Высокая выработанность запасов и ухудшение их структуры становятся существенной проблемой для многих компаний. ПАО «Татнефть» уделяет большое внимание вопросам восполнения ресурсной базы, изучения и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. К таким объектам относятся породы карбонатного девонского комплекса (доманиковые отложения), стратиграфически приуроченные к фаменскому и франскому ярусам. Опыт изучения доманиковых отложений показывает невысокую эффективность использования стандартных методов. В статье отражена проблема применения стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения коллекторов в доманиковых отложениях. Поскольку стандартов и классификаторов, адаптированных конкретно для франских отложений, не существует, выделение перспективных интервалов, содержащих подвижную нефть, расчет их толщин, а также значений пористости и нефтенасыщенности проводятся по результатам ГИС с использованием стандартной методики ПАО «Татнефть». Однако ни одна геологическая задача не может быть решена только одним методом, т.е. сложность и многообразие геологических задач определяют необходимость применения комплекса методов ГИС.

В ПАО «Татнефть» инициирована разработка комплекса геофизических методов выявления нефтеперспективных объектов ТРИЗ в разрезе пробуренных скважин. С этой целью в разрезе скважин, пробуренных на франско-фаменские отложения, предлагается применить комплекс ГИС, включающий ядерно-физические методы совместно с методом сейсмоакустической эмиссии.

Список литературы

1. Проблемы изучения отложений карбонатного девонского комплекса методами геофизического исследования скважин на территории Республики Татарстан / А.П. Бачков, Р.М. Хабипов, В.Г. Базаревская [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. 67-75.

2. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС // Информация и Космос. – 2005. – № 1. – С. 29-41.

3. Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах / под ред. В.И. Петерсилье, Г.Г. Яценко. – Москва ; Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006. – 40 с.

4. Дрягин В.В. Сейсмоакустическая эмиссия нефтепродуктивного пласта // Акустический журнал. – 2013. – Т. 59. – № 6. – С. 744–751. - https://doi.org/10.7868/s0320791913050067

5. Дрягин В.В. Использование вызванной акустической эмиссии коллекторов для обнаружения и извлечения углеводородов. Часть 2 // Георесурсы. – 2018. – Т. 20. - № 3. - С. 246–260.

В статье предложен новый метод анализа данных корреляционной ядерной магнитной релаксометрии в насыщенных кернах. Рассчитываются 2D-карты совместного распределения характерных времен корреляции и вторых моментов Ван-Флека. Выполнен расчет для внутримолекулярных вкладов во вторые моменты для воды и нормальных углеводородов. С этой целью разработана программа – конструктор атомарных структур. Оценен межмолекулярный вклад во второй момент по данным функций радиального распределения, получаемых методом рентгеноструктурного анализа жидкостей или рассчитываемых методом молекулярной динамики. Выполнен расчет внутримолекулярного и межмолекулярного вкладов во второй момент Ван-Флека для воды и н-алканов, для которых межмолекулярный вклад составляет до 10 % от внутримолекулярного. В новом подходе к анализу данных ядерной магнитной релаксации на 2D-картах совместного распределения времен ядерной магнитной релаксации выделяются динамические фазы, для которых пики расположены на диагонали карты, и фазы, для которых времена ядерной магнитной релаксации отличаются. Для динамических фаз с равными временами ядерной магнитной релаксации в предлагаемом подходе для анализа предлагается использовать расчетное значение второго момента и рассчитывать соответствующие времена корреляции, а для фаз с различными временами релаксации более информативным является построение 2D-карт совместного распределения времен корреляции и вторых моментов Ван-Флека. На основе данных ординарной ядерной магнитной релаксометрии оценены характерные времена корреляции для воды и н-алканов. Проанализированы 2D-карты совместного распределения времен ядерной магнитной релаксации в керне, показывающие высокую подвижность воды и замедление молекул керосина в поровом пространстве породы. Показана возможность типизации керосина в керне. Для нефтенасыщенного песчаника впервые получены 2D-карты совместного распределения вторых моментов Ван-Флека и времен корреляции. Полученные на 2D-карте значения вторых моментов Ван-Флека для н-алканов совпадают со значениями вторых моментов, рассчитанных с помощью программы – конструктора атомарных структур. Вычисленное на 2D-карте время корреляции соответствует существенному замедлению молекул нефти в поровом пространстве песчаника при нормальных условиях. Оценен вклад в ядерную магнитную релаксацию за счет парамагнитных центров в объеме раствора. Построена зависимость второго момента от концентрации ионов Fe2+ гематита и Cu2+ медного купороса в воде. Определены весовые концентрации солей, при которых преимущественным вкладом в ядерную магнитную релаксацию будет релаксация на парамагнитных центрах.

Список литературы

1. T1–T2 Correlation Spectra Obtained Using a Fast Two-Dimensional Laplace Inversion / Y.-Q. Song [et al.] // Journal of Magnetic Resonance. – 2002. – Vol. 154 (2) – P. 261-268. - http://doi.org/10.1006/jmre.2001.2474

2. Gizatullin B. Investigation of molecular mobility and exchange of n-hexane and water in silicalite-1 by 2D 1H NMR relaxometry / B. Gizatullin [et al.] // Magnetic Resonance in Solids. – 2018. – Vol. 20. - Nо. 1. - Р. 1-9.

3. New Instrumental Platform for the Exploitation of the Field Dependence of T1 in Rock Core Analysis and Petroleum Fluids: Application to T1-T2 Correlation Maps /

J-P. Korb [et al.] // diffusion-fundamentals.org : [website] – 2014. –Vol. 22. – P. 1-7. – URL: https://d-nb.info/1239657072/34

4. Джафаров И.С. Применение метода ядерного магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. – М. : Химия, 2002. – 437 с.

5. Ускова Е.И., Дорогиницкий М.М., Скирда В.Д. Новые аспекты 2D корреляционной релаксометрии в ЯМР // Ученые записки физического факультета Московского университета. – 2019. – № 4. – С. 1940503(1-12).

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

7. Чижик В.И. Ядерная магнитная релаксация. – СПб.: Изд-во СПбГУ, 2000. – 385 с.

8. Вашман А.А., Пронин И.С. Ядерная магнитная релаксационная спектроскопия. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 231 с.

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

10. Скрышевский А.Ф. Структурный анализ жидкостей и аморфных тел. – М.: Высшая школа, 1980. – 328 с.

11. Радиальные функции распределения атомов и пустот в больших компьютерных моделях воды / В.П. Волошин [и др.] // Журнал структурной химии. – 2005. -Т. 46. – № 3. – С. 451-458.

12. Исследование пространственных корреляций межатомных пустот в молекулярных жидкостях с помощью симплексов Делоне / М.Г. Алинченко [и др.] // Журнал структурной химии. – 2006. – Т. 47. – С. 122-128.

13. Rudberg E. An open-source program for linear-scaling electronic structure calculations / E. Rudberg [et al.] // SoftwareX. – 2018. – Vol. 7. – P. 107-111. - http://doi.org/10.1016/j.softx.2018.03.005

14. Бугаенко Л.Т., Рябых С.М., Бугаенко А.Л. Почти полная система средних ионных кристаллографических радиусов и ее использование для определения потенциалов ионизации // Вестник Московского университета. Сер. 2. Химия. – 2008. – Т. 49. – № 6. – С. 363-384.

В настоящее время особенно актуальны вопросы глубинной «подпитки» разрабатываемых горизонтов нефтяных месторождений. В результате миграции флюидов из одного горизонта в другой при наличии нефтеподводящих каналов на одном из нефтяных месторождений добываемые флюиды меняют свои свойства и состав, тем самым вызывая сильные расхождения со значениями этих параметров на аналогичных нефтяных месторождениях. В соответствии с проведенным анализом тектонической схемы палеозойского структурного этажа центральных районов Приволжского федерального округа, тектонической карты России, сопредельных территорий и акваторий, а также карт расположения нефтяных месторождений Республики Татарстан объект исследования располагается в таком месте, где вероятнее всего имеются разрывные нарушения в породах осадочного чехла. В статье рассматривается влияние геолого-тектонических особенностей нефтяного месторождения на величину газосодержания, при этом результаты данного анализа подтверждаются миграцией наиболее легких газовых компонентов из нефти нижележащих горизонтов. Кроме того, авторами проведен анализ состава газа, выделяющегося при проведении PVT-исследований глубинных проб нефти по горизонтам анализируемого месторождения в сравнении с месторождениями-аналогами. В результате отмечено перераспределение пиков компонентов в соответствии с логикой размеров и массы молекул: тяжелые и крупные перемещаются вниз, легкие и мелкие – наверх. Полученные авторами результаты являются доказательством возможности притока флюидов из более глубоких слоев земной коры, т.е. подтверждается теория миграции углеводородов по нефтеподводящим каналам.

Список литературы

1. Variation of i-butane/n-butane ratio in oils of the Romashkino oil field for the period of 1982-2000: Probable influence of the global seismicity on the fluid migration / D.K. Nourgaliev [et al.] // Journal of geochemical exploration. – 2006. – № 89. – P. 293-296. – http://doi.org/10.1016/j.gexplo.2005.12.022

2. Влияние глобальной сейсмической активности на изменение состава нефтей Ромашкинского месторождения / Д.К. Нургалиев [и др.] // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр / Шестая международная конференция, Москва, 28–30 мая 2002 г. – М.: ГЕОС, 2002. – С. 55–61.

3. Муслимов Р.Х., Изотов В.Г., Ситдикова К.М. Роль кристаллического фундамента нефтегазоносных бассейнов в генерации и регенерации запасов углеводородного сырья // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений / Юбилейная конференция, Санкт-Петербург, 19–22 октября 1999 г. – СПб.: ВНИГРИ, 1999. – Т. 1. Фундаментальные основы нефтяной геологии. – С. 268–270.

4. Муслимов Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании, постоянной подпитке (возобновлении) месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 3. – С. 24–29.

5. Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н. Возобновляются ли запасы нефти? // ЭКО. – 2012. – № 1. – С. 29–34.

6. Трофимов В.А. Нефтеподводящие каналы и современная подпитка нефтяных месторождений: Гипотезы и факты // Георесурсы. – 2009. – № 1. –

С. 46-48.

7. Проявления современных подтоков углеводородов в нефтегазоносные комплексы на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции /

Е.Ю. Горюнов [и др.] // Геология нефти и газа. – 2015. – № 5. – С. 62-69.

8. Исследование возможности увеличения извлекаемых запасов нефти терригенного девона за счет современного подтока глубинной нефти на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения / И.Ф. Глумов [и др.] // Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана / Сборник научных трудов ТатНИПИнефти. – М.: НП «Закон и порядок», 2006. – С. 245–251.

9. Оценка возможного подтока глубинных углеводородов в разрабатываемые залежи Ромашкинского месторождения (на примере Миннибаевской площади) / Р.С. Хисамов [и др.] // Георесурсы. – 2012. – № 5. – С. 48–51.

10. Мингазов М.Н., Стриженок А.А., Мингазов Б.М. Неотектонические аспекты глубинной дегазации геоструктур Татарстана // Георесурсы. – 2012. – № 5. – С. 51–55.

11. Аширов К.Б., Боргест Т.М., Карев А.Л. Обоснование причин многократной восполнимости запасов нефти и газа на разрабатываемых месторождениях Самарской области // Известия Самарского научного центра РАН. – 2000. – Т. 2. – № 1. – С. 166–173.

12. Дубов А. Четверть азота попала в биосферу из горных пород. – https://nplus1.ru/news/2018/04/06/new-nitrogen-source

В статье рассматривается проблема деформации эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах ПАО «Татнефть», расположенных в интервале кыновских аргиллитов, которая приводит к блокированию гидродинамической связи с пластом и, как следствие, к существенным трудностям при капитальном ремонте скважин. Традиционный метод ремонта, включающий фрезерование деформированного участка и его укрепление цементной заливкой, показал низкую эффективность из-за сложности обработки деформированных участков и необходимости многократного повторения операций. В качестве альтернативного решения предложен новый метод бурения с использованием обсадного хвостовика, разработанный специалистами ТатНИПИнефти. Этот метод позволяет сократить издержки и время на бурение за счет одновременного выполнения бурения и обсаживания скважины, исключения безметражных работ и геофизических исследований до спуска обсадного хвостовика, а также использования бурового раствора на водной основе вместо раствора на углеводородной основе. Технология предполагает применение обсадных труб с трапецеидальной резьбой, что подтверждено успешным опытным бурением бокового ствола на Восточно-Сулеевской площади и в скважине Тат-Кандызского месторождения. Результаты опытного бурения демонстрируют высокую эффективность метода: ускорение процесса бурения, отсутствие деформации резьбовых соединений, снижение зенитного угла скважины, что обеспечивает лучшую проходимость и уменьшает риск деформаций. К марту 2024 г. технология была успешно применена при бурении пяти скважин, получила статус «Лучшая практика» в ПАО «Татнефть» и рекомендована к внедрению для восстановления нагнетательных скважин, что подчеркивает ее значительный потенциал и вклад в развитие отраслевых технологий бурения и ремонта скважин.

В статье приведены результаты применения комплексного подхода к прогнозированию отложений кольматантов в прискважинной зоне пласта с целью подбора оптимального технологического воздействия для их удаления и повышения приемистости нагнетательных скважин в терригенных коллекторах на месторождениях ПАО «Татнефть». Снижение приемистости нагнетательных скважин ведет к нарушению заданного режима разработки пласта, поэтому основным требованием к эксплуатации нагнетательных скважин является поддержание необходимой приемистости на протяжении всего периода разработки. Эффективность обработки призабойной зоны зависит от выбранного дизайна: состава и объема предоторочки, основной кислотной пачки, продавочной жидкости, а также различных добавок. По результатам анализа состава закачиваемых вод в ПАО «Татнефть» и содержащихся в них кольматирующих компонентов показана необходимость прогнозирования продуктов коррозии и неорганических солей. Дана обобщенная характеристика состава взвесей, содержащихся в закачиваемой воде, рассмотрено влияние размера частиц дисперсной фазы на фильтруемость воды через пористые среды. Описаны методики прогнозирования процессов образования солей и асфальтосмолопарафиновых отложений, а также процессов коррозии при работе нагнетательных скважин в терригенных коллекторах. Приведен литературный обзор работ, в которых рассмотрены вопросы, связанные с глубиной проникновения кольматантов. Авторами предложены способы усовершенствования методик прогнозирования скорости коррозии (NORSOK M-506) и солеотложения (Оддо – Томсона) с целью разработки экспертной системы, направленной на выбор технологии обработки призабойной зоны пласта для увеличения приемистости нагнетательных скважин. Разработана и реализована методика расчета глубины загрязнения пласта кольматантами на основе результатов фильтрационных экспериментов.

Список литературы

1. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: ОРБИТА-М, 2004. – 432 с.

2. Davidson H.D. Invasion and Impairment of Formations by Particulates // SPE-8210-MS. – 1979. – DOI: https://doi.org/10.2118/8210-MS

3. Particle Invasion into Porous Medium and Related Injectivity Problems / O.J. Vetter [et al.] // SPE-16255-MS. – 1987. – https://doi.org/10.2118/16255-MS.

4. Pang S., Sharma М.M. A Model for Predicting Injectivity Decline in Water-Injection Wells // SPE-28489-PA. – 1997. – https://doi.org/10.2118/28489-PA

5. Todd J.E., Somerville J.F., Scott G. The Application of Depth of Formation Damage Measurements in Predicting Water Injectivity Decline // SPE-12498-MS. – 1984. – DOI: https://doi.org/10.2118/12498-MS

6. Тарко Я.Б. Оценка влияния охлаждения прискважинной зоны пластов на их при емистость // Нефтепромысловое дело. Отечественный опыт : экспресс-информация. – 1987. – Вып. 4. – С. 59.

7. Михайлов А.А., Стрекалов П.В. Моделирование атмосферной коррозии материалов и виды функций доза – ответ // Коррозия: материалы, защита. – 2006. –№ 3. – С. 2–13.

8. ГОСТ ISO 9223-2017. Коррозия металлов и сплавов. Коррозионная агрессивность атмосферы. Классификация, определение и оценка. – М : Стандартинформ, 2018. – 18 с.

9. Черный А.А., Черный В.А. Прогнозирование свойств материалов по математическим моделям. – Пенза: Пензенский гос. университет, 2007. – 61 с.

10. Injectivity Decline in Water-Injection Wells: An Offshore Gulf of Mexico Case Study / M.M. Sharma [et al.] // SPE-60901-PA. – 2000. – https://doi.org/10.2118/60901-PA

11. Improved Water Injector Performance in a Gulf of Mexico Deepwater Development Using an Openhole Frac Pack Completion and Downhole Filter System: Case History / A.S. David [et al.] // SPE-84416-MS. – 2000. – https://doi.org/10.2118/84416-MS

12. Barkman J.H., Davidson D.H. Measuring Water Quality and Predicting Well Impairment // SPE-3543-PA. – 1972. – https://doi.org/10.2118/3543-PA

13. Analysis of Injectivity Decline in some Deepwater Water Injectors / S.L. Dambani [et al.] // SPE-172469-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/172469-MS

14. Well Impairment During Sea/Produced Water Flooding: Treatment of Laboratory data / P. Bedrikovetsky [et al.] // SPE-69546-MS. – 2001. –

https://doi.org/10.2118/69546-MS

Развитие современных технологий в области моделирования и цифровизации открывает новые возможности для формирования инвестиционных программ и увеличения добычи нефти на зрелых месторождениях. Интеграция и комплексирование решений в области разработки и эксплуатации месторождений командами мультидисциплинарного экспертного сообщества, специалистами по моделированию и цифровым технологиям существенно повышают эффективность инвестиционных проектов, снижая риски, связанные с геологическими, технологическими и субъективными факторами. Получаемый комплекс решений на объектах нефтедобычи является, с одной стороны, синергичным (взаимоувязанным), с другой - гибким инструментом планирования и управления разработки месторождений. Применение сквозных процессов с участием в проектах специалистов в области геофизических исследований скважин, сейсморазведки, геологии, разработки месторождений, моделирования и цифровизации увеличивает глубину проработки исходной информации с целью выявления не вовлеченных в добычу запасов нефти и снижает вероятность переоценки выработанных участков недр, а взаимоувязанность проектных решений приводит к синергетическому эффекту комплекса мероприятий. Интеграция цифровых инструментов в производственные процессы, а также развитие инструментов по работе с большими объемами данных и предиктивной аналитике в контуре команд проектирования инвестиционных проектов разработки позволяют масштабировать изначально сложные научно-исследовательские методологии подбора и оценки мероприятий в масштабах группы активов компании и изменять структуру затрат человеческих ресурсов в пользу интеллектуальной работы. Положительные результаты инвестиций, подтверждаемые успешностью мероприятий, проведенных авторами статьи на зрелых месторождениях, с одной стороны, показывают возможные перспективы развития нефтяной отрасли Российской Федерации, с другой - затрагивают проблему пересмотра уровня образования руководителей и участников проектных команд в пользу повышения степени понимания смежных областей, а также современных инструментов цифровизации.

В статье рассмотрены два месторождения, характеризующиеся повышенным содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений, низкой проницаемостью и высокой нефтенасыщенностью. Карбонатные месторождения, в том числе месторождения Татарстана, являются главными объектами геолого-разведочных работ, обеспечивающими основной объем прироста запасов нефти и газа. На текущий момент компанией «Татнефть» поставлена задача стабилизации объемов рентабельной добычи нефти с применением химических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях такого типа. Интенсификация разработки нефтяных месторождений включает применение технологий управляемых матричных и направленно глубоких обработок карбонатного коллектора с применением кислотных составов различного назначения и принципа действия. Однако проблема разработки заключается в том, что добиться значительного притока нефти не позволяет низкая проницаемость матрицы. Продуктивность обеспечивается притоком нефти через естественные и техногенные трещины. В подобных условиях одним из перспективных решений, увеличивающих продуктивность скважин, является технология термопенокислотной обработки призабойной зоны пласта. Авторами рассмотрен ряд термопенокислотных композиций, оценена их применимость и эффективность в условиях добывающих скважин Ново-Елховского и Аксубаево-Мокшинского месторождений. Для наиболее подходящей композиции проведено физическое моделирование процесса обработки призабойной зоны пласта с имитацией двух типовых дизайнов закачки: с одновременной и последовательной подачей компонентов. Оценка новообразованных поровых каналов проведена по фильтрационно-емкостным свойствам пород методами компьютерной 3D томографии.

Список литературы

1. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 268-284. – URL.: http://ogbus.ru/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_1.pdf

2. Гуторов А.Ю. Опыт применения различных видов солянокислотных обработок для увеличения продуктивности нефтедобывающих скважин на месторождениях Татарстана // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 3. – С. 54–58.

3. Досказиева Г.Ш., Жаканова Ж.А. Анализ соляно-кислотных обработок в добывающих скважинах // Евразийский Союз Ученых. – 2021. – № 1. – С. 4–11. – https://doi.org/10.31618/ESU.2413-9335.2021.4.83.1262

4. Новиков В.А., Мартюшев Д.А. Опыт применения кислотных составов в карбонатных отложениях нефтяных месторождений Пермского края // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20. – № 1. – С.72–87. – https://doi.org/10.15593/2224-9923/2020.1.7

5. Кислотная обработка нагнетательных скважин. Старые проблемы – новые решения / Л.Ф. Давлетшина [и др.] // Территория «Нефтегаз». – 2009. – № 3. – С. 38–41.

6. Leong V.H., Ben Mahmud H. A preliminary screening and characterization of suitable acids for sandstone matrix acidizing technique: a comprehensive review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. – V. 9. – № 1. – Р. 753–778. – https://doi.org/10.1007/s13202-018-0496-6

7. A critical review of self-diverting acid treatments applied to carbonate oil and gas reservoirs / M. Al-Shargabi [el at.] // Petroleum Science. – 2023. – V. 20. – № 2. –

Р. 922-950. – https://doi.org/10.1016/j.petsci.2022.10.005

Заводнение нефтяных пластов широко применяется при разработке месторождений РФ. Для нефтяных компаний, эксплуатирующих сотни объектов, актуально сопоставление их по эффективности систем разработки. В статье представлена методика комплексной рейтинговой оценки эффективности системы заводнения, позволяющая подбирать геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на совершенствование разработки. В предложенной методике для исключения влияния геолого-физических факторов сравнительную оценку рекомендовано проводить для схожих (однотипных) объектов. Распределение объектов по группам выполняют на основе кластеризации по геологическим параметрам и технологическим показателям, характеризующим стадию разработки. В статье представлены результаты кластеризации объектов. По предложенной авторами методике оценка эффективности системы заводнения проводится по 11 ключевым показателям разработки. Для каждого показателя определяется весовой коэффициент по степени значимости с точки зрения влияния на эффективность заводнения. Диапазон нормированных значений ключевых показателей от минимального до максимального разделяется на пять интервалов, каждому из которых присваивается балл. На основе ключевых показателей выполняется рейтинговая оценка технологической эффективности объектов разработки. Для однотипных объектов в каждой группе определяют объект с наибольшим рангом, выполняют сравнительный анализ его ключевых показателей и других объектов в группе. Для объектов подбираются ГТМ с целью улучшения значений технологических показателей и рейтинговой оценки объекта разработки.

Список литературы

1. Ханипов М.Н., Насыбуллин А.В., Саттаров Рав.З. Вероятностная оценка вовлеченных в разработку запасов нефти на основе характеристик вытеснения с применением статистических методов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 37–39. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-6-37-39

2. Ханипов М.Н. Оценка вовлеченных запасов нефти на основе характеристик вытеснения с применением статистических методов // Нефтяная провинция. – 2017. – № 4. – С. 91–102. – https://www.elibrary.ru/download/elibrary_30773300_70077035.pdf

3. Gorban A.N., Zinovyev A.Y. Principal Graphs and Manifolds // Handbook of Research on Machine Learning Applications and Trends: Algorithms, Methods and Techniques. – 2009. – Р. 28–59.

В статье рассмотрены технология очистки нефти от сероводорода в присутствии технического кислорода и каталитического комплекса, а также ее отработка в лабораторных и промысловых условиях. Целью работы было приведение качества товарной нефти по остаточной массовой доле сероводорода к требованиям вида 1 по ГОСТ Р 51858-2002. В настоящее время существуют две технологии, способные обеспечить снижение сероводорода в нефти до 20 млн-1 и менее. Недостатком технологии очистки нефти от сероводорода с помощью химических реагентов являются высокие эксплуатационные затраты на нейтрализаторы. Метод очистки нефти от сероводорода окислением кислородом воздуха (ДМС-1МА) характеризуется высокими капитальными вложениями (необходимость создания высокого давления в системе для осуществления реакции в отдельном реакторе с сопутствующим оборудованием для отделения газа) и значительными объемами сбрасываемого углеводородного газа с высоким содержанием азота, что ограничивает возможности его повсеместного использования на объектах подготовки сероводородсодержащей нефти. Для апробации технологии нейтрализации сероводорода окислением кислородом, которая характеризуется значительно меньшими затратами, проведены лабораторные и пилотные испытания на объекте. Показаны оптимальные режимы, при которых достигается массовая доля сероводорода ниже 20 млн-1. По шкале коррозионной стойкости, согласно данным лабораторных и промысловых исследований для стали 20 по ГОСТ 1050-2013, полученная смесь нефти, кислорода и каталитического комплекса оценивается в 6 баллов – пониженная стойкость к данной коррозионной среде. Учитывая, что максимальной коррозии подвержен начальный участок нефтепровода, куда дозируется технический кислород, необходимо предусматривать меры противокоррозионной защиты этого участка. По результатам проработки вопросов пожаровзрывобезопасности технологии представлены рекомендации по способу подачи технического кислорода в поток нефти.

Список литературы

1. Технологии очистки нефти от сероводорода / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 7. –

С. 82–85.

2. Разработка и исследование вариантов каталитической очистки нефти от сероводорода на примере объектов подготовки сверхвязкой нефти /

В.В. Соловьев, А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефти / ПАО «Татнефть». – 2022. – Вып. 90. – С. 244–249.

3. Жидкофазное окисление сероводорода в нефти молекулярным кислородом в присутствии аммиачного раствора фталоцианина кобальта / О.М. Корнетова [и др.] // Журнал прикладной химии. – 2020. – Т. 93, № 9. – С. 1363-1368. - https://doi.org/10.31857/S0044461820090145

В настоящее время актуальным является вопрос определения негерметичности эксплуатационной колонны. Основная часть промыслово-геофизических исследований (ПГИ) проводится с подъемом оборудования, что влечет за собой простой скважины, потери добычи нефти, а также нарушение установившегося режима работы скважины. Следует отметить высокий риск работы «вхолостую», когда не удается обнаружить нарушения в эксплуатационной колонне. В статье проанализированы существующие методы определения негерметичности эксплуатационной колонны. Проведен анализ результатов ПГИ добывающих скважин. Определены средние значения глубины нарушений, а также интервалы нарушений колонны скважины. Изучены косвенные подходы к определению нарушений колонны скважины, в частности, анализ соотношений компонентов, основанный на шестикомпонентном химическом анализе воды. Помимо этого, предложен новый косвенный метод для анализа вероятности негерметичности эксплуатационной колонны скважины на основе матрицы корреляции признаков. Авторами разработана и применена модель машинного обучения для определения негерметичности скважины. Она позволяет понять, какие факторы оказывают набольшее влияние на возникновение нарушения. Определено, что такими факторами являются концентрация сульфатов, коэффициент перенасыщения, обводненность продукции, возраст скважины на момент исследования, а также гидрохимический коэффициент Cl-(Na+K)/Mg. Результатом проведенной работы является создание методики по обнаружению негерметичности эксплуатационной колонны скважины, а также косвенного метода диагностики и прогнозирования степени усталости эксплуатационной колонны и определенной доли риска возникновения негерметичности.

Список литературы

1. К вопросу о негерметичностях эксплуатационных колонн / Л.Б. Хузина [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 4. – С. 35-38. – DOI: 10.33285/0130-3872-2023-4(364)-35-38

2. Мухаметшин В.Г., Дубинский Г.С., Аверьянов А.П. О причинах нарушений герметичности эксплуатационных колонн и мероприятиях по их предотвращению // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 3. – С. 19-24. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2016-3-19-24

3. Набиуллин А.Ш., Синицына Т.И., Воронцов С.Ю. Изучение причин возникновения нарушений герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин. Разработка превентивных методов по защите обсадной колонны // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 8. – С. 88-93. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-8-88-93

4. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К. Контроль герметичности обсадной колонны и НКТ в нагнетательных скважинах по измерениям комплексной аппаратурой // Инновационная наука. – 2015. – № 12. – Ч. 3. – С. 107–112.

5. Экологические вопросы контроля за эксплуатацией скважин подземных хранилищ газа / Р.А. Валиуллин [и др.] // Известия Самарского научного центра РАН. – 2015. – № 5. – С. 256–262.

6. Кубрак М.Г. Возможные последствия эксплуатации скважин с нарушениями в обсадной колонне // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 2. – С. 434–446. – URL: https://ogbus.ru/article/view/vozmozhnye-posledstviya-ekspluatacii-skvazhin-s-narusheniyami-/23797

7. Дзюбло А.Д., Рубан Г.Н. Надежная диагностика и ликвидация заколонных перетоков как залог экологической безопасности при разработке нефтегазовых месторождений // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2018. – № 4. – С. 1–10. – URL: https://oilgasjournal.ru/issue_23/dzyublo-ruban.pdf

8. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К. Контроль герметичности обсадной колонны и НКТ в нагнетательных скважинах по измерениям комплексной аппаратурой // Инновационная наука. – 2015. – № 12. – С. 107–112.

9. Выявление негерметичности муфтовых соединений насосно-компрессорных труб, обсадных и технических колонн для скважин подземного хранилища газа в соляных кавернах методом спектральной шумометрии / А.М. Асланян [и др.] // Георесурсы. – 2016. – № 18. – С. 186–190. – https://doi.org/10.18599/grs.18.3.7

10. Изучение тепловой конвекции на модели скважины с индукционным нагревателем при заколонном перетоке «сверху» / Р.А. Валиуллин [и др.] // Вестник Башкирского университета. – 2017. – № 2. – С. 325–329.

11. Изучение формирования тепловой метки в стволе скважины при индукционном нагреве колонны для оценки дебита межпластовых перетоков / И.В. Канафин [и др.] // Булатовские чтения. Прогноз, поиск и разведка месторождений нефти и газа. Нефтегазопромысловая геология. Разведочная и промысловая геофизика. Т.1. – Краснодар : Издательский дом Юг, 2017. – С. 70–72.

12. Исследование теплового поля в скважине при заколонном движении жидкости в процессе индукционного воздействия / Ф.Ф. Давлетшин [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – № 3. – С. 153-164. – https://doi.org/10.18799/24131830/2023/3/3896

13. Оценка возможности исследования заколонного пространства скважины методом активной термометрии / А.Ш. Рамазанов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2023. – № 6. – С. 43-50. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-6-43-50

14. Азаматов М.А., Шорохов А.Н. Метод определения негерметичности эксплуатационной колонны // Недропользование XXI век. – 2015. – № 11. – С. 43–47.

15. Скважинная шумометрия как энергосберегающая инновационная технология /А.М. Асланян [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 15, № 2. – С. 8–12.

16. Лешкович Н.М. Совершенствование технологии определения мест негерметичности обсадных колонн на примере Анастасиевско-Троицкого месторождения // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). – 2019. – № 4. – С. 194–220.

17. Методические указания по проведению экспертизы по промышленной безопасности скважин на нефтяных месторождениях Республики Татарстан : ЕРБ 2286-2022. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 2022. – 44 с.

В ПАО «Татнефть» для эксплуатации продуктивных горизонтов с различными физико-химическими свойствами применяется технология одновременно-раздельной добычи (ОРД). Однако в горизонтальных скважинах для снижения забойного давления до оптимальных значений необходимо спустить насос в интервал с большой кривизной (более 42°). В данных условиях стандартные клапаны насосов неработоспособны или запаздывает срабатывание, что значительно снижает коэффициент подачи (до 0,3). Габаритные размеры конструкций известных всасывающих и нагнетательных клапанов, применяемые в горизонтальных скважинах, не позволяют их использовать в качестве дополнительного всасывающего клапана в компоновке глубинно-насосного оборудования в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны 114 мм и менее. Таким образом, не обеспечивается отбор потенциального дебита скважины. Созданы простые, надежные, малогабаритные всасывающие и нагнетательные клапаны, обеспечивающие работу установки для ОРД с использованием трубного штангового насоса в горизонтальной скважине при кривизне ствола 42–90 ° с коэффициентом подачи не менее 0,65. При сравнительных испытаниях моделировали угол наклона ствола скважины, который составлял 42°, 50°, 60°, 70°, 80°, 90°, 105°. Дополнительно провели испытание разработанного клапана с шарами ST-TC1 с целью определения критического угла наклона, при котором он перестает функционировать. Работа была построена на имитации момента достижения плунжером верхней «мертвой» точки, когда жидкость в НКТ, устремляясь вниз, закрывает всасывающий клапан. Быстрота его закрытия и количество вернувшейся через него жидкости определяют коэффициент наполнения. В результате проведенных сравнительных стендовых и промысловых испытаний установлено, что даже при значении угла в месте установки насоса после внедрения, большем чем до внедрения (76–77° против 44,38°), минимальный коэффициент подачи после установки клапанов в насосе составляет на 24 % больше, чем максимальный до установки, средний - на 51 % больше. Разработанный клапан новой конструкции соответствует предъявляемым требованиям и работоспособен. Кроме того, доказана эффективность его работы в горизонтальном стволе в отличие от клапана стандартной конструкции.

Список литературы

1. Пат. 2764943 РФ, МПК F16K 15/04. Клапан штангового насоса / К.М. Гарифов, А.Х. Кадыров, А.В. Глуходед, В.А. Балбошин, И.Н. Рахманов, Н.А. Воронин; патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. № 2021117800; заявл. 18.06.2021 г.; опубл. 24.01.2022 г.

2. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. – М. : Нефть и газ, 2008. – 295 с.

В рамках глобальной цифровой трансформации ПАО «Татнефть» в сотрудничестве с Российским фондом развития информационных технологий реализует инновационный проект «Интегрированная цифровая платформа для геолого-технологического мониторинга разработки нефтегазовых месторождений». Один из ключевых этапов - создание центра управления геофизикой (ЦУГ), где в едином информационном цифровом поле высококвалифицированными специалистами будет осуществляться управление всеми исследованиями и работами в скважинах. Для реализации ЦУГ компания должна обладать полностью цифровой инфраструктурой геофизических исследований скважин (ГИС): скважинная и наземная аппаратура, программное обеспечение для управления, передачи, обработки и интерпретации данных, спецтехника. Разработка высокотехнологичного каротажного подъемника с гидравлическим приводом «ПКС-Онлайн», который позволит осуществлять спускоподъемные операции в автоматизированном режиме «автопилот» и обеспечит возможность дистанционного управления и передачи данных ГИС, даст возможность полностью автоматизировать процесс и создать сквозную цифровую систему. Внедрение данной технологии приведет к повышению эффективности ГИС и в целом разработки нефтегазовых месторождений. Квалифицированный геофизик будет управлять работами в скважинах из центра управления геофизикой, имея возможность удаленного контроля деятельности нескольких геофизических партий в режиме реального времени.

Месторождения нефти в терригенных отложениях девона на востоке Восточно-Европейской платформы играют значительную роль в формировании сырьевой базы углеводородов. На первых этапах развития нефтяной промышленности добыча жидких углеводородов осуществлялась из пликативных ловушек, связанных с протяженными валами, такими как Туймазинско-Бавлинский, Серафимовско-Балтаевский, и Шкаповским сводовым поднятием. Второй этап развития добычи нефти из терригенных отложений начался после открытия крупных зон нефтенакопления, линейно вытянутых с юго-запада на северо-восток, приуроченных к девонским конседиментационным грабенообразным прогибам (Сергеевско-Демскому, Тавтиманово-Уршакскому и др.), сформированным в нижнетиманское время. Они контролировали как крупные, так и средние по величине запасов месторождения. Параллельно с ними открывались зоны нефтенакопления, связанные с постседиментационными грабенообразными прогибами, горстовидными структурами и погребенными девонскими террасами. Выявляемые в них запасы нефти количественно уступали запасам предыдущих зон. Тектонические нарушения, кроме участия в экранировании и образовании структур, принимали участие в перемещении углеводородов, минерализованных и гидротермальных вод вверх по разрезу. Пластовые флюиды в совокупности с горным давлением и температурой оказывали влияние на емкостные свойства кварцевых алевро-песчаных коллекторов девона. Изучение их изменений проводилось инструментальными методами, включающими оптическую и электронную микроскопию. Последние представляют собой высокотехнологичные исследования керна, позволяющие выявить ряд особенностей структуры изучаемых пород: наличие новообразованного кварца малого размера (размер зерен от 1 до 10 мкм), аналогичного по размерам пелитовой фракции в алевро-песчаных породах, состоящей из глинистых минералов; присутствие ленточных кристаллов иллита, которые, как и микрокристаллы кварца, сохраняют объем порового пространства. Эти особенности литологии коллекторов впервые установлены в алевроло-песчаных коллекторах терригенного девона в разрезах скважин, пробуренных вблизи тектонических нарушений. Выявление этих особенностей в коллекторах позволит точнее проводить оценку запасов углеводородов.

Список литературы

1. Орлов Ю.А. Тектоника и нефтеносность девона платформенной Башкирии. – М.: Наука, 1979. –148 с.

2. Хатьянов Ф.И. Геолого-геофизические основы прогнозирования нефтегазоперспективных структур на востоке Русской плиты: дисс. докт. геол-минер. наук. – Ленинград, 1991. – 60 с.

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

4. Масагутов Р.Х. Природные битумы и высоковязкие нефти востока Русской плиты (на примере Башкортостана) // Георесурсы. – 2007. – № 4 (23). –

С. 34–36.

5. Масагутов Р.Х. Характеристика углеводородных флюидов в нижнепермских отложениях платформенного Башкортостана // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 1999. – Вып. 97. – С. 51–55.

6. Якуцени В.П. Геология гелия. – Л.: Недра, 1968. – 232 с.

7. Юсупов С.Ш., Масагутов Р.Х. Новые данные по минералогии, термометрии и геохимиии районов Башкирского Приуралья // Тр. Х Международной конференции по термобарогеохимии, Александров, 10–14 сентября 2001. – С. 399–441.

8. Лукин А.Е. Самородно-металлические микро - и нановключения в формациях нефтегазоносных бассейнов – трассеры суперглубинных флюидов //

Геофизический журнал. – 2009. – Т. 31. – № 2. – С. 61–92.

9. Лозин Е.В. О тектонических предпосылках формирования залежей нефти // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 18–22. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-18-22

10. Лозин Е.В. О тектоно-физическом механизме подтока углеводородов из нижележащих пластов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 15–17. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-15-17

11. Следствия интерференции палеосейсмических волн в осадочной толще девона восточной части Русской платформы / Г.А. Фаттахутдинов, Р.Х. Масагутов, Е.В. Лозин, Т.В. Иванова // ДАН СССР. – 1990. – Т. 315. – № 4. – С. 941–944.

12. Япаскурт О.В., Горбачев В.И. Литогенетические факторы формирования глубинной пористости отложений палеодельт (в низах разреза Тюменской скважины) // ДАН СССР. – 1997. – Т. 353. – № 2. – С. 241–245.

13. Worden R.H., French M.W., Mariani E. Amorphous nanofilms result in growth of misoriented microcrystalline quartz cement maintaining porosity in deeply buried sandstones // Geology. – 2012. – V. 40 (2). – P. 179–182. – https://doi.org/10.1130/g32661.1

Терригенные коллекторы Восточной Сибири имеют ряд особенностей, которые затрудняют их изучение. В представленной статье уделено внимание неоднозначности определения флюидонасыщения по фотографиям полноразмерного керна в ультрафиолетовом свете. Интервалы пород-коллекторов со свечением в ультрафиолетовом свете при испытаниях могут быть как ненасыщенными, так и дающими притоки нефти. Выработанная последовательность исследований позволила определить коридоры значений интенсивности света, при которых с определенной вероятностью будет получен тот или иной приток углеводорода: газ (газоконденсат), нефть, смешанное насыщение в различных комбинациях. Дополнительным источником информации на выходе является библиотека палитр насыщения. Обработка фотографий полноразмерного керна в дневном свете позволяет дополнительно выделить интервалы свечения литологических неоднородностей пород (очаги ангидритизации). Таким образом, интервалы минерального свечения терригенных пород исключаются из кривой вероятности флюидонасыщения. Для решения вопросов эксплуатации и прогноза показателей разработки сложнопостроенных и трещиноватых коллекторов в ПАО «Сургутнефтегаз» проводятся 3D фотографирование и визуализация колонки полноразмерного керна. По развертке фотографий полноразмерного керна также рассчитывается кривая вероятности флюидонасыщения. Полученные результаты загружаются в постоянно действующие геологические модели. В зависимости от производственной задачи можно построить трехмерный куб вероятности флюидонасыщения. Сопоставлены данные построенной кривой вероятности флюидонасыщения со значениями удельного электрического сопротивления, измеренного на образцах керна, а также с кривой удельного электрического сопротивления по стволу скважины. В результате выполненных исследований повышена успешность выбора интервалов испытаний при бурении поисково-разведочных скважин. Определены дальнейшие перспективы развития работ.

Неустойчивость стенок скважин при наклонном пересечении зоны тектонически нарушенных пород в терригенном песчано-глинистом разрезе зависит от горного давления и зенитного угла скважины. При вскрытии такой зоны скважиной с зенитным углом более 45° уже на начальном этапе могут происходить подклинивания бурового инструмента, выраженные пикообразным повышением момента вращения на верхнем силовом приводе и увеличением давления нагнетания бурового раствора. При этом будет увеличиваться количество шлама, поднятого на поверхность, появятся обвальные образцы с типичными для тектонического разлома «зеркалами скольжения». Развитие этого процесса со временем может привести к блокировке кольцевого пространства, потере циркуляции и механическому прихвату бурового инструмента. Предупреждение осложнений и аварий, связанных с обрушением трещиноватых пород, заключается в управлении траекторией бурения, регулировании удельного веса бурового раствора и эффективной плотности циркуляции. В связи с этим на этапе проектирования требуются разработка дополнительных мер по расчету устойчивости осложненной зоны, создание детализирующей предбуровой геомеханической модели, с помощью которой заблаговременно оценивается безопасное окно бурения. В процессе бурения требуется тщательно контролировать плотность бурового раствора и параметры бурения, количество и форму выходящего шлама. При появлении первых признаков нестабильности стенок скважины необходимо оперативно принимать меры по локализации осложнения.  

Список литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2002. – 680 с.

2. Войтенко В.С. Управление горным давлением при бурении скважин. – М.: Недра, 1985. – 185 с.

3. Hossain M.E., Islam M.R. Drilling engineering problems and solutions : a field guide for engineers and students. – Hoboken, NJ, USA : Wiley-Scrivener, 2018. – 627 p.

Для решения широкого класса задач топливно-энергетического комплекса России, в том числе, бурения высокодебитных нефтяных и газовых скважин, необходимы отечественные ударовибростойкие акселерометры. Оборудование для бурения наклонно направленных скважин включает датчик инклинометра, который работает непосредственно в скважине, при одновременном воздействии температуры до 125 ℃, ударной нагрузки до 1000 g с длительностью удара до 0,5 мс и вибрацией до 30 g. В статье представлено новое для российской приборостроительной отрасли направление – разработка и налаживание серийного выпуска высокотемпературных ударовибростойких акселерометров компенсационного типа. С этой целью была разработана оптимальная архитектура компоновки низа бурильной колонны (КНБК), в которой измерительные модули объединены в единый скважинный измерительный высокотехнологичный комплекс. Отличительная особенность комплекса состоит в применении современных протоколов межмодульного обмена данными по шине. Шина данных в совокупности со специализированным низкоуровневым программным обеспечением позволяет комбинировать КНБК в соответствии с решаемыми задачами в процессе бурения нефтегазовых скважин. Разработана методология определения оптимального числа акселерометров, применяемых в компоновках, сформулированы отраслевые технические требования и оценен потенциал российского рынка акселерометров для использования в скважинной аппаратуре. В процессе проведения опытно-конструкторских работ особое внимание было уделено ударовибропрочности акселерометра. С этой целью была разработана технология сварного соединения всех узлов маятника, а для минимизации воздействия ударных нагрузок на кварцевый маятник применен осевой стержень, ограничивающий перекрестные перемещения.

Список литературы

1. Роснедра подвели итоги ГРР в России и 2022 г. и обозначили перспективы ТрИЗ. – https://neftegaz.ru/news/Geological-exploration/782788-rosnedra-podveli-itogi-grr-v-rossii-i-2022-g-...

2. Казанцев В.А. Бурение нефтяных и газовых скважин. Наклонно-направленное бурение // Российская наука в современном мире: Сборник статей XLV международной научно-практической конференции, Москва, 15 апреля 2022 года. Т. 1. – М.: ООО «Актуальность.РФ», 2022. – С. 99–101. – EDN ANFSXC.

3. Zhdaneev O.V. Frolov K.N. Technological and institutional priorities of the oil and gas complex of the Russian Federation in the term of the world energy transition // International Journal of Hydrogen Energy. – 2024. – Vol. 58. – P. 1418-1428. – https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.01.285

4. Жданеев О.В. Локализация как эффективный механизм импортозамещения // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – С. 6-10. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-2-6-10

5. Жданеев О.В., Зайцев А.В., Продан Т.Т. О возможностях создания российской высокотехнологичной компоновки низа бурильной колонны // Записки Горного института. – 2021. – Т. 252. – С. 872-884. – https://doi.org/10.31897/PMI.2021.6.9

6. Monterrosa C.L., Rego M.F., Blackburn J.D. MWD Surveying Enhancement Techniques and Survey Management Workflows Applied at a Barents Sea Field for Accurate Wellbore Positioning // SPE-184678-MS. – 2017. - https://doi.org/10.2118/184678-MS

8. Заляев М.Ф. Исследование вибрации при бурении скважин на термокарстовом газоконденсатном месторождении // Нефтегазовое дело. – 2015. –

Т. 13. – № 4. – С. 36-40.

9. Lesso W.G., Rezmer-Cooper I.M., Chau M. Continuous direction and inclination measurements revolutionize real-time directional drilling decision-making //

SPE-67752-MS. - 2001. - https://doi.org/10.2118/67752-MS

10. Innovative Technology to Extend EM-M/LWD Drilling Depth / A. Rodriguez, C. MacMillan, C. Maranuk, J. Watson // SPE-166190-MS. – 2013. - https://doi.org/10.2118/166190-MS

11. A New Ultra-Deep Azimuthal Electromagnetic LWD Sensor for Reservoir Insight / Hsu-Hsiang Wu [et al.] // Paper presented at the SPWLA 59th Annual Logging Symposium, London, UK, June 2018.

12. Отчет RPI. Оборудование для MWD/LWD комплексный анализ рынка РФ, ключевые игроки, прогноз до 2030 года. – https://www.rpi-consult.ru/reports/servis-i-oborudovanie/oborudovanie-dlya-mwd-lwd/

13. Chao D., Zhuang Y., El-Sheimy N. An Innovative MEMS-Based MWD Method for Directional Drilling // SPE-175898-MS. – 2015. - https://doi.org/10.2118/175898-MS

14. Introduction to Wellbore Positioning. - URL: https://www.uhi.ac.uk/en/t4-media/one-web/university/research/Wellbore-eBook-V9.10.2017.pdf

15. Research on Improving Accuracy of MWD Based on Support Vector Classifier and K-Proximity Method / H. Yang, L. Zhang, T. Luo [et al.] // IEEE Sensors Journal. – 2021. – V. 21. -No. 6. - P. 8078-8088. - https://doi.org/10.1109/JSEN.2020.3048965

16. Gutierrez D., Chad H. Measurement-While-Drilling MWD Error Model Validation – Does the Model Reflect Reality? // SPE-204026-MS. -2021. - https://doi.org/10.2118/204026-MS

17. О создании российского акселерометра для скважинной инклинометрии / О.В. Жданеев, А.В. Зайцев, С.Ф. Коновалов, А.Е. Семенов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №. 8. – С. 30-35. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-30-35

18. Vibration Error Correction for the FOGs-Based Measurement in a Drilling System Using an Extended Kalman Filter. / L. Wang, Y. Hu, T. Wang, B. Liu // Applied Sciences. – 2021. -No. 11. - https://doi.org/10.3390/app11146514

19. Drilling Three-Mile Laterals Tighter and Safer with a New Magnetic Reference Technique / A. Pare, N. Cosca, A. Berarducci [et al.] // SPE-212465-MS. – 2023. - https://doi.org/10.2118/212465-MS

20. Accuracy Prediction of Zero-Survey Time Definitive Dynamic MWD Surveys / M. ElGizawy, R. Lowdon, M. Edmunds [et al.] // SPE-203361-MS. – 2020. - https://doi.org/10.2118/203361-MS

21. A Novel Realtime Well Collision Avoidance Monitoring by Definitive Dynamic Surveys and Passive Magnetic Ranging / M. ElGizawy, M. Fraser, R. Lowdon,

D. Jamie // SPE-211791-MS. – 2022. - https://doi.org/10.2118/211791-MS

22. Особенности создания чувствительных элементов кремниевых и кварцевых маятниковых акселерометров / Е.В. Ветрова, И.П. Смирнов, Д.В. Козлов, В.М. Запетляев // Ракетно-космическое приборостроение и информационные системы. – 2017. – Т. 4. – № 2. – С. 95–102. – https://10.17238/issn2409-0239.2017.2.95

23. Carpenter C. Thailand Joint-Development Project Delivers MWD/LWD Benefits // Journal of Petroleum Technology. – 2019. - V. 71(02). - P. 50-52. - https://doi.org/10.2118/0219-0050-JPT

24. Развитие геокриологического мониторинга природных и технических объектов в криолитозоне Российской Федерации на основе систем геотехнического мониторинга топливно-энергетического комплекса / В.П. Мельников, В.И. Осипов, А.В. Брушков [и др.] // Криосфера Земли. – 2022. – Т. 26, № 4. –

С. 3-18. – https://doi.org/10.15372/KZ20220401

Процесс строительства скважин, пробуренных на подсолевые отложения, осложнен вскрытием перекрывающих их соленосных отложений. Рапопроявления в соленосных отложениях явились главной причиной сдерживания развития топливно-сырьевой базы и сохраняющейся неопределенности в оценке перспективности подсолевого комплекса восточной части нефтегазоносного бассейна Туркменистана. Проблема успешного строительства и заканчивания скважин в соленосных отложениях все еще остается актуальной не только для Восточной части Туркменистана, но и для всех стран мира, где развиты мощные соленосные отложения. Успешное решение проблемы будет способствовать более интенсивному развитию нефтегазовой отрасли. Считается, что повышение технико-экономических показателей буровых работ на площадях, осложненных рапопроявлением, может быть достигнуто путем выделения по площади месторождения зон с максимальной вероятностью возникновения этих осложнений. Обычно для выделения таких зон используются геофизические методы, в частности, метод общей глубинной точки. Однако, как показывает опыт бурения, не все виды рапопроявлений прогнозируются существующими геофизическими методами. Кроме того, вынужденное, не связанное с морфологией ловушки, размещение поисковых, а в последующем разведочных и эксплуатационных скважин вне зон рапопроявлений обусловливает резкое снижение эффективности не только геолого-разведочных работ, но и эксплуатации месторождения. Выявленные закономерности формирования высоконапорных рассолов в соленосных отложениях позволяют прогнозировать не только зоны (места) рапопроявлений, но и горно-геологическую ситуацию в соленосных отложениях, обеспечивающую соответствие технологии бурения геологическим условиям разреза. Статья посвящена актуальной проблеме – противодействию смятию обсадных колонн при неупругих деформациях соленосных отложений и продлению жизненного цикла эксплуатационных колонн. Предложен принципиально новый метод, ранее не применявшийся в Туркменистане. Суть метода заключается в активном противодействии крепи скважины пластическим деформациям соленосных отложений вместо существующего пассивного сопротивления смятию.

Список литературы

1. Chotpantarat S., Thamrongsrisakul J. Natural and anthropogenic factors influencing hydrochemical characteristics and heavy metals in groundwater surrounding a gold mine, Thailand // Journal of Asian Earth Sciences. – 2021. - V. 211(2). - http://doi.org/10.1016/j.jseaes.2021.104692

2. Integrated application of geophysical methods in Earth dam monitoring / L.M. Franco, E.F. La Terra, L.P. Panetto, S.L. Fontes // Bulletin of Engineering Geology and the Environment. – 2024. - V. 83(2). - http://doi.org/10.1007/s10064-024-03551-x

3. Деряев А.Р. Анализ вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями на нефтегазовых месторождениях западной части Туркменистана // SOCAR Proceedings Special. – 2023. – Nо. 2. – Р. 22–27. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200871

4. A review of hydrogen/rock/brine interaction: Implications for Hydrogen Geo-storage / M. Aslannezhad, M. Ali, A. Kalantariasl [et al.] // Progress in Energy and Combustion Science. – 2023. - V. 95. - DOI: http://doi.org/10.1016/j.pecs.2022.101066

5. Разработка и совершенствование конструктивных параметров долот с резцами PDC / Б.Т. Ратов, Б.В. Федоров, Э.Ж. Омирзакова, Д.Р. Коргасбеков // Горный информационно-аналитический бюллетень (Научно-технический журнал). – 2019. - № 11. – С. 73–80. - https://doi.org/10.25018/0236-1493-2019-11-0-73-80

6. Деряев А.Р. Особенности прогнозирования аномально высоких пластовых давлений при бурении скважин на площадях Юго-Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2023. – No. 2. – Р. 7–12. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200872

7. The role of evaporite layers in the ore-forming processes of iron oxide-apatite and skarn Fe deposits: Examples from the middle-lower Yangtze River metallogenic Belt, East China / Chao Duan, Yanhe Li, Jingwen Mao [et al.] // Ore Geology Reviews, - 2021. - V. 138. - No. 2. - http://doi.org/10.1016/j.oregeorev.2021.104352

8. Huddlestone-Holmes C., Arjomand E., Kear J. GISERA W20 Final Report: Long-term monitoring of decommissioned onshore gas wells. - CSIRO Report EP2022-1246. - Australia: CSIRO, 2022. - https://doi.org/10.25919/bx5g-zd28

9. Деряев А.Р. Бурение горизонтальных скважин в Западном Туркменистане // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – P. 32-40. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200877

10. Heine F., Zosseder K., Einsiedl F. Hydrochemical zoning and chemical evolution of the deep upper jurassic thermal groundwater reservoir using water chemical and environmental isotope data // Water. – 2021. - V. 13(9). - http://doi.org/10.3390/w13091162

11. Деряев А.Р. Управление траекторией скважины и контроль за пространственным положением ствола // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue

No. 2. – P. 1-6. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200870  

12. Intrusion and extrusion of liquids in highly confining media: Bridging fundamental research to applications / A. Le Donne, A. Tinti, E. Amayuelas et al. // Advances in Physics: X. – 2022. - V. 7(1). - http://doi.org/10.1080/23746149.2022.2052353

13. John C. M., Kussanov I., Hawie N. Constraining stratal architecture and pressure barriers in the subsalt Karachaganak Carboniferous carbonate platforms using forward stratigraphic modeling // Marine and Petroleum Geology. – 2020. - V. 124. - http://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104771

14. Деряев А.Р. Выбор бурового раствора для наклонно-направленной эксплуатационно-оценочной скважины // SOCAR Proceedings. – 2023. – № 3. –

P. 51-57. – http://doi.org/10.5510/OGP20230300886

15. Dynamic compression–shear response and failure criterion of rocks with hydrostatic confining pressure: an experimental investigation / Du Hongbo, Feng Dai, Mingdong Wei [et al.] // Rock Mechanics and Rock Engineering. – 2021. - V. 54 (2-3). – P. 955–971. - https://doi.org/10.1007/s00603-020-02302-0

16. Some features of drilling technology with PDC bits / Ratov B.T., Fedorov B.V., Khomenko V.L. [et al.] // Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. - 2020. – No. 3. – P. 13-18. - https://doi.org/10.33271/nvngu/2020-3/013

17. Ondrasek G., Rengel Z. Environmental salinization processes: Detection, implications & solutions // Science of the Total Environment. – 2021. - V. 754 (39). - http://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2020.142432

18. Деряев А.Р. Прогноз дальнейшей перспективы бурения сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – С. 13-21. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200874

19. Geochemistry of brine and paleoclimate reconstruction during sedimentation of Messinian salt in the Tuz Gölü Basin (Türkiye): Insights from the study of fluid inclusions / A.R. Galamay, M.Ç. Karakaya, K. Bukowski [et al.], Minerals. – 2023. - V.13(2). - DOI: http://doi.org/10.3390/min13020171

20. Деряев А.Р. Бурение наклонно-направленных скважин на месторождениях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – С. 22-31. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200875

21. Mapping potential salt minerals over Wadi El Natrun saline lakes, Egypt, using remote sensing and geophysical techniques / N. Soliman, S. Salem, M. Attwa,

M. El Bastawesey // Arabian Journal of Geosciences. – 2021. - V. 14. –pp. 1-15. - https://doi.org/10.1007/s12517-021-08340-4

В статье с целью извлечения полезного опыта рассмотрены результаты опытно-промышленного исследования влажного внутрипластового горения на Арланском и термозаводнения на Воядинском нефтяных месторождениях Башкортостана. Испытания проведены в конце ХХ века. Для глубокозалегающих (глубже 1500 м) продуктивных терригенных пластов указанных нефтяных месторождений установлена неэффективность процесса влажного внутрипластового горения в связи с проявлением ряда серьезных осложнений. Ситуация усугубляется опережающим продвижением фронта горения по наиболее проницаемым пропслоям в геологически неоднородной пористо-проницаемой среде. Образующиеся серные кислые газы вызывают лавинную коррозию НКТ, обсадных труб, трубопроводов и промыслового оборудования. Процесс технологически и экономически убыточен. Технология ввода теплоносителя в пласт (термозаводнение) демонстрирует заметные потенциальные возможности, но ее применение ограничивается пределами рентабельности процесса создания пластового источника тепла. Процесс сопровождается потерей тепла от температуры на устье нагнетательных скважин до 144°С и до 50-58°С на глубине продуктивного объекта 1500 м, несмотря на специальную футеровку НКТ, через которые теплоноситель подавался в пласт. Выявлен эффект подъема колонн на устье в результате термического расширения. Кроме того, не получена сплошная тепловая оторочка в пластовой системе. Судя по карте геоизотерм сформировались локальные оторочки подогретой воды вокруг образовавшихся очагов нагнетания теплоносителя. Процесс остался недоизученным. Основная проблема применения термических методов увеличения нефтеотдачи заключается в создании пластового источника тепловой энергии, для чего приходится использовать (сжигать) часть содержащейся в пласте нефти. В отечественной практике внутрипластового горения данная проблема нашла рациональное решение, но для месторождений сернистых нефтей осталась. Для технологии ввода теплоносителя в пласт экономическим лимитом является допустимый объем выгораемой на поверхности нефти (газа).

Список литературы

1. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. – Баку: Азнефтеиздат, 1956. – 254 с.

2. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1977. – 214 с.

3. Сургучёв М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

4. Возможности повышения нефтеотдачи с помощью водных растворов мицеллообразующих ПАВ / М.И. Шахпаронов, В.В. Девликамов, Т.М. Усачёва

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1981. – № 11. – С. 35–40.

5. Лозин Е.В. О выводах, полученных при научном обосновании и промысловых испытаниях физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 48–51. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-48-51

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

7. Мустаев Я.А., Габбасов Г.Х., Мавлютова И.И. Анализ разработки Ашитского опытного участка способом внутрипластового горения // Нефтепромысловое дело. – 1981. – № 10. – С. 6–9.

8. Оценка технологической эффективности закачки горячей воды на Воядинском месторождении с помощью математического моделирования /

В.И. Дзюба, Е.И. Рубин, В.Т. Никитин, Т.К. Баймухаметов // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Башкортостана / Тр. БашНИПИнефти. – 1993. – Вып. 87. – С. 71–74.

Эффективная разработка месторождений нефти с низкопроницаемыми породами-коллекторами является актуальной задачей большинства нефтяных компаний в связи с тем, что на них приходится значительная часть текущих и будущих запасов. Относительная фазовая проницаемость (ОФП) является важнейшим параметром многофазного потока в пористой среде, характеризуя эффективную проницаемость для каждой фазы. При определении ОФП с использованием стандартных методик существует ряд методических рисков, которые могут значительно влиять на результаты экспериментов и их применимость. Задачей исследования являлось лабораторное определение ОФП на образце низкопроницаемой породы ачимовской свиты (проницаемость менее 1·10-3 мкм2) для системы жидкость – газ методом стационарной фильтрации с рентгеновским контролем насыщенности, а также методом нестационарной фильтрации с целью повышения качества проектных решений, использующих этот тип данных. Для аналитического моделирования фазовых проницаемостей был использован ряд корреляционных моделей (Кори, Хонарпур, LET), которые позволяют корректно описать полученные кривые и подобрать коэффициенты аппроксимации применительно к целевому объекту. Гидродинамическая модель на масштабе керна, настроенная на результаты единичных тестов по определению коэффициента вытеснения, была использована для прогнозирования кривых ОФП. Обобщение полученных данных позволило сформировать методические подходы к построению кривых ОФП в низкопроницаемых породах ачимовских отложений, что дает возможность повысить точность определения динамики движения флюидов и оптимизировать сценарии разработки месторождения и оценки рисков.

Список литературы

1. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ – резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский,

Д. Морариу. - Санкт-Петербург: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - 322 с.

2. Запасы, ресурсы и перспективы промышленного освоения ачимовского газонефтеносного комплекса севера Западной Сибири / Е.С. Давыдова,

Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин // Вести газовой науки. – 2019. – № 4 (41). – С. 121–133.

3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

4. The underlying mechanisms that influence the flow of gas-condensates in porous medium: A review / D.B. Dorhjie [et al.] // Gas Sci. Eng. – 2024. – V. 122. – No. 1. – P. 205204. – http://doi.org/10.1016/j.jgsce.2023.205204

5. Honarpour M., Mahmood S.M. Relative-Permeability Measurements: An Overview // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – No 40. – Р. 963–966. – https://doi.org/10.2118/18565-PA

6. Stone H.L. Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability // Journal of Petroleum Technology. – 1970. – No 22. – Р. 214–218. - http://doi.org/10.2118/2116-PA

7. Lomeland F., Ebeltoft E., Thomas W.H. A new versatile relative permeability correlation // In International symposium of the society of core analysts. – 2005. – V. 112. – SCA2005-32.

8. Курбанов А.К. Методика расчета относительной фазовой проницаемости нефти при фильтрации смеси нефти, газа и воды // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 1 (649). – С. 55–59. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-1(649)-55-59

9. Sander R., Pan Z., Connell L.D. Laboratory Measurement of Low Permeability Unconventional Gas Reservoir Rocks: A Review of Experimental Methods // Journal of Natural Gas Science and Engineering. ‒ 2017. ‒ V. 37. ‒ Р. 248–279. - http://doi.org/10.1016/j.jngse.2016.11.041

10. Gupta R., Maloney D.R. Intercept Method – A Novel Technique to Correct Steady-State Relative Permeability Data for Capillary End-Effects // Soc. Pet. Eng. – 30th Abu Dhabi Int. Pet. Exhib. Conf. ADIPEC 2014 Challenges Oppor. Next 30 Years. – 2014. – No 2. – Р. 1267–1294. – http://doi.org/10.2118/171797-MS

11. New model of relative permeability for two-phase flow in mixed-wet nanoporous media of shale / Y. B. Tian, Z. Ju, J. Hu Chen, D Fan // Energy & Fuels. – 2021. –

V. 35. - No. 15. - Р. 12045–12055. – http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c01574

12. LaForce T., Johns R.T. Effect of Initial Gas Saturation on Miscible Gasflood Recovery // J. Pet. Sci. Eng. – 2010. – V. 70. – No. 3. – Р. 198–203. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.11.011

Коррозионный износ оборудования является серьезной проблемой на любом объекте нефтегазодобычи, конструкционным материалом которого служат металлы. Эффективность противодействия коррозионному износу во многом определяет сроки безопасного и надежного использования оборудования. Применение ингибиторов коррозии остается ключевым методом защиты нефтепромыслового оборудования от разрушительного воздействия коррозионных процессов. В связи с растущим вниманием к проблеме загрязнения окружающей среды значительно повышается спрос на экологически безопасные реагенты. В данной работе в качестве безопасной активной основы ингибитора рассмотрены производные имидазолина, которые характеризуются низкой токсичностью и высокой эффективностью ингибирующего действия. Наиболее простой и экологически безопасной считается однореакторная методика синтеза имидазолинов на основе карбоновых кислот и этилендиаминов, которая не требует жестких условий и использования растворителей. Было выявлено оптимальное соотношение сырьевых реагентов, обеспечивающее максимальную защитную способность активной основы. Из возобновляемого сырья (растительных масел) были выделены жирные кислоты, на базе которых синтезирован ряд производных имидазолина. Были исследованы защитные и низкотемпературные свойства полученных активных основ, которые показали, что наилучшие совокупные свойства демонстрирует имидазолин ИМ3, содержащий в структуре углеводородные фрагменты преимущественно рицинолевой, олеиновой и линолевой кислот. Для выбранной активной основы был проведен подбор экологически безопасных растворителей с целью обеспечения оптимальных низкотемпературных и пожаробезопасных характеристик. Требуемые низкотемпературные свойства достигнуты при массовом содержании в композиции ингибитора коррозии 20 % изопропилового спирта и 30 % диэтиленгликоля.

Список литературы

1. Papavinasam S. Corrosion Control in the Oil and Gas Industry. – Houston: Gulf Professional Publishing, 2014. – Р. 133–177.

2. Постановление Правительства Российской Федерации от 08.02.2022 № 133 «Об утверждении Федеральной научно-технической программы в области экологического развития Российской Федерации и климатических изменений на 2021–2030 годы» // Собрание законодательства РФ. – 2022. – №8. – С. 1151.

3. Application of eco-friendly products as corrosion inhibitors for metals in acid pickling processes – A review / S.H. Zaferani, M. Sharifi, D. Zaarei, M.R. Shishesaz // Journal of Environmental Chemical Engineering. – 2013. – No 1 (4). – P. 652–657. - http://doi.org/10.1016/j.jece.2013.09.019

4. Paustovskaya V.V. Some results of a research in the problem “inhibitors of metal corrosion. Toxicology and industrial hygiene” // Protection of Metals. – 2000. – No 36. – P. 89–93. - http://doi.org/10.1007/BF02766745

5. Промысловая химия. Ингибиторы коррозии / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина, К.А. Потемкина. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. – 107 с.

6. Microwave-assisted synthesis of organic corrosion inhibitor based imidazoline-stearic / D.U.C. Rahayu, S. Cahyani, I. Abdullah [et al.] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2020. – No 902 (1). – P. 1−6. - http://doi.org/10.1088/1757-899X/902/1/012019

7. Sriplai N., Sombatmankhong K. Corrosion inhibition by imidazoline and imidazoline derivatives: a review // Corrosion Reviews. – 2023. – No 41 (3). – P. 237–262. - http://doi.org/10.1515/corrrev-2022-0092

8. Liu H., Du D.-M. Recent Advances in the Synthesis of 2-Imidazolines and Their Applications in Homogeneous Catalysis // Advanced Synthesis & Catalysis. – 2009. – No 35 1(4). – P. 489–519. - https://doi.org/10.1002/ADSC.200800797

9. Mehedi M.S.A., Tepe J. Recent Advances in the Synthesis of Imidazolines (2009–2020) // Advanced Synthesis & Catalysis. – 2020. – No 362 (20). –

P. 4189–4225. - https://doi.org/10.1002/adsc.202000709

10. Получение композиций на основе имидазолиновых жирных кислот растительного происхождения и солей металлов и изучение их свойств / В.М. Аббасов, Э.Г. Мамедбейли, Н.М. Мамедова [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. — 2017. — №10. — С. 42−46.

11. Получение жирных кислот из соапстока и использование их в рецептуре регенерата / Г.Н. Калматаева, Г.Ф. Сагитова, В.И. Трусов, С.А. Сакибаева //

Тр. Санкт-Петербургского государственного морского технического университета. – 2022. – № 3 (3). – С. 48–60.

12. Joshi D.R., Adhikari N. An Overview on Common Organic Solvents and Their Toxicity // Journal of Pharmaceutical Research International. – 2019. – No 28 (3). – P. 1-18. - http://doi.org/10.9734/jpri/2019/v28i330203

13. Echa chem database. - https://echa.europa.eu/information-on-chemicals/registered-substances

14. Fatty acid composition of vegetable oils and fats / R.C. Zambiazi, R. Przybylski, M.W. Zambiazi, C.B. Mendonca // Boletim Centro de Pesquisa de Processamento de Alimentos. – 2007. – No 25 (1). – С. 111–120. - https://doi.org/10.5380/CEP.V25I1.8399

15. Исследование ингибиторов углекислотной коррозии стали для применения в условиях нефтегазодобычи / Л.А. Магадова, К.А. Потешкина, В.Д. Власова [и др.] // Технологии нефти и газа. – 2020. – № 4 (129). – С. 14–18. - https://doi.org/10.32935/1815-2600-2020-129-4-14-18

Повышение эффективности тепловых методов освоения месторождений высоковязкой нефти может быть достигнуто посредством реализации в пласте каталитических процессов, которые обеспечивают повышение подвижности нефти и, следовательно, повышение нефтеотдачи. При паротепловом воздействии создаются условия для химической конверсии высокомолекулярных компонентов нефти. Катализаторы акватермолиза интенсифицируют химические процессы преобразования нефти и в комбинации с водород-донорными растворителями способствуют повышению дебита скважины. Ключевыми компонентами высоковязкой нефти, которые определяют ее низкую подвижность, являются смолы и асфальтены. Их молекулы построены из полициклических ароматических или нафтеноароматических ядер, содержащих гетероатомы и боковые заместители различного состава. Асфальтеновые молекулы склонны к агрегированию даже при низких концентрациях. В среднем асфальтеновая молекула содержит одно поликонденсированное ядро из семи ароматических циклов. Часть асфальтеновых молекул состоит из полициклических ядер, соединенных метиленовыми цепочками или сульфидными мостиками. Формирование стабильных наноагрегатов из 6-10 асфальтеновых макромолекул приводит к образованию структур размером 2-10 нм. Термостойкие органорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ) могут обладать способностью воздействовать на асфальтеновые агрегаты в гидротермальных условиях, создаваемых в пласте при обработке перегретым паром. При этом повышается вероятность разрыва связи углерод - гетероатом в присутствии катализаторов акватермолиза. При комбинировании внутрипластовых каталитических комплексов и термостойких ПАВ достигается синергетический эффект, при котором снижаются содержание и молекулярная масса смолоасфальтеновых веществ высоковязкой нефти.

Список литературы

1. Innovative dual injection technique of nonionic surfactants and catalysts to enhance heavy oil conversion via aquathermolysis / T.A. Kholmurodov, M.A. Khelkhal,

Y.G. Galyametdinov [et al.] // Fuel. – 2024. – V. 366. – P. 131274. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2024.131274

2. Influence of Anionic and Amphoteric Surfactants on Heavy Oil Upgrading Performance with Nickel Tallate under Steam Injection Processes / T.A. Kholmurodov,

A.V. Vakhin, F.A. Aliev [et al.] // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2023. – No. 27. – P. 10277–10289. – https://doi.org/10.1021/acs.iecr.3c01131

3. Изменение состава добытой нефти на Стреловском месторождении Самарской области при использовании катализаторов акватермолиза / О.В. Славкина, С.В. Цветков, А.Б. Никифоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 110-113. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-110-113

4. Применение технологии каталитического акватермолиза на Стреловском месторождении Самарской области / С.Я. Маланий, О.В. Славкина, А.А. Рязанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – C. 118-121. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-118-121

5. Каталитическое гидрирование диоксида углерода в пласте при освоении месторождений высоковязкой нефти / А.Н. Проценко, С.Я. Маланий, Е.А. Бакуменко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – C. 114-117. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-114-117

6. Технология каталитического акватермолиза на месторождении Бока де Харуко: от идеи до практического применения / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, А.В. Соловьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 37-41. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-37-41

7. Development of a simple and efficient oil-soluble nanocatalytic system for aquathermolysis upgrading of heavy crude oil / T.A. Kholmurodov, A. Tajik, A. Farhadian

[et al.] // Fuel. – 2023. – V. 353. – P. 129223. - http://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.129223

8. Catalytic Aquathermolysis for Altering the Rheology of Asphaltic Crude Oil Using Ionic Liquid Modified Magnetic MWCNT / M.A. Betiha, A.E. Elmetwally,

A.M. Al-Sabagh, T. Mahmoud // Energy and Fuels. – 2020. – No. 34 (9). – P. 11353-11364. - http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02062

9. Extra-heavy Oil Aquathermolysis Using Nickel-based Catalyst: Some Aspects of in-situ Transformation of Catalyst Precursor / A.V. Vakhin, F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov [et al.] // Catalysts. – 2021. – V. 11(2). – No. 189. – P. 1-22. – https://doi.org/10.3390/catal11020189

10. Hydrothermal In-Reservoir Upgrading of Heavy Oil in the Presence of Non-Ionic Surfactants / T.A. Kholmurodov, F.A. Aliev, O.O. Mirzaev [et al.] //Processes. – 2022. – V. 10. – No. 11. – P. 2176. - http://doi.org/10.3390/pr10112176

11. Thermochemical Upgrading of Heavy Crude Oil in Reservoir Conditions / T.A. Kholmurodov, O.O. Mirzaev, B. Affane [et al.] // Processes. – 2023. – V. 11. – No. 7. –

P. 2156. – http://doi.org/10.3390/pr11072156

12. Synthesis and properties evaluation of novel Gemini surfactant with temperature tolerance and salt resistance for heavy oil / Y. Wang, Q. Wang, D. Yang, T. Hu // Journal of Molecular Liquids. – 2023. – V. 382. – P. 121851. - http://doi.org/10.1016/j.molliq.2023.121851

13. Catalytic Conversion of Oil in Model and Natural Reservoir Rocks / E.S. Okhotnikova, E.E. Barskaya, Y.M. Ganeeva [et al.] // Processes. – 2023. – V. 11. – No. 8. –

P. 2380. - http://doi.org/10.3390/pr11082380

14. A review of VAPEX recovery technique: Mechanisms, driving models uncertainties, and enhancement factors analysis / M.R. Mworia, Z. Wu, K. Shu [et al.] // Fuel. – 2024. – V. 361. – P. 130645. - http://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.130645

15. The Catalytic Upgrading Performance of NiSO4 and FeSO4 in the Case of Ashal’cha Heavy Oil Reservoir / Y.I. Abdelsalam, L.A. Akhmetzyanova, L.K. Galiakhmetova [et al.] //Processes. – 2023. – V. 11. – No. 8. – P. 2426. - http://doi.org/10.3390/pr11082426

Статья посвящена цифровизации в области инженерных изысканий для строительства промышленных объектов. Авторы рассматривают преимущества и перспективы применения трехмерного информационного моделирования грунтов на всех этапах жизненного цикла объекта. Формирование, ведение и экспертиза информационной модели объекта капитального строительства регламентируются государственными актами, которые необходимо учитывать при развитии инструментов информационного моделирования. В статье обсуждаются проблемы, с которыми сталкиваются специалисты при внедрении цифровых решений в области инженерных изысканий, и предлагаются пути их решения. Для реализации информационного моделирования на основании трехмерной модели требуется создание общей информационной среды, основанной на принципах кастомизации и функциональной универсальности. С целью получения машиночитаемых геологических данных предлагаются к внедрению единый код расчетного геологического элемента, унифицированная структура данных, а также общее хранилище на основе геоинформационной системы. Для ввода и обработки параметров грунта разработан загрузчик, позволяющий считывать отчеты в традиционном формате. Результатом обработки геологических данных в специализированном программном обеспечении является трехмерная геологическая модель с характеристиками грунта в любой точке массива. Исследование представляет интерес для инженеров-изыскателей, проектировщиков, строителей и всех, кто интересуется современными технологиями в строительстве.

Список литературы

1. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: информационное 3D моделирование автомобильных дорог / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, А.А. Мисливская, Н.Н. Галич // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 4. – С. 90-95. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-4-90-95

2. 3D инжиниринг при обустройстве объектов ПАО «НК «Роснефть» / А.Н. Авренюк, Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. –

№ 11. – С. 64–67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-64-67

3. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования в области капитального строительства / Д.Г. Дидичин,

В.А. Павлов, М.Г. Волков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 64–68. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-64-68

4. Самосват В.В. Трехмерная цифровая модель геологической среды как ключевой элемент BIM-технологии и высшая ступень цифровизации строительства // ГеоИнфо. https://geoinfo.ru/products-pdf/trekhmernaya-cifrovaya-model-geologicheskoj-sredy-kak-klyuchevoj-ehlement-bim-tekhnologii.pdf?ysclid=ly5f572mm2543908418

Нефтегазовые компании активно внедряют цифровые решения в свои логистические сети с целью оптимизации процессов и увеличения эффективности бизнеса. В рамках исследования были выявлены текущие задачи управления цепочками поставок в нефтегазовой отрасли и их потенциальные решения за счет использования цифровых технологий. В результате была разработана модель управления цепочками поставок нефтегазовой отрасли на основе блокчейн-технологий BCSCM O&G (Blockchain-based Oil and Gas Supply Chain Model) с применением смарт-контрактов и интернета вещей (IoT) (Internet of Things). Экспериментальное моделирование функционирования с имитацией работы IoT на различных этапах цепи поставок подтверждает потенциал для улучшения управления цепями поставок, обеспечивая прозрачность, надежность и оперативность получения результатов. Запись данных от IoT в блокчейн предоставляет участникам цепочки поставок доступ к точной и актуальной информации в режиме реального времени, что уменьшает риск допущения ошибок и число манипуляций. Смарт-контракты автоматизируют выполнение условий договоров, что способствует повышению эффективности и снижению затрат. Внедрение блокчейн-технологий в сочетании с IoT не только улучшает контроль процессов, но и позволяет формировать более безопасные и оптимальные цепочки поставок. Эти инновационные подходы ведут к пересмотру традиционных методов управления, создавая более устойчивые и конкурентоспособные модели, соответствующие требованиям современного рынка. Таким образом, цифровая трансформация управления цепочками поставок в нефтегазовой отрасли представляет собой важный шаг к повышению общей эффективности и устойчивости бизнеса.

Список литературы

1. Chima C. Supply-chain management issues in the oil and gas industry // J. Bus. Econ. Res. JBER. – 2007. – V. 5. – No 6. – P. 1-6. – http://doi.org/10.19030/jber.v5i6.2552

2. Юрак В.В., Душин А.В., Мочалова Л.А. Против устойчивого развития: сценарии будущего // Записки Горного института. - 2020. - Т. 242. -С. 242 - 247. - http://doi.org/10.31897/pmi.2020.2.242

3. Fossil Energy in the Framework of Sustainable Development: Analysis of Prospects and Development of Forecast Scenarios / Y. Zhukovskiy [et al.] // Energies. – 2021. – V. 14. – No 17. – P. 5268. – http://doi.org/10.3390/en14175268

4. Innovative approaches to sustainable supply chain management in the manufacturing industry: a systematic literature review / H. Ahmed, M. Al Bashar, Md. Abu Taher, Md. Ashiqur Rahman // Glob. Mainstream J. Innov. Eng. Emerg. Technol. – 2024. – V. 3. – No. 2. – P. 1-13. – DOI: 10.62304/jieet.v3i02.81

6. Разманова С.В., Андрухова О.В. Нефтесервисные компании в рамках цифровизации экономики: оценка перспектив инновационного развития // Записки Горного института. - 2020. - Т. 244. - С. 482-492. - http://doi.org/10.31897/pmi.2020.4.11

6. A review on additive manufacturing and its way into the oil and gas industry / M. Sireesha [et al.] // RSC Adv. – 2018. – V. 8. – No 40. – P. 22460-22468. – http://doi.org/10.1039/c8ra03194k

7. The Impact of Digital Technologies and Sustainable Practices on Circular Supply Chain Management: 1 / S. Romagnoli [et al.] // Logistics. Multidisciplinary Digital Publishing Institute, 2023. – V. 7. – No 1. – P. 1. – http://doi.org/10.3390/logistics7010001

8. Digitalization for supply chain resilience and robustness: The roles of collaboration and formal contracts / Y. Li [et al.] // Front. Eng. Manag. – 2023. – V. 10. – No 1. – P. 5-19. – http://doi.org/10.1007/s42524-022-0229-x

9. Agrawal P., Narain R. Analysis of enablers for the digitalization of supply chain using an interpretive structural modelling approach // Int. J. Product. Perform. Manag. Emerald Publishing Limited, 2021. - Vol. 72. - No. 2. - P. 410-439. - http://doi.org/10.1108/IJPPM-09-2020-0481

10. IoT-based supply chain management: A systematic literature review / Taj S. [et al.] // Internet Things. – 2023. – V. 24. – P. 100982. –https://doi.org/10.1016/j.iot.2023.100982

11. Оценка роли государства в управлении минеральными ресурсами / В.С. Литвиненко, Е.И. Петров, Д.В. Василевская [и др.] // Записки Горного института. – 2023. – Т. 259. – С. 95-111. – http://doi.org/10.31897/PMI.2022.100

12. Пономаренко Т.В., Горбатюк И.Г., Череповицын А.Е. Промышленные кластеры как организационная форма развития нефтегазохимической отрасли России // Записки Горного института. - 2024. - С. 1-13. – EDN DESOAU

13. Digital Technologies in Arctic Oil and Gas Resources Extraction: Global Trends and Russian Experience / E. Samylovskaya [et al.] // Resources. – 2022. – V. 11. –

No 3. – P. 29. – http://doi.org/10.3390/resources11030029

14. Carayannis E.G., Ilinova A., Cherepovitsyn A. The Future of Energy and the Case of the Arctic Offshore: The Role of Strategic Management // J. Mar. Sci. Eng. –

2021. – V. 9. – No 2. – P. 134. – http://doi.org/10.3390/jmse9020134

Для обеспечения заданного уровня добычи газа и газового конденсата и оптимального планирования дальнейшей разработки при условии наиболее эффективного использования ресурсов необходимы тщательный анализ текущего состояния объекта и постоянный контроль эксплуатационных параметров, характеризующих интенсивность выработки запасов. Однако диагностика текущей работы скважин иногда затрудняется сложностями установки регистрирующих датчиков на забой скважины либо отказами приборов в условиях высоких температур и давлений. В статье представлена разработанная технология оценки эксплуатационных параметров газоконденсатных скважин по промысловым данным. Технология включает аппроксимацию зависимости конденсатогазового и водогазового факторов от забойного давления по замерам устьевого расходомера и модель трехкомпонентного газожидкостного потока в стволе скважины. Объемный расход газа оценивается на основе модели потока газа через штуцер, расход воды и газового конденсата – с помощью полученных аппроксимаций. Для определения забойного давления и температуры итерационно решается система дифференциальных уравнений, которая учитывает основные законы сохранения, эмпирические зависимости для различных режимов потока и геометрию ствола скважины. Получаемые оценки эксплуатационных параметров могут использоваться при мониторинге работы скважин, контроле и учете их продукции, прогнозировании показателей добычи. На основе описанной методики разработан прототип расчетного модуля, который был протестирован более чем на 25 скважинах. Результаты расчетов показали более высокую сходимость с данными замерных установок, чем при использовании подходов, применявшихся ранее, особенно для скважин с существенной обводненностью.

Список литературы

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

2. Марон В.И. Гидравлика двухфазных потоков в трубопроводах. - СПб.: Лань, 2012. – 256 с.

3. Калиткин Н.Н. Численные методы. – М.: Наука, 1978. – 512 с.

В статье анализируются факторы надежности объектов трубопроводного транспорта, связанные с качеством сварных соединений. Рассморены типовые причины, снижающие долговечность сварного шва, как продольного заводского, так и поперечного, изготовленного в трассовых условиях. Среди таких факторов в статье нашли отражение нарушение технологии изготовления сварных соединений, недопустимые дефекты продольного и кольцевого швов, повышенная загрязненность металла области шва серой и фосфором, повышенное содержание неметаллических включений, являющихся локальными зародышами трещин, сниженная пластичность и ударная вязкость различных участков шва, структурная неоднородность различных зон шва, факторы, связанные с эксплуатацией трубопроводов (разработка протяженных котлованов под ремонт и диагностику, установка грунтовых опор и др.). В статье показаны типовые группы дефектов, которые могут быть выявлены в сварных соединениях. Представлены основные причины образования тех или иных дефектов сварного шва, внешние признаки, способы предупреждения и обнаружения. Приведена нормативная документация, в которой отражены типовые требования к сварным соединениям трубной продукции как на общегосударственном, так и на отраслевом уровнях. Нормативная документация содержит требования к геометрическим параметрам продольного шва, механическим характеристикам металла продольного шва, способам оценки качества сварных соединений труб и методам неразрушающего контроля сварных соединений. Для всестороннего изучения факторов качества сварного соединения предложены типовой алгоритм исследования таких объектов, а также необходимый перечень испытаний и исследований.

Список литературы

1. 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

2. Юхин Н.А. Дефекты сварных швов и соединений. – М.: СОУЭЛО, 2007. – 56 с.

3. Овчинников В.В. Дефектация сварных швов и контроль качества сварных соединений. – 4-е изд. – М.: Издательский центр «Академия», 2018. – 224 с.

4. Неганов Д.А. Методология обоснования прочности оболочковых конструкций длительно эксплуатируемого оборудования магистральных нефтепроводов: дисс. ... д-р техн. наук. – Уфа, 2021.