Земной коры и мантии: фундаментальные проблемы-2023 (Материалы LIV Тектонического совещания). – М.: ГЕОС, 2023. – Т. 2. – C. 68–72.

12. Lithological-palaeogeographic maps of the Paratethys / S.V. Popov, S. Rögl, A.Y. Rozanov [et al.] eds. // Courier Forschungs-Institut Senckenberg. – 2004. –

V. 250. – 73 p.

13. Insights from petrography, mineralogy and U-Pb zircon geochronology into the provenance and reservoir potential of Cenozoic siliciclastic depositional systems supplying the northern margin of the Eastern Black Sea / S.J. Vincent, A.C. Morton, F. Hyden, M. Fanning // Marine and Petroleum Geology. – 2013. – V. 45. – P. 331-348. – http://dx.doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2013.04.002

14. Oligocene uplift of the Western Greater Caucasus; an effect of initial Arabia-Eurasia collision / S.J. Vincent, A.C. Morton, A. Carter [et al.] // Terra Nova. – 2007. – № 19. – P. 160-166.

15. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. - М: Научный мир, 2007. – 172 с.

16. Большой Кавказ в альпийскую эпоху / Ред. Ю.Г. Леонов. – М.: ГЕОС, 2007. – 368 с.

17. Никишин А.М., Ершов А.В., Никишин В.А. Геологическая история Западного Кавказа и сопряженных краевых прогибов на основе анализа регионального сбалансированного разреза // Доклады РАН. – 2010. – Т. 430. – № 4. – С. 515–517.

18. Кузнецов Н.Б., Романюк Т.В. Пери-Гондванские блоки в структуре южного и юго-восточного обрамления Восточно-Европейской платформы // Геотектоника. – 2021. – № 4. – С. 3-40. - http://doi.org/10.31857/S0016853X2104010X

19. Slab detachment beneath eastern Anatolia: A possible cause for the formation of the North Anatolian fault / C. Faccenna, O. Bellier, J. Martinod [et al.] // Earth Planet. Sci. Lett. – 2006. – V. 242. – № 1-2. – P. 85-97. - http://doi.org/10.1016/j.epsl.2005.11.046

20. Nature of orogenesis and volcanism in the Caucasus region based on results of regional tomography / I. Koulakov, I. Zabelina, I. Amanatashvili, V. Meskhia // Solid Earth. – 2012. – № 3. – P. 327–337. – http://doi.org/10.5194/se-3-327-2012

21. Трифонов В.Г., Соколов С.Ю. Строение мантии и тектоническая зональность центральной части Альпийско-Гималайского пояса // Геодинамика и тектонофизика. – 2018. – Т. 9. – № 4. – С. 1127-1145.

22. Avdeev B., Niemi N.A. Rapid Pliocene exhumation of the central Greater Caucasus constrained by low-temperature thermochronometry // Tectonics. – 2011. – V. 30. – P. 1–16. - http://doi.org/10.1029/2010TC002808

23. Современный рост складок, процессы эрозии и седиментации в глубоководной части Туапсинского прогиба в Черном море по данным 3D сейсморазведки / О.А. Альмендингер, А.В. Митюков, Н.К. Мясоедов, А.М. Никишин // Доклады РАН. – 2011. – Т. 439. – № 1. – С. 76–78.

Месторождения, представленные карбонатными коллекторами, играют все большую роль в формировании ресурсного потенциала во всем мире. На территории Российской Федерации одним из стратегических регионов по добыче углеводороводов из карбонатных коллекторов является Непско-Ботуобинская антеклиза, расположенная в юго-восточной части Сибирской платформы. Для активного ввода месторождений Восточной Сибири в полномасштабную разработку необходимо усиление программы геолого-разведочных работ, поэтому требуется выработка комплексного подхода к определению критериев продуктивности карбонатного пласта и выявлению геологических перспектив под заложение скважин.

В статье представлены поисковые критерии залежей нефти и газа в осинском продуктивном горизонте. На основе комплексирования разномасштабного геолого-геофизического материала закартированы крупные карбонатные постройки барьерного типа в пределах рассмотренной территории Непско-Ботуобинской антеклизы. В результате проведенной работ по обобщению имеющегося материала определены генезис и морфология карбонатных построек в осинском горизонте. Дано описание новых литологических особенностей их строения. Выполнен прогноз распространения коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и выявлены благоприятные критерии образования таких интервалов. По сейсмическим данным выделена принципиально новая зона со специфическими особенностями сейсмической записи, так называемая зона «окна», которая может служить поисковым критерием зон повышенной продуктивности. Таким образом, выявлены критерии для прогноза новых залежей и картирования зон коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, что может быть использовано при планировании геолого-разведочных работ. Показано, что имеются предпосылки для скопления значительных объемов ресурсов углеводородов, что дает надежду на открытие новых ловушек нефти и газа в осинском горизонте в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Восточной Сибири.

Список литературы

1. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / Отв. редактор В.А. Каширцев. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 467 с.

2. Древние карбонатные толщи Восточной Сибири и их нефтегазоносность. / В.Г. Кузнецов, Л.Н. Илюхин, О.В. Постникова [и др.]. – М.: Научный мир, 2000. – 104 с.

3. Никулина М.Ю., Мышевский Н.В., Никулин Е.В. Классические и аномальные объекты, выявленные в результате проведения геолого-разведочных работ на участках ООО «ИНК» // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. - C. 26–29. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-26-29

4. Воробьев В.С., Иванюк В.В., Вилесов А.П. Прогноз перспективных зон развития коллекторов в осинском продуктивном горизонте на основе материалов сейсморазведки и реконструкции истории геологического развития // Геология нефти и газа. - 2014. - № 3. - С. 3-16.

5. Геодинамические и тектонические факторы формирования и разрушения карбонатных венд-кембрийских залежей углеводородов на юге Непско-Ботуобинской антеклизы / А.В. Плюснин, М.И. Гёкче, Р.Д. Шаваров, Е.В. Никулин // Геосферные исследования. - 2023. - № 1. - С. 20–35. - https://doi.org/10.17223/25421379/25/2

6. Новые результаты комплексного литолого-фациального и биостратиграфического изучения осинского горизонта нижнего кембрия юга Сибирской платформы (Большетирская скв. 7) / Д.А. Токарев, А.В. Плюснин, А.А. Терлеев [и др.] // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2021. - № 2 - С. 56-60. - https://doi.org/10.20403/2078-0575-2021-2-56-66

Рассмотрены особенности строения и структуры пустотного пространства, влияющие на фильтрационные свойства горных пород вулканического происхождения. Дано описание особенностей формирования первичного и вторичного пустотного пространства вулканогенных горных пород. Первичное пустотное пространство представлено трещинами усадки, пустотами дегазации, перлитизации (в лавах), трещинами дробления (в лавокластических породах), пустотами, связанными с неплотной упаковкой обломков (в пирокластических породах), межобломочными порами (в осадочно-вулканогенных, вулканогенно-осадочных и осадных породах). Образование пустот вторичного происхождения обусловлено тектоническими, гипергенными, гидротермально-метасоматическими процессами. Выполнено сравнение фильтрационно-емкостных характеристик вулканогенных и осадочных горных пород. Показано, что характерной особенностью вулканитов является сложная структура пустотного пространства. Размеры пустот превышают размеры соединяющих их каналов на два-три порядка. Это отличает вулканогенные горные породы от песчано-глинистых и карбонатных, где расхождения размеров пустот и сужений между ними в основном не превышает одного-двух порядков. Указанный фактор предопределяет пониженные фильтрационные свойства вулканитов. По данным анализа изображений шлифов (имидж-анализа), ЯМР-исследований полностью водонасыщенных образцов керна, капиллярных исследований вулканитов выявлены существенные расхождения размеров пустот по данным различных методов, свидетельствующие о значительном различии размеров тел пустот и каналов их соединяющих. Показано, что с увеличением расхождения размеров тел пустот (по имидж-анализу) и соединяющих их каналов (по капиллярным исследованиям) фильтрационные свойства снижаются. Проницаемость возрастает с увеличением размера и содержания фильтрующих пустотных каналов. При этом для достижения одинакового значения коэффициента проницаемости доля пустот малого размера должна быть больше, чем крупного. Предложено описывать фильтрационные и емкостные свойства вулканогенных горных пород с использованием гантельной модели, представляющей пустотное пространство как взаимосвязанную систему тел пустот (макрокапилляров) и соединяющих их каналов (микрокапилляров). Модель учитывает различия эквивалентных сечений (емкостных, фильтрационных, электрических) макро- и микрокапилляров, связанных между собой в силу электрогидродинамической аналогии. Проницаемость трещиноватых вулканитов предложено определять с использованием эмпирических зависимостей от трещинной пористости.

Список литературы

1. Малеев Е.Ф. Вулканиты: справочник. – М.: Недра, 1980. – 240 с.

2. Гринберг М.Э., Цицишвили Г.К. Морфология порового пространства и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и флюидоупоров Притбилисского нефтяного района // Геология нефти и газа. – 1988. – № 4. – С. 54–57.

3. Кондрушкин Ю.М., Цицишвили Г.К., Крутых Л.Г. Коллекторские свойства эффузивных пород месторождения Мурадханлы // Геология нефти и газа. – 1987. – № 7. – С. 35–39.

4. Крылова О.В. Разработка методики определения литологического состава и коллекторских свойств вулканогенно-осадочных пород по данным промысловой геофизики (на примере среднеэоценовых отложений месторождений Грузии) : дис. … канд. геол.-минерал. наук. – Грозный, 1983. – 151 с.

5. Морфология среднеэоценового коллектора и особенности разработки месторождения Самгори / М.Э. Гринберг, Д.Ю. Папава, М.И. Шенгелия [и др.] // Геология нефти и газа. – 1991. – № 3. – С. 20–25.

6. Зубков М.Ю., Печеркин М.Ф., Шелепов В.В. Критерии оценки перспектив промышленной нефтегазоносности кровельной части доюрского комплекса Западно-Сибирской плиты // Опыт повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Научно-практическая конференция геологов, посвященная памяти В.У. Литвакова (Тюмень, апрель 1999 г.). – Тюмень, 1999. – С. 122–140.

7. Малинин А.В. О некоторых возможностях ядерно-магнитного каротажа при геолого-технологическом моделировании // Каротажник. – 2004. –

№ 116–117. – С. 23–44.

8. Топорков В.Г., Рудаковская С.Ю. Применение метода ЯМР при оценке петрофизических характеристик пород-коллекторов нефти и газа // Нефть. Газ. Новации. – 2013. – № 4(171). – С. 12–22.

9. Шуматбаев К.Д., Кучурина О.Е., Шишлова Л.М. Комплексное изучение структуры пустотного пространства карбонатных отложений на примере месторождения им. Р. Требса // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 91–93.

10. Расчет петрофизических свойств вулканогенных пород по результатам капиллярных исследований / Л.А. Сарафанова, Е.А. Романов, О.С. Абрамова, Т.Н. Игнатьева // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Девятая научно-практическая конференция (Ханты-Мансийск, 27–29 сентября 2005 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 229–234.

11. Плаченов, Т.Г., Колосенцев С.Д. Порометрия. – Л.: Химия, 1988. – 176 с.

12. Ахметов Р.Т. Гантельная модель пустотного пространства природных резервуаров нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 5. – С. 31–35.

13. Tiab D., Donaldson E.C. Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. – Oxford: Elsevier, 2004. – 889 p.

14. Ахметов Р.Т., Кнеллер Л.Е. Прогноз абсолютной проницаемости гранулярных коллекторов на основе гантельной модели пустотного пространства // Каротажник. – 2013. – № 7(229). – С. 75–88.

15. Боронин П.А., Гильманова Н.В., Москаленко Н.Ю. Выделение интервалов трещиноватости и обоснование параметров трещин отложений доюрского комплекса // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2021. – № 1. – С. 9–19. - https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-1-9-19

В последнее время ПАО «НК «Роснефть» вовлекаются в разработку и эксплуатацию коллекторы со сложной структурой, что существенно усложняет оценку смачиваемости пород. Для определения смачиваемости, одной из важнейших характеристик горных пород-коллекторов, разработано большое число различных методов и приемов. Каждый метод и подход имеет как преимущества, так и недостатки. Применение стандартных методик исследования связано с определенными сложностями и ограничениями, в крайних случаях их невозможно использовать, в частности, при изучении сильноглинистых и слабоконсолидированных пород. Очевидно, что процесс исследования керна сложных терригенных коллекторов сопряжен с определенными трудностями. Влияние осложняющих факторов можно снизить за счет использования для исследования горной породы метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).

В статье рассмотрен метод ЯМР-релаксометрии на примере слабоконсолидированных терригенных пород с низкой проницаемостью (менее 0,001 мкм²) и высоким содержанием глинистых компонентов. Метод внедрен в ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть»). Выполнено сравнение данных, полученных методом ЯМР-релаксометрии), результатов измерений прямым методом определения краевого угла смачивания (метод лежачей капли) и косвенным методом Тульбовича. Показана хорошая качественная и количественная сходимость результатов ЯМР-релаксометрии и результатов прямого исследования краевого угла смачивания. Одновременно установлено, что наблюдаются значительные расхождения как на качественном, так и на количественном уровне с данными, полученными методом Тульбовича, что связано с ограничениями данного метода. Сотрудниками лабораторного комплекса ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» рассмотрена и внедрена методика оценки смачиваемости методом ЯМР-релаксометрии.

Список литературы

1. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979. - 199 с.

2. Оценка лиофильности пород баженовской свиты методами адсорбции и ядерной магнитной релаксометрии / С.А. Борисенко, Н.Н. Богданович, Е.В. Козлова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С.12-16. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-3-12-16

3. Шумскайте М.Й. Определение петрофизических параметров песчано-глинистых образцов керна и типизация пластовых флюидов методом ЯМР-релаксометрии: дис. … канд. техн. наук. - Новосибирск, 2017.

4. Экспресс-оценка глинистости по результатам ЯМР-релаксометрии / А.В. Чурков, А.А. Рогозин, В.М. Яценко, Т.С. Игнатьева // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 93–95. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-93-95

5. Рогозин А.А., Игнатьева Т.С., Чурков А.В. Комплексирование данных ЯМР-релаксометрии и электрометрических исследований на примере пород-коллекторов месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 12. – С. 62-66. - https://doi.org/10.24412/2076-6785-2021-6-62-66

Обработка данных сейсморазведки является важным этапом геолого-разведочных работ. Современные технологии позволяют решить множество геологических задач, нивелируя некоторые недостатки методик полевых наблюдений и качества первичных данных. Применение передовых алгоритмов дает возможность значительно повысить качество результатов, а также извлечь из сейсмических данных дополнительную геологическую информацию. В то же время некорректное применение процедур обработки может привести к значительному снижению качества и не раскрыть весь потенциал сейсмических данных. Зачастую такая ситуация возникает по причине выполнения только качественной (визуальной) оценки изменения волнового поля, его амплитудно-частотных и фазовых характеристик. Всесторонний и объективный контроль методики обработки и применения ее процедур крайне важен для получения качественного результата. Количественный анализ качества сейсмических данных в процессе всего цикла обработки на основе атрибутов является эффективным инструментом. В статье показан комплексный подход, основанный на количественном контроле качества выполнения отдельных процедур и интерпретационного сопровождения процесса обработки. На примере проекта обработки сейсмических данных, полученных с различным типом регистрирующего оборудования (донная и буксируемая коса) в Печорском море, доказана эффективность комплексного подхода к детальному контролю и интерпретационному сопровождению. Приведены ключевые сейсмогеологические особенности района, методики полевых сейсморазведочных работ 3D и графа обработки, позволившего получить объединенный массив данных для целей последующей комплексной геолого-геофизической интерпретации. Рассмотрено изменение параметров контроля качества как на различных этапах выполнения работ, так и в сравнении с архивными материалами обработки.

Список литературы

1. Натеганов А.А., Попов А.А., Pagliccia B. Количественный контроль качества: инструмент для мониторинга обработки сейсмических данных и сравнения // Материалы 8ой международной конференции и выставки «Санкт-Петербург 2018. Инновации в геонауках – время открытий», 2018.

2. Внедрение современных методик и технологий обработки морских сейсморазведочных данных 3D с целью повышения пространственной и динамической разрешенности на примере данных шельфа о. Сахалин / С.В. Горбачев, А.Ю. Никульников, А.С. Корнев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 40–44. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-40-44

3. Горбачев С.В., Титов А.Б., Черкашнев С.А. Пример планирования и реализации ВСП в наклонно-направленной скважине // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2022. – № 2. – С. 100-110.

4. Применение системы количественного контроля и интерпретационного сопровождения при совместной обработке данных 3D буксируемого и донного оборудования на шельфе Печорского моря / А.Ю. Никульников, С.В. Горбачев, Т.В. Нурмухамедов [и др.] // Материалы международной конференции и выставки «Геоевразия-2022. Геологоразведочные технологии: наука и бизнес». - Москва, 30 марта-01 апреля 2022.

5. Применение количественного контроля качества в процессе обработки данных сейсморазведки / А.Ю. Никульников, С.В. Горбачев, Д.Н. Мясоедов, Т.В. Нурмухамедов // Геофизика. - 2019. - № 1. – С. 55-64.

6. Araman A., Paternoster B., Isakov D., Shchukina N. Seismic quality monitoring during processing: what should we measure // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2012. - 2012. - http://doi.org/10.1190/segam2012-1044.1

7. Paternoster B., Lys P., Crouzy E., Pagliccia B. Seismic quality monitoring during processing for reservoir characterization // Conference: SEG Technical Program Expanded Abstracts 2009. - http://doi.org/10.1190/1.3255213

Рассмотрен комплексный подход к изучению анизотропии (VTI, HTI) среды на одном из участков ПАО «НК «Роснефть». Выполненный производственный цикл азимутальной обработки сейсмических данных, за счет сохранения в них заголовка азимутов расположения пар пункт взрыва (ПВ) – пункт приема (ПП), позволяет выйти к азимутальному анализу скоростей и дальнейшему изучению вытекающих анизотропных (HTI) атрибутов. Планомерное достижение приоритетных целей ПАО «НК «Роснефть», среди которых важное место занимает повышение эффективности обработки и интерпретации сейсмических данных, сонаправлено с использованием высокотехнологичного комплекса производства. За счет опробования и применения передовых технологий в процессе выполнения производственного проекта, внедрения наукоемких подходов к обработке данных, а также в силу уникальности сейсмогеологических условий при проведении съемки, приуроченной к территории Восточной Сибири, реализацию такого проекта можно с уверенностью относить к перспективной деятельности компании. В рамках комплексного подхода к изучению среды сейсморазведкой в настоящее время активно применяются широко-азимутальные съемки МОГТ 3D. В случае заблаговременной структуризации и выполнения графа азимутальной обработки, ориентированного на сохранения значений азимутов расположения пар ПВ-ПП трасс и включающего детальное уточнение изотропных кинематических характеристик среды, представляется возможным при помощи математического усложнения параметров модели среды провести анализ анизотропных свойств. Рассмотрены виды анизотропии упругой среды, а также показаны актуальные результаты работ по учету анизотропии, выполненные в рамках производственного проекта на одном из участков Восточной Сибири. Среди них результаты трехчленной аппроксимации скоростей для учета VTI-анизотропии, результаты временной анизотропной миграции Кирхгофа до суммирования, результаты эллиптической аппроксимации скоростей в рамках азимутального (HTI) анализа и последующего получения азимутальных кинематических атрибутов. В статье проиллюстрированы и отражены изменения в волновом поле после применения процедур учета анизотропии среды на примере сейсмограмм и сечений временных кубов.

Список литературы

1. Zheng Y. Seismic Azimuthal Anisotropy and Fracture Analysis from PP Reflection Data. – Calgary: Alberta: University, 2006.

2. Winterstein D.F. Velocity anisotropy terminology for geophysicists // Geophysics. – 1990. – V. 55(8). – Р. 1070–1088. – https://doi.org/10.1190/1.1442919

3. Schoenberg M. Elastic wave behavior across linear slip interfaces // J. Acoust. Soc. Of Am. – 1980. – V. 68. – № 5. – P. 1516–1521. - https://doi.org/10.1121/1.385077

4. Воскресенский Ю.Н. Построение сейсмических изображений. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2006. – 116 c.

5. Application of prestack orthotropic AVAz inversion for fracture characterization of a deep carbonate reservoir in northern Kuwait / S. R. Narhari, B. Al-Qadeeri, Q. Dashti [et al.] // The Leading Edge. – 2015. – V. 34 – № 12. - P. 1488–1493. - http://doi.org/10.1190/tle34121488.1

6. Grechka V., Tsvankin I. 3-D description of normal moveout in anisotropic inhomogeneous media // Geophysics. – 1998. – V. 63 – № 3 – С. 1079–1092. -

http://doi.org/10.1190/1.1444386

7. Alkhalifah T., Tsvankin I. Velocity analysis for transversely isotropic media // Geophysics. – 1995. – V. 60. – Р. 1550–1566. - https://doi.org/10.1190/1.1443888

Рассмотрены вопросы, связанные с проведением гидродинамических исследований разными методами на одном из месторождений Западной Сибири. Низкая проницаемость пластов, бурение и введение в эксплуатацию горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП) приводят к кратному увеличению продолжительности остановок скважин для проведения гидродинамических исследований методом регистрации кривой восстановления давления (КВД). Из-за существенных потерь в добыче при остановке скважин основной фонд скважин не может быть широко охвачен гидродинамическими исследованиями методом регистрации КВД. При этом выполненные исследования только в скважинах с относительно небольшими дебитами нефти являются малоинформативными. Гидродинамические исследования методом анализа добычи и давления (АДД) не требует остановки скважины для оценки параметров пласта. Активное внедрение датчиков давления на приеме насоса добывающих скважин позволяет проводить АДД практически в любой скважине. Так, увеличение доли гидродинамических исследований методом АДД позволяет значительно увеличить охват месторождения исследованиями. Кроме того, результаты АДД могут быть использованы для выделения причин изменения добычи, связанных с падением пластового давления на контуре питания добывающих скважин, ростом обводненности и снижения коэффициента продуктивности. Показано как результаты АДД могут быть использованы для проведения площадного анализа и локализации зон с наибольшими изменениями добычи. Рассмотрены причины снижения пластового давления в зонах отбора добывающих скважин.

Список литературы

1. Анализ эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на примере Кондинского месторождения / С.А. Беликов, Т.Р. Салахов, А.С. Кардопольцев, Ф.Ю. Лескин // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 1. – С. 39–50. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-1-39-50

2. Эрлагер Р. мл. Гидродинамические методы исследования скважин. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 512 с.

3. Lee J., Rollins J.B., Spivey J.P. Pressure Transient Testing. – SPE, 2003. – 356 p.

4. Апробация подхода к оценке текущего пластового давления при анализе динамических данных эксплуатации скважин / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, Т.Р. Салахов [ и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 10. – С. 30–33. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-30-33

5. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2023612604 РФ. Программный комплекс «РН-ВЕГА» / правообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2023612604; заявл. 25.01.2023; опубл.  06.02.2023.

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

7. Опыт гидродинамического моделирования и обобщение результатов промысловых исследований развития трещин автоГРП в нагнетательных скважинах при рядной системе разработки / Г.Ф. Асалхузина, А.А. Мирзаянов, А.Р. Бикметова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 46–50. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-46-50

8. Давлетова А.Р., Федоров А.И., Щутский Г.А. Анализ риска самопроизвольного роста трещины гидроразрыва пласта в вертикальном направлении // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 50–53. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-50-53

В нефтегазодобывающих компаниях для прогнозирования добычи углеводородов и принятия оптимального варианта разработки используют гидродинамические модели. Выбор типа модели зависит от геологических особенностей нефтенасыщенных коллекторов и компонентного состава углеводородов рассматриваемого месторождения. В работе описывается важность применения модели двойной среды для карбонатных коллекторов высоковязких нефтей, доля мировой добычи которых неуклонно возрастает. В качестве примера рассмотрено нефтяное месторождение Самарской области, содержащее сверхвязкую нефть. Карбонатные коллекторы месторождения характеризуются наличием системы трещин. В данной работе учет системы трещин реализуется путем сравнения результатов адаптации моделей одинарной и двойной пористости для карбонатного коллектора башкирского яруса рассматриваемого объекта разработки. Приведены различия фильтрационных свойств нефтенасыщенных пород с развитой системой трещин и пород с пористой структурой. Проводилось сравнение моделей одинарной и двойной сред после их адаптации к истории разработки. Результаты адаптации моделей показали необходимость учета системы трещин при создании гидродинамических моделей карбонатных коллекторов в силу неспособности модели одинарной среды воспроизводить фактическую добычу жидкости по скважинам без существенной корректировки фильтрационно-емкостных свойств пласта. В процессе адаптации выявлены различия в начальных запасах нефти. Результаты расчетов показали, что в карбонатных коллекторах, содержащих сверхвязкую нефть, фильтрация идет преимущественно по системе трещин. Выработка запасов из матричной структуры затруднена. В работе предложено принять допущения для снижения неопределенности исходных параметров модели двойной среды и разработан план адаптации модели к истории разработки. На примере реального месторождения показано, что применение модели двойной среды позволяет избегать грубых методов адаптации, учитывать запасы в системе трещин, понимать соотношение выработки запасов из трещин и матрицы и их массообменные процессы, что в свою очередь определяет стратегию разработки и улучшает прогнозные свойства модели при расчете вариантов разработки.

Список литературы

1. Лусиа Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход. - М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2010. - 384 с.

2. Дэйк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2008. – 668 с.

3. Гурбатова И.П., Еникеев Б.Н., Михайлов Н.Н. Элементарный представительный объем в физике пласта. Часть 2. Масштабные эффекты и петрофизические связи // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 7. – C. 65–72.

4. Гурбатова И.П., Кузмин В.А., Михайлов Н.Н. Влияние структуры порового пространства на масштабный эффект при изучении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа. – 2011. – № 2. – C. 74–82.

5. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. – М.: Недра. 1983. – 455 c.

6. Владимиров И.В., Андреев Д.В., Егоров А.Ф. Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных трещиновато-поровых коллекторов // Нефтепромысловое дело. – 2011. –№ 5. – C. 9–12.

Рассмотрено явление гидравлического удара при остановке насосов на заключительной стадии гидроразрыва пласта (ГРП). Предложена математическая модель трещины и скважины, которые согласованы в точке перфорации. Оба объекта рассматриваются как одномерные волноводы, чтобы учесть возможный колебательный характер распространения возмущений давления. Модель трещины рассматривается в рамках приближения Перкинса – Керна – Нордгрена (PKN) и дополнена инерционными членами в уравнениях. Сопряженная модель позволяет получать сигнал давления в различных точках скважины с учетом влияния трещины. Упрощенная постановка задачи с учетом линеаризации уравнений и отсутствия утечек жидкости позволяет получить аналитические решения для трещины и скважины в отдельности. Показаны принципиальные различия трещины и скважины как волноводов. В частности, распространение возмущений в скважине обусловливается сжимаемостью жидкости, а в трещине – упругостью стенок. Скорость распространения малых возмущений давления для трещины в 20-70 раз ниже, чем для скважины. Соответствующее волновое сопротивление в трещине в 250 раз ниже, чем в скважине. Это приводит к высокому коэффициенту отражения в точке перфорации, следовательно, только малая часть энергии колебаний переходит из скважины в трещину и обратно. Кроме колебательного режима распространения возмущений в волноводе возможен режим вязкостной релаксации давления, при котором колебания отсутствуют. Ключевым влияющим параметром при этом является вязкость жидкости. Показано, что в трещине колебательный режим реализуется только при закачке жидкости вязкостью до 30 мПа∙с. При текущей технологии ГРП последняя стадия закачки проводится на линейном геле, поэтому в скважине практически всегда реализуется колебательный режим. Выполнено сравнение сигналов давления на устье и в точке перфорации скважины. Общий сигнал при этом имеет трещинную и скважинную составляющие, которые различаются частотами. Показано, что подобрав скорость остановки насосов можно ослабить скважинные колебания без ослабления трещинных колебаний. Рассмотрено также распространение колебаний в трещине переменного сечения (трещина сужается к кончику). Показано, что в таком случае реализуется комбинированный режим распространения возмущений: колебания в начальной части трещины, а в оставшейся – вязкостная релаксация. При этом параметры трещины как волновода изменяются не только по длине, но и во времени.

Список литературы

1. Holzhausen G.R., Gooch R.P. Impedance of Hydraulic Fractures: Its Measurement and Use for Estimating Fracture Closure Pressure and Dimensions // SPE-13892-MS. – 1985. - https://doi.org/10.2118/13892-MS

2. Carey M.A., Mondal S., Sharma M.M. Analysis of Water Hammer Signatures for Fracture Diagnostics // SPE-174866-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174866-MS

3. Ляпидевский В.Ю., Неверов В.В., Кривцов А.М. Математическая модель гидроудара в вертикальной скважине // Сиб. электрон. матем. изв. – 2018. – Т. 15. – С. 1687–1696. –  https://doi.org/10.33048/semi.2018.15.140

4. Затухающие собственные колебания жидкости в скважине, сообщающейся с пластом / В.Ш. Шагапов, Р.А. Башмаков, Г.Р. Рафикова, З.З. Мамаева // Прикладная механика и теоретическая физика. – 2020. – Т. 61. – № 4. – С. 5-14. – https://doi.org/10.15372/PMTF20200401

5. К оценке геометрических параметров трещины гидроразрыва пласта / В.А. Байков, Г.Т. Булгакова, А.М. Ильясов, Д.В. Кашапов // Механика жидкости и газа. – 2018. – № 5. – С. 64-75. – https://doi.org/10.31857/s056852810001790-0

6. Ильясов А.М., Булгакова Г.Т. Квазиодномерная модель гиперболического типа гидроразрыва пласта // Вестник Самарского гос. техн. ун-та. Сер. Физ.-мат. Науки. – 2016. – Т. 20. – № 4. – С. 739–754. – https://doi.org/10.14498/vsgtu1522  

7. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с.

Плавиковая кислота является одним из немногих реагентов, способных растворять алюмосиликатные материалы практически в любом температурном диапазоне, что обусловило широкое распространение глинокислотных составов. Однако высокая реактивность данной системы неразрывно связана с высокой вероятностью образования отложений вторичного и третичного осадка в поровом пространстве. Вероятность кольматации порового пространства существенно возрастает при высоком содержании алюмосиликатов в породе, повышенной реакционной способности данных алюмосиликатов, а также при высоких концентрациях плавиковой кислоты в составе глинокислоты. Совокупность указанных факторов может привести к тому, что продуктивность скважины после обработки глинокислотой станет ниже продуктивности до обработки призабойной зоны, т.е. кольматирующее воздействие вторичного и третичного осадка, выделившегося при взаимодействии кислоты с компонентами породы, превысит кольматирующее воздействие отложений, существовавших в пласте до обработки. Причина формирования вторичного и третичного осадка заключается в химическом взаимодействии продуктов растворения алюмосиликатов с остаточными алюмосиликатами породы. Движущей силой данного процесса является концентрация фторидов алюминия и кремния и их комплексов, а следовательно, скорость реакции плавиковой кислоты в составе глинокислоты с компонентами породы. Для предотвращения нежелательных явлений требуется создание альтернативных фторсодержащих кислотных систем с пониженной скоростью реакции для применения в условиях пластов, содержащих высокие концентрации высокореактивных глин, а также введение в состав кислотной системы комплексообразующих реагентов, способных предотвращать гидролиз растворенных кремния и алюминия и последующее их выпадение в осадок. Опыт проектирования и применения одной из подобных систем представлен в статье.

Список литературы

1. Palazzo A., van der Merve J., Combrink G. The accuracy of calcium-carbonate-based saturation indices in predicting the corrosivity of hot brackish water towards mild

steel // The Journal of The Southern African Institute of Mining and Metallurgy. – 2015. - V. 115 (12). – P. 1229-1238. - http:// doi.org/10.17159/2411-9717/2015/v115n12a12

2. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Исследования проникновения фильтратов технологических жидкостей в породы-коллекторы: Обз. инф. – М.: ООО «Газпром экспо», 2009. – 109 с.

3. Simon D.E., Anderson M.S. Stability of Clay Minerals in Acid // SPE-19422-MS. – 1990. - https://doi.org/10.2118/19422-MS

4. McLeod H.O. Matrix Acidizing // SPE-13752-PA. – 1984. - https://doi.org/10.2118/13752-PA

В статье на примере Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения рассмотрена проблема гипсообразования в условиях аномально высокой концентрации ионов кальция и сульфат-ионов, связанная с несовместимостью пластовой воды и воды литвинцевской свиты, используемой для заводнения. Риски выпадения солей оценены с использованием математического моделирования с учетом физико-химических свойств смешиваемых вод при различном их соотношении и термобарических условиях. Приведены результаты исследований компонентного состава образцов отложений, отобранных из скважин и нефтепромысловых коммуникаций, с использованием рентгенофазового анализа. Выполнен прогноз возможного количества образующегося гипса на кустовых площадках Ярактинского месторождения на основе результатов геологического моделирования потоков пластовых флюидов и данных о составе попутно добываемой воды, получаемой в результате смешивания пластовой и закачиваемых вод (воды литвицевской свиты, подтоварной и пресной). Приведены результаты адаптации технологий удаления и предупреждения образования отложений гипса к объектам Ярактинского месторождения. Рассмотрены двухстадийные технологии обработки призабойной зоны пласта – щелочно-кислотная конвертация гипсовых отложений, ингибирование гипсообразования в скважинах, технологии предварительного сброса попутно добываемой воды со скважины, ионный состав которой вносит основной вклад в перенасыщение сульфат-ионами общего потока флюидов, добываемых на кустовой площадке. Дано краткое описание других технологий, применяемых на месторождении. Обозначены дальнейшие перспективы развития технологий борьбы с гипсообразованием для условий Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Список литературы

1. Особенности применения химических реагентов в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод / Р.М. Салихов, Е.О. Чертовских, Б.Р. Гильмутдинов [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2020. – №9. – С. 59–62. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-59-62

2. Управление гипсообразованием в системе «скважина – пласт – наземное оборудование» / Р.М. Салихов, Б.Р. Гильмутдинов, А.Е. Фоломеев, М.И. Кононов // Инженерная практика – 2023. – №2. – С. 4–10.

3. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / В.Е. Кащавцев, Л.Т. Дытюк, А.С. Злобин, В.Ф. Клейменов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 63 с.

4. Выбор и адаптация комплексных технологий обработки призабойной зоны для условий нагнетательных скважин месторождений Республики Татарстан / А.А. Лутфуллин, Э.М. Абусалимов, А.Е. Фоломеев [и др.] // Георесурсы. – 2022. – № 24(4). – С. 91–101. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.8.

5. Применение трубопроводов из альтернативных материалов на месторождениях ООО «ИНК». Результаты применения. Анализ, перспективы развития / Г.Л. Максимов, В.А. Промахов, А.В. Федотова, К.А. Перов // Инженерная практика. – 2022. – №3. – С. 54 – 65.

На примерах показаны факторы материала, а также типовые методы исследования для определения вклада этих факторов в надежность и долговечность объектов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Среди наиболее часто встречающихся факторов материала выделены следующие: зависимость фактических свойств материала от длительности и условий эксплуатации (рост характеристик прочности, падение характеристик пластичности и вязкости); изменение локальных свойств объектов в областях дефектов; несоблюдение регламентных режимов термомеханической обработки трубной продукции в процессе ее производства; наличие анизотропии свойств материала конструкций по различным направлениям; повышенная загрязненность металла неметаллическими включениями и их группами и скоплениями (низкое металлургическое качество); наличие участков конструкции с фактическими характеристиками, отличающимися от остальной ее части; наличие значительных остаточных напряжений, низкие циклические свойства; отклонение параметров химического состава от требований нормативной документации на продукцию. Важным фактором, определяющим надежность конструкций трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов (труб, резервуаров, соединительных деталей трубопроводов, механо-технологического оборудования), являются фактические характеристики использованного при изготовлении конструкции материала. Как низкие значения этих характеристик, так и их отклонения от нормативных или проектных могут приводить к снижению ресурса конструкции, а также внезапному выходу ее из строя. Фактические характеристики металла конструкций использованы в качестве базовых значений (исходных данных) для расчета прочности и долговечности работы конструкций с дефектами. Каждый из указанных факторов материала в той или иной степени должен быть всесторонне изучен и учтен с соответствующим весовым коэффициентом в параметрах надежности эксплуатации объектов трубопроводного транспорта.

Список литературы

1. Штремель М.А. Разрушение. – М.: МИСиС, 2014-2015. – 669 с.

2. Анализ причин разрушения тройников / Н.К. Ценев, Р.Н. Салихов, О.А. Козырев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 3. – С. 290–299. - https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-3-290-299

3. Апальков А.А., Одинцев И.Н., Плотников А.С. Оценка диапазона достоверных измерений остаточных напряжений методом сверления отверстий // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2016. – Т. 82. – № 2. – С. 47–52.

Выполнен анализ эффективности метода улучшения реологии смеси парафинистых нефтей, перекачиваемых по магистральному нефтепроводу Атырау – Самара, за счет гидродинамической импульсной обработки в роторном импульсном аппарате (РИА). Обрабатываемая нефть подвергалась в РИА гидродинамическим импульсным воздействиям, таким как пульсации давления и скорости потока, интенсивная кавитация, вихреобразование, большие переменные сдвиговые нагрузки. Гидродинамическое импульсное воздействие в РИА позволило за счет разрушения внутренней структуры снизить динамическую вязкость нефти и изменить форму кривых течения образца нефти по сравнению с образцом необработанной нефти. Оценена эффективность гидроимпульсной обработки образцов нефти по безразмерным коэффициентам, показывающим соотношения динамической вязкости до и после обработки, величин удельной мощности, требуемой для поддержания течения нефти в ротационном вискозиметре до и после физического воздействия на нефть, а также по соотношению изменения энергии тиксотропии нефти к энергии, затраченной на процесс обработки. Коэффициенты эффективности гидродинамической импульсной обработки парафинистой нефти существенно больше единицы, что свидетельствует о перспективности предлагаемого метода. Наибольшее снижение вязкости смеси нефтей, отобранной из магистрального нефтепровода Атырау – Самара, наблюдается при обработке на низких температурах (5 °C). Так при температуре 5 °С динамическая вязкость образца нефти снизилась более чем в 1,6 раза, мощность поддержания течения в ротационном вискозиметре – в 2 раза, коэффициент эффективности гидродинамического импульсного воздействия на нефть составил более 250. Время релаксации реологических параметров нефти составило 5 сут. Сделан вывод, что предварительная подготовка тиксотропных нефтей к перекачке по магистральным нефтепроводам является перспективным направлением снижения энергозатрат на транспортировку.

Список литературы

1. Взаимодействие Российской Федерации и Республики Казахстан в сфере транспортировки нефти (на примере нефтепровода «Атырау-Самара») / А.В. Степанов [и др.] // Восточная аналитика. – 2019. – № 1. – С. 42–47.

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

3. Ратов А.Н. Механизмы структурообразования и аномалии реологических свойств высоковязких нефтей и битумов // Российский химический журнал. – 1995. – Т. 39. – № 5. – С. 106–113.

4. Иктисанов В.А., Сахабутдинов К.Г. Реологические исследования парафинистой нефти при различных температурах // Коллоидный журнал. – 1999. – Т. 61. – № 6. – С. 776–779.

5. Бойцова А.А., Кондрашева Н.К. Исследование реологических свойств углеводородных систем с высоким содержанием смол и асфальтенов // Инженерно-физический журнал.– 2018. – Т. 91. – № 4. – С. 1098–1105.

6. Подготовка и транспорт проблемных нефтей (научно-практические аспекты) / Г.И. Волкова [и др.]. –Томск: Издательский Дом ТГУ, 2015. – 136 с.

7. Оценка эффективности технологии перекачки нефти с применением противотурбулентных присадок / П.А. Ревель-Муроз, Я.М. Фридлянд, С.Е. Кутуков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 90–95. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-90-95

8. Гидродинамическая кавитационная обработка как способ снижения вязкости высоковязких нефтей и повышения эффективности транспортировки / А.Э. Бранд, А.Г. Закирзаков, С.Ю. Торопов, С.М. Соколов// Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 2–3. – 6 с.

9. Sawarkar A.N. Cavitation induced upgrading of heavy oil and bottom-of-the-barrel: a review // Ultrasonics Sonochemistry. – 2019. – V. 58. – P. 104690. – https://doi.org/10.1016/j.ultsonch.2019.104690

10. Current knowledge and potential applications of cavitation technologies for the petroleum industry/ B. Avvaru [et al.] // Ultrasonics Sonochemistry. – 2018. – V. 42. – P. 493–507. – http://doi.org/10.1016/j.ultsonch.2017.12.010

11. Изменение реологических параметров высокопарафинистой нефти при многофакторном воздействии в роторном импульсном аппарате / М.А. Промтов, А.Н. Колиух [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – № 5. – С. 76–88. – http://doi.org/10.17122/ntj-oil-2020-5-76-88

12. Улучшение реологических параметров нефти гидроимпульсной кавитационной обработкой / С.Е. Кутуков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 3. – С. 94–98. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-94-98

13. Критерии эффективности физического воздействия на нефть со сложными реологическими характеристиками / М.А. Промтов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – Т. 12. – № 2. – С. 128–137. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-2-128-137

14. Оценка эффективности метода улучшения реологии смеси нефтей Южнолыжского и Кыртаельского месторождений гидродинамической импульсной обработкой / М.А. Промтов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2023. – Т. 13. – № 3. - С. 225 –231.

15. Сравнение структурно-механических свойств парафиновых и нафтено-ароматических нефтяных дисперсных систем / А.А. Бойцова [и др.] // Neftegaz.RU. – 2018. – № 3. – С. 86–91.

В жизненном цикле любого месторождения наступает необходимость его ликвидации. Особое значение вопросы ликвидации приобретают для морских месторождений, представляющих наибольшие риски для сохранения экологических систем. Значительное место в общем объеме работ по ликвидации морского месторождения занимает трубопроводная инфраструктура. На практике могут применяться самые разные способы ликвидации подводных трубопроводов, начиная с оставления трубопровода на месте и до полного удаления трубопровода с восстановлением прежнего рельефа дна. Ликвидация подводных трубопроводов – это последовательность тщательно спланированных мероприятий, являющихся наиболее безопасными и экономически целесообразными. Способ вывода из эксплуатации рассматривается для каждого конкретного трубопровода с применением сравнительного анализа, на основании которого принимается решение о наиболее рациональном методе ликвидации. В статье рассмотрены существующие в СП «Вьетсовпетро» технические решения и основные этапы выполнения мероприятий по ликвидации подводных трубопроводов. Выполнен анализ существующих мировых практик ликвидации подводных трубопроводов с целью оптимизации затрат и применения их на практике. Рассмотрен метод механической резки трубопроводов гидравлическими ножницами и проведен сравнительный анализ с существующими методами резки в СП «Вьетсовпетро». На основании сравнения сделаны выводы о целесообразности применения данного метода. Приведен перечень мероприятия, предлагаемых к внедрению в СП «Вьетсовпетро» с целью оптимизации затрат на ликвидацию трубопроводов.

Список литературы

1. The abandonment of offshore pipelines. Methods and Procedures for Abandonment. Prepared by John Brown Engineers and Constructors Ltd., 1997. – 229 p.

2. Суворова И.А. Морские нефтегазовые сооружения. Вывод из эксплуатации. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007. – 110 с.

3. Разработка шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро»/ Ты Тхань Нгиа, М.М. Велиев, Ле Вьет Хай, А.Н. Иванов. – СПб: Недра, 2017. – 386 с.

4. Decommissioning Methodology and Cost Evaluation / ICF Incorporated, LLC in collaboration with the Bureau of Safety and Environmental Enforcement . - https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/tap-technical-assessment-program/738aa.pdf