В статье представлены предварительные результаты комплексных экспедиционных исследований ледовых условий в районе бухты Север и прилегающей акватории Енисейского залива Карского моря в ледовый сезон 2023–2024 гг., организованных ПАО «НК «Роснефть» совместно с Фондом «НИР» (бренд «Иннопрактика»). Цель проведения экспедиции – определение ледовых и гидрометеорологических условий, способных повлиять на судоходную обстановку в северной части Енисейского залива. Выполнение регулярных измерений морфометрических характеристик и физико-механических свойств ровного льда на опорном полигоне было дополнено комплексом специализированных исследований в выбранных характерных локациях в определенные периоды ледового сезона. Специализированные исследования включали: наблюдения за торосами с изучением их формы, строения и физико-механическихсвойств; измерения характеристик ровного льда и температуры морской воды на пересекающем бухту линейном профиле; изучение морфометрических и физических свойств ровного льда на дополнительных полигонах внутри бухты и на подходах к ней; аэрофотосъемку ледовой обстановки в акватории; постановку на лед и торосистые образования буев-маркеров и термопрофилирующих буев. В данной статье детально описаны состав и методика проведенных исследований, в качестве иллюстрации по основным направлениям работ приведены примеры полученных результатов, которые могут быть использованы при организации безопасной хозяйственной деятельности в данном регионе с целью обеспечения эффективной работы судов и портов в акватории Северного морского пути в составе стратегически значимых логистических цепочек.

Список литературы

1. Гидрометеорологические условия шельфовой зоны морей СССР. – Т. 7. – СПб.: ААНИИ, 1986.

2. Опыт выполнения экспедиционных ледовых и гидрометеорологических исследований в морях Российской Арктики для информационного обеспечения освоения шельфа / А.А. Пашали, М.Л. Болдырев, К.А. Корнишин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 8–12. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-8-12

3. Ледяные образования Западной Арктики / Под ред. Г.К. Зубакина. – СПб.: ААНИИ, 2006. – 240 с.

4. Morphometry and Internal Structure of Ice Ridges in the Kara and Laptev Seas / R. B. Guzenko, Ye. U. Mironov, V. V. Kharitonov [et al.] // International Journal of Offshore and Polar Engineering. – 2020. – V. 30. – No. 2. – P. 194–201. - http://doi.org/10.17736/ijope.2020.jc784

5. Особенности развития консолидированного слоя гряд торосов в морях Карском и Лаптевых / В.А. Павлов, К.А. Корнишин, Е.У. Миронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 49–54.

6. Особенности учета сезонной изменчивости прочностных свойств ледяных образований при освоении российского континентального шельфа / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, Я.О. Ефимов [и др.] // «Нефтяное хозяйство» – 2021. – № 8. – С. 63–67. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-63-67

7. Исследования гидрометеорологического и ледового режимов на акватории Хатангского лицензионного участка в акватории моря Лаптевых / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 22–27. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-3-22-27

8. Опыт крупномасштабных испытаний прочности ледяных полей на изгиб в Карском море и море Лаптевых / К.А. Корнишин, В.А. Павлов, В.Н. Смирнов

[и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 2. – С. 85–89.

9. Особенности учета сезонной изменчивости прочностных свойств ровного льда при освоении российского континентального шельфа / А.А. Пашали,

К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // «Нефтяное хозяйство». – 2020. – № 11. – С. 51–56. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-11-51-55

10. Клячкин С.В., Гузенко Р.Б., Май Р.И. Статистические особенности экстремального дрейфа льда юго-западной части Карского моря, полученные по результатам модельных расчетов //Проблемы Арктики и Антарктики. – 2020. – № 66(4). – С. 427–445.- https://doi.org/10.30758/0555-2648-2020-66-

4-427-445

ПАО «НК «Роснефть» продолжает изучение современных геолого-геоморфологических процессов, включая природные риски, с целью определения инженерно-геологических условий в районах освоения шельфа арктических морей и концептуального проектирования. Актуальность проблемы обусловлена масштабом задач и новых вызовов, возникших перед Россией в XXI веке, продолжающей освоение ресурсов Арктики в исключительно сложных и активно меняющихся природно-климатических условиях. Необходимо обращать особое внимание на потенциально опасные процессы и объекты: покмарки (воронки, сформированные на дне выбросами газа); эмиссию газов в водную толщу; газовые скопления, формирующие аномалии сейсмоакустической записи в верхней части осадочной толщи; неотектонические деформации; борозды ледникового выпахивания; интенсивные течения. Важным геоморфологическим элементом морского дна Карского моря являются подводные каньоны, которые характеризуются резкой изменчивостью рельефа и проявлением активных литодинамических процессов, в том числе опасных. Формирование флювиального рельефа в исследуемом регионе ассоциируется как с классическим развитием речных долин, так и с эрозионной деятельностью ледниковых вод. Полученные в рамках работы результаты позволят определить степень сложности инженерно-геологических условий и оценить риски, которые могут возникнуть при реализации проектов разведки и добычи углеводородов на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» в Карском море, а также разработать мероприятия по снижению их негативного влияния на качество и безопасность работ.

Список литературы

1. Исследования в Баренцевом и Карском морях в 52-м рейсе НИС «Академик Николай Страхов» / С.Л. Никифоров, Н.О. Сорохтин, Р.А. Ананьев [и др.] // Океанология. – 2022. – Т. 62. – № 3. – С. 499–501. – http://doi.org/10.31857/S0030157422030078

2. Использование сейсмоакустического комплекса для исследования верхней осадочной толщи и рельефа морского дна в восточной Арктике /

Н.Н. Дмитревский, Р.А. Ананьев, Н.В. Либина, А.Г. Росляков // Океанология. – 2013. – Т. 53. – № 3. – С. 412–417. – https://doi.org/10.7868/S0030157413020019

3. Sea-ice ploughmarks in the eastern Laptev Sea, East Siberian Arctic shelf / R. Ananyev, N. Dmitrevskiy, M. Jakobsson [et al.] // Geological Society Memoir. – 2016. – V. 46. – № 1. – P. 301–302. – https://doi.org/10.1144/M46.109

4. Рельеф дна и строение верхней осадочной толщи западной части шельфа Карского моря в районе формирования нефтегазовых месторождений /

С.Л. Никифоров, Н.О. Сорохтин, Р.А. Ананьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 46–50. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-46-50

5. Геодинамика арктического шельфа России и рельефообразующие процессы в Центрально-Карском бассейне / Н.О. Сорохтин, С.Л. Никифоров,

Р.А. Ананьев [и др.] // Океанология. – 2022. – Т. 62. – № 4. – С. 625–635. – https://doi.org/10.31857/S0030157422040116

На Среднеботуобинском месторождении в настоящее время ведется эксплуатация двух объектов, приуроченных к терригенному ботуобинскому и карбонатному осинскому горизонтам. Осинский горизонт был введен в эксплуатацию в 2018 г. по результатам интерпретации данных, полученных 3D методом общей глубинной точки. Наличие поискового признака в волновом поле позволило провести качественную оценку распределения зон с потенциально улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. При этом для оптимизации и снижения рисков эксплуатационного бурения требовалось найти наиболее перспективные зоны, в связи с чем был проведен комплексный анализ данных по осинскому горизонту. Установлены особенности накопления отложений горизонта и их вторичных преобразований, сделаны выводы о сложной морфологии пустотного пространства и изменчивости свойств коллекторов, обусловленных исходной литологической неоднородностью данных отложений. Предложена методика интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) с целью определения эффективных толщин и пористости. Рассмотрен подход к количественной оценке линейной емкости на основании сейсмических данных и результатов интерпретации данных ГИС, проведена оценка надежности и точности прогноза. Описаны основные особенности геологического моделирования осинского горизонта на основе комплекса литолого-фациальной, петрофизической и сейсмической информации. В качестве подтверждения результатов и закономерностей, полученных на всех этапах работ, в заключительной части статьи приводится пример сопровождения бурения скважин с учетом ранее определенных прогнозных характеристик.

Список литературы

1. Литологическое строение осинского подгоризонта и выявление перспективных зон развития коллекторов по методике Дж. Лусиа на примере Среднеботуобинского месторождения / Е.Н. Максимова, К.Н. Чертина, К.Д. Бобылев [и др.] // Нефтяная провинция. – 2021. – № 1 (25). – С. 18–40. - https://doi.org/10.25689/NP.2021.1.18-40

2. Уренко Р.С., Вахромеев А.Г. Выделение органогенных построек осинского горизонта по данным 2D- и 3D-сейсморазведки в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Науки о Земле и недропользование. – 2021. – Т. 44. – № 1. – С. 30–38. – https://doi.org/10.21285/2686-9993-2021-44-1-30-38

3. Анализ фильтрационно-емкостных свойств и методика выделения кольцевых аномалий осинского горизонта Среднеботуобинского месторождения / К.В. Черепанова, Я.А. Пормейстер, Е.И. Долгова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2022. – № 3. – C. 8–11. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-8-11

4. Влияние литолого-фациальных особенностей на пространственное распределение коллекторов осинского горизонта Среднеботуобинского НГКМ /

Е.Е. Маслова, П.В. Калинин, С.С. Пронкина, А.Е. Фомин // Тезисы к конференции «Карбонатные отложения 2024», Казань, 14-16 августа 2024.

5. Задорина Е.А. Исследование параметров геостатистической инверсии коллекторских свойств по данным сейсморазведки: дисс. ... канд. техн. наук. –

М., 2015.

6. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа / В.Б. Левянт, Ю.П. Ампилов,

В.М. Глоговский [и др.]. – М.: ЦГЭ, 2006 – C. 24–28

7. Lucia F.J. Carbonate Reservoir Characterization. – Springer, 2007. – 342 p.

В статье представлен корпоративный программный комплекс «РН-ЦИФРОВОЙ КЕРН», позволяющий в полном объеме реализовать технологию цифровых исследований керна, начиная от обработки томографических изображений и заканчивая расчетом свойств стандартного и полноразмерного керна. Для этого предусмотрено выполнение ряда операций, разделенных на четыре функциональных блока и предназначенных для анализа пустотного пространства, создания цифрового двойника керна, моделирования процессов на уровне пор и ремасштабирования свойств. В основе таких операций лежат в том числе инновационные методы, модели и алгоритмы. При этом особое внимание уделяется обеспечению возможности создания качественной цифровой модели керна и эффективному моделированию процессов на уровне пор. С этой целью пользователю предоставляется широкий спектр подходов на всех этапах цифрового моделирования керна. В статье приводятся примеры, иллюстрирующие применение ПК «РН-ЦИФРОВОЙ КЕРН». В первом примере рассмотрены особенности создания цифровых двойников реально существующего керна и проведено сопоставление свойств, полученных с применением разработанной технологии, и данных лабораторных исследований керна. Показано, что уровень соответствия расчетных и лабораторных данных является приемлемым. Второй пример демонстрирует исследование, которое невозможно провести в лабораторных условиях – влияние глин на общую пористость и газопроницаемость породы. Установлено, что поровое пространство глин значительно влияет на общую пористость и вносит несущественную погрешность при численной оценке газопроницаемости породы.

Список литературы

1. Изучение и анализ современных подходов к построению цифровых моделей керна и методов моделирования многофазной фильтрации в масштабах порового пространства / К.М. Герке, Д.В. Корост, М.В. Карсанина [и др.] // Георесурсы. – 2014. – № 23 (2). – С. 197–213. - https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.20

2. Цифровой керн – текущее состояние и перспективы развития технологии в ПАО «НК «Роснефть» / А.Н. Лазеев, Э.О. Тимашев, И.А. Вахрушева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 18–22. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-18-22

3. Study of Polymer Flooding at Pore Scale by Digital Core Analysis for East-Messoyakhskoe Oil Field / I. Yakimchuk [et al.] // SPE-202013-MS. – 2020. - http://doi.org/10.2118/202013-MS

4. Gerke K.M., Karsanina M.V., Katsman R. Calculation of tensorial flow properties on pore level: Exploring the influence of boundary conditions on the permeability of three-dimensional stochastic reconstructions // Physical Review E. – 2019. – V. 100 (5). – Р. 053312. - http://doi.org/10.1103/PhysRevE.100.053312

5. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 288 с.

6. Загоровский М.А., Шабаров А.Б., Степанов С.В. Кластерная капиллярная модель керна для вычисления относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды // Математическое моделирование. – 2024. – Т. 36. – № 1. – С. 85–104. - https://doi.org/10.20948/mm-2024-01-06

7. Evaluation of classical correlation functions from 2/3D images on CPU and GPU architectures: Introducing CorrelationFunctions.jl / V. Postnicov, A. Samarin,

M.V. Karsanina [et al.] // Computer Physics Communications. – 2024. – V. 299. – P. 109134. - https://doi.org/10.1016/j.cpc.2024.109134

8. Cherkasov A., Gerke K.M., Khlyupin A. Towards effective information content assessment: Analytical derivation of information loss in the reconstruction of random fields with model uncertainty // Physica A: Statistical Mechanics and its Applications. – 2014. – V. 633. – P. 29400.

9. Lavrukhin E.V., Karsanina M.V., Gerke K.M. Measuring structural nonstationarity: The use of imaging information to quantify homogeneity and inhomogeneity // Physical Review E. – 2023. – V. 108(6). – P. 064128. - http://doi.org/10.1103/PhysRevE.108.064128

10. In search for representative elementary volume (REV) within heterogeneous materials: A survey of scalar and vector metrics using porous media as an example /

A.S. Zubov, A.N. Khlyupin, M.V. Karsanina, K.M. Gerke // Advances in Water Resources. – 2024. – V. 192. – P. 104762. - http://doi.org/10.1016/j.advwatres.2024.104762

11. Zubov A., Murygin D., Gerke K. Pore-network extraction using discrete Morse theory: Preserving the topology of the pore space // Physical Review E. – 2022. –

V. 106 (5). – Р. 055304. - http://doi.org/10.1103/PhysRevE.106.055304

12. Improving watershed-based pore-network extraction method using maximum inscribed ball pore-body positioning / K.M. Gerke, T.O. Sizonenko, M.V. Karsanina

[et al.] // Advances in Water Resources. – 2020. – V. 140. – P. 103576. - http://doi.org/10.1016/j.advwatres.2020.103576

13. Morrow N.R. The effects of surface roughness on contact angle with special reference to petroleum recovery // J. Can. Pet. Technol. – 1975. –V. 14(4). - Р. 1–12. - https://doi.org/10.2118/75-04-04

14. Степанов С.В., Глухих И.Н., Аржиловский А.В. Концепция многоуровневого моделирования как основа системы поддержки принятия решений при разработке нефтяных месторождений на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 112-117. - https://doi.org/ 10.24887/0028-2448-2023-12-112-117

15. Степанов С.В., Аржиловский А.В. О повышении качества математического моделирования при решении задач сопровождения разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 56–60. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-56-60

16. Многомасштабное моделирование добычи высоковязкой нефти при закачке воды и раствора полимера / С.В. Степанов, Е.С. Лопатина,

М.А. Загоровский, И.А. Зубарева // Автоматизация и информатизация ТЭК. – 2024. – № 7 (612). – С. 51–60.

Данная статья посвящена выявлению перспективных нефтегазоносных объектов в ачимовских отложениях Пырейного газоконденсатного месторождения на основе комплексной интерпретации результатов переобработки сейсморазведочных материалов, полученных методом общей глубинной точки 3D и 2D, и скважинных данных. Материалы сейсморазведки в последний раз обрабатывались и интерпретировались в 2011 г. За прошедшее время появились новые технологии обработки и интерпретации сейсмических данных, которые позволяют повысить качество и детальность сейсмического материала и тем самым увеличить надежность и достоверность выявления перспективных нефтегазоносных объектов. За счет проведения переобработки и интерпретации результатов сейсморазведки на современном научно-техническом уровне, а также использования новейших подходов к изучению геологического строения осадочных разрезов, сформированных в последнее десятилетие, особенно в области клиноформных отложений, авторам удалось повысить детальность сейсмической корреляции ачимовских отложений и выделить бо’льшее число перспективных объектов как в фондорменной, так и в шельфовой частях клиноформ. Опоискование и вовлечение выявленных ресурсов газа в разработку будет способствовать продлению срока эксплуатации месторождения и повышению экономической рентабельности.

Список литературы

1. Схема нефтегеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. –Тюмень: Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, 2010.

2. Детализация геологического строения залежи пласта ПК1 Пырейного месторождения на основе совместного анализа сейсмических данных и данных разработки / М.А. Песков, П.А. Горбунов, И.В. Мусатов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 8. – С. 26–31. - https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-8-26-31

3. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. – Новосибирск, СНИИГГиМС, 2004. – 114 с.

4. Трушкова Л.Я., Игошкин В.П., Хавизов Ф.З. Клиноформы неокома – уникальный тип нефтегазоносных резервуаров Западной Сибири / Под ред.

О.М. Прищепы. – СПб.: ВНИГНИ, 2011. – 125 с.

5. Уолкер Р., Джеймс Н. Фациальные модели. – М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2017. – 916 с.

6. Наумов А.Л., Онищук Т.М., Дядюк Н.П. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 1979. – № 8. – С. 15–20.

7. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным. – Тюмень: ТюмГНГУ,

2000. – 374 с.

8. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – 133 с.

На объектах ПАО «НК «Роснефть» содержание сероводорода H2S в добываемом флюиде наиболее характерно для нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральского региона. В присутствии сероводорода на конструкцию скважины, а именно на обсадные трубы в составе колонн, оказывается воздействие механизма сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением. В таких случаях для исключения разрушения конструкции принято применять обсадные трубы в сероводородостойком исполнении. Однако на объектах ПАО «НК «Роснефть» в Волго-Уральском регионе имеется опыт эксплуатации обсадных труб обычных групп прочности в присутствии сероводорода в составе пластового флюида. В статье приводятся результаты тиражирования ранее выполненных научно-исследовательских работ по разработке технических требований к обсадным трубам, применяемым в условиях наличия сероводорода в составе пластового флюида. Представлены данные анализа условий эксплуатации обсадных труб на объектах строительства скважин АО «Самаранефтегаз», формирования дополнительных технических требований и подтверждения их при лабораторных испытаниях образцов из бесшовных обсадных труб обычных групп прочности на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением. Результаты работы будут использованы при проектировании строительства скважин на объектах ПАО «НК «Роснефть» в Волго-Уральском регионе.

Список литературы

1. Разработка технических требований к обсадным трубам, применяемым при наличии сероводорода в составе пластового флюида / Д.А. Федосеев,

А.С. Сусоев, И.Ю. Коровин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 123-126. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-123-126

2. ГОСТ Р 53679-2009 (ИСО 15156-1:2001). Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие положения при отборе трещиноустойчивых материалов. – М.: Стандартинформ, 2011.

3. ГОСТ Р 53678-2009 (ИСО 15156-2:2009). Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию, и применение чугунов. – М.: Стандартинформ, 2011.

4. ГОСТ 31446-2017 (ИСО 11960:2014). Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия. – М.: Стандартинформ, 2017.

5. NACE TM 0177-2016. Laboratory Testing of Metals for Resistance to Specific Forms of Environmental Cracking H2S Environments.

6. Инструкция по расчету обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. – М.: ВНИИТнефть, 1997.

В последние годы в ПАО «НК «Роснефть» все активнее вовлекаются в разработку и эксплуатацию залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными геологическими условиями. Одним из ключевых процессов в разработке таких залежей является эффективное проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП), на качество которого влияет точность выполнения дизайна на основе достоверных результатов лабораторных исследований по определению деформационно-прочностных свойств пород. В настоящее время в лабораторном комплексе ПАО «НК «Роснефть» имеется множество методик для решения задачи по построению паспорта прочности пород, однако отсутствует единый подход, обеспечивающий наибольшую достоверность исследований. В связи с этим сотрудниками отдела комплексного исследования керна ООО «НК «Роснефть-НТЦ» совместно с ПАО «НК «Роснефть» был выполнен анализ всех возможных подходов к проведению деформационно-прочностных исследовательских работ с последующим построением универсальной огибающей паспорта прочности пород. В ПАО «НК «Роснефть» большое внимание уделяется научно-методическому обеспечению цифрового моделирования и дизайна, а также снижению издержек, связанных с ним. В данной работе предложена унифицированная авторская методика, позволяющая повысить достоверность и однозначность полученных результатов лабораторных исследований с автоматизированным алгоритмом подбора огибающей паспорта прочности горных пород.

Список литературы

1. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 480 с.

2. Тимошенко С.П. История науки о сопротивлении материалов. – М.: Гостехиздат, 1957. – 576 с.

3. Baker R. Nonlinear Mohr Envelopes Based on Triaxial Data // Journal of Geotechnical and Geoenvironmental Engineering. – 2004. - V. 130. – No. 5. - https://doi.org/10.1061/(ASCE)1090-0241(2004)130:5(498)

4. Барях А.А., Самоделкина Н.А. Об одном критерии прочности горных пород // Чебышевский сборник. – 2017. – Т. 18. – № 3. – С. 72-87. –https://doi.org/10.22405/2226-8383-2017-18-3-72-87

5. Лежнева О.А. Труды Ш.О. Кулона в области электричества и магнетизма (к 150-летию со дня смерти) // Электричество. – 1956. – № 11. – С. 79-81.

6. Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics. Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. - Fourth Edition, Elsevier Inc. – 2016. –

Р. 485, 499-502.

Создание цифровой экосистемы, позволяющей выполнять функции расчета, хранения и уточнения технической информации об объектах капитального строительства, их стоимостных характеристиках на этапе концептуального проектирования, с дальнейшей передачей информации по объектам на этапы разработки проектной документации, бизнес-планирования, заказа материально-технических ресурсов и строительства объектов, невозможно без унификации структуры объектов наземной инфраструктуры. В статье описано текущее состояние развития единого классификатора объектов наземного обустройства. Приводятся заложенная в классификатор иерархическая структура, отражающая классы, типы и группы объектов наземного обустройства, и способ их описания. Подробно представлены альбомы форм, при помощи которых описываются объекты обустройства. Альбомы форм содержат унифицированные, характерные атрибуты объекта, которые применяются для выбора наиболее близкого объекта-аналога и оценки стоимости перспективного объекта. Альбом форм включает информацию об объектах инфраструктуры как составных частях комплексного объекта и атрибуты как самого комплексного объекта, так и входящих в него объектов инфраструктуры. Описан способ кодификации объектов наземного обустройства, позволяющий упростить процессы мониторинга и контроля стоимости объектов на разных стадиях жизненного цикла. Кодирование объектов позволяет создать основу для выстраивания перспективной взаимосвязи информационных систем ПАО «НК «Роснефть» с Единой цифровой платформой экспертизы, разрабатываемой Минстроем России в рамках цифровой трансформации строительной отрасли. Рассматриваются пути применения разработанного классификатора в корпоративных программных комплексах ПАО «НК «Роснефть»» для создания цифровых моделей месторождений.

Список литературы

1. Программный модуль для технико-экономической оценки эффективности разработки и обустройства газовых, газоконденсатных месторождений на этапе «предпроект» / А.Г. Фасхутдинов, Р.Р. Исламов, Р.Г. Габбасов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 1. – С. 51–60. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-1-51-60

2. Новая методика аналитического экспресс-расчета основных показателей разработки неразрабатываемых нефтегазовых залежей для проведения многовариантных расчетов с целью комплексной оптимизации проектных решений / Р.Р. Исламов, Э.К. Абдрахманова, А.В. Ялаев [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2023. – Вып. 3 (143). – С. 48–60. - https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2023-3-48-60

3. Единая цифровая платформа экспертизы. - https://platformaexpert.ru/

Обеспечение механической безопасности промышленных объектов в период строительства является одной из важнейших задач нефтегазовой отрасли. Для решения этой задачи применяется комплексный подход к контролю технического состояния сооружений. Такой подход позволяет своевременно выявить и предотвратить возможные аварийные ситуации, связанные с необратимыми процессами, которые могут возникнуть в конструкциях сооружений или грунтовых основаниях. В связи с тем, что в нормативно-технической документации отсутствуют четкие требования к формированию календарного плана и календарно-сетевого графика выполнения работ с разделением на этапы строительства при проектировании крупных промышленных объектов с длительными сроками строительства, затраты на геотехнический мониторинг включаются в сметную документацию в соответствии с программой геотехнического мониторинга в полном объеме на весь период строительства и могут существенно отличаться от фактических затрат. Проработка календарного плана и календарно-сетевого графика с разделением на этапы и привязкой к генеральному плану строительства позволит распределять затраты на геотехнический мониторинг в соответствии с этапами строительства. Разработанная методика дает возможность объективно оценивать требуемый объем наблюдений с учетом их цикличности и сроков строительства каждого конкретного сооружения, а также сезонности некоторых видов работ. Применение методики позволит максимально приближенно рассчитать фактическую стоимость работ и достичь экономии денежных средств.

Список литературы

1. Геотехнический мониторинг объектов нефтегазодобычи в криолитозоне / Н.Г. Гилев, Ю.С. Поверенный [и др.] // Фундаменты. – 2021. – № 4 (6). –

С. 34–36.

2. Султанова И.П. Анализ методов планирования, управления и разработки организационно-технологических решений в проектах капитального строительства // Вестник МГСУ. – 2015. – № 7. – С. 127–136.

3. Справочное пособие к СНиП 3.01.01-85*. Разработка проектов организации строительства и проектов производства работ для промышленного строительства. – М.: Стройиздат, 1990. – 158 с.

4. Методические указания по разработке проектов организации строительства крупных промышленных комплектов с применением узлового метода. –

М.: Стройиздат, 1984. – 64 с.

В статье представлен анализ гидравлических расчетов трубопроводов нефтесборной сети месторождения К. Обозначены роль и влияние высокого газового фактора и сложного рельефа местности Восточной Сибири, в частности перепадов высот, на значения скорости течения газожидкостной смеси. Выполнена оценка режимов течения в трубопроводной системе. Предложен новый метод, раздельно учитывающий скорости газа и жидкости в потоке, а также позволяющий использовать значение эрозии взвешенными в жидкости частицами как фактор, который расширяет диапазон регламентируемых скоростей газожидкостной смеси в целях оптимизации капитальных вложений. В результате проведенного анализа выявлено, что в существующих государственных стандартах не приводятся границы скорости эрозионного износа и не предлагаются поправки скорости течения на скорость износа. В связи с отмеченным предлагаемый метод является уникальным и позволяет значительно снизить капиталоемкость проектов в идентичных условиях. Результатом работы являются прогноз эрозионного износа и анализ возможности изменения предельной скорости течения жидкости в промысловых трубопроводах с учетом оценки экономической эффективности данного технического решения. Рассмотренный подход прошел верификацию путем тестирования на двух месторождениях с зафиксированными случаями эрозионно-коррозионных процессов и при их отсутствии.

Список литературы

1. ГОСТ Р 58367-2019. Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование. – М.: Стандартинформ, 2019. – 124 с.

2. ПТДП № П1-01.04 ПДТП-0011. Типовые технические решения. Типовые проектные решения. Кустовые площадки скважин. Паспорт документации типового проектирования компании (версия 2.00, дата введения 02.08.2018). – М.: ПАО «НК «Роснефть», 2018. – 50 с.

3. ТТК № П1-01.05 М-0133. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке промысловых трубопроводов. Типовые требования компании, (версия 3, дата введения 07.06.2021). – М.: ПАО «НК «Роснефть», 2021. – 230 с.

4. ГОСТ Р 58284 – 2018. Нефтяная и газовая промышленность. Морские промысловые объекты и трубопроводы. Общие требования к защите от

коррозии. – М.: Стандартинформ, 2018. – 42 с.

5. ГОСТ Р 55990 – 2014. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования. – М.: Стандартинформ,

2015. – 94 с.

В статье приведено описание применения подходов ПАО «НК «Роснефть» к повышению операционной эффективности предприятий нефтепереработки и нефтегазохимии. Рассмотрен 10-летний опыт развития системы повышения операционной эффективности, включающей собственную систему сравнительного анализа (бенчмаркинга), набор методов выявления мероприятий по повышению эффективности работы объектов, формирование целостных программ по улучшению и их интеграция в бизнес-процессы компании, контроль реализации соответствующих проектов и систему мониторинга эффектов от реализации программ. Таким образом, система бенчмаркинга позволяет определять потенциал объектов компании с точки зрения повышения технологической и энергетической эффективности, операционной готовности и загрузки мощностей. На основании результатов сравнительного анализа разрабатываются долгосрочные дорожные карты по повышению эффективности предприятий. В настоящее время подходы к повышению операционной эффективности оформлены в виде системы «Интегральная эффективность», встроенной в существующие бизнес-процессы компании, такие как бизнес-планирование, реализация проектов и их мониторинг. За 10 лет функционирования системы повышения операционной эффективности Бизнес-блока «Нефтепереработка и нефтехимия» ПАО «НК «Роснефть» на 24 нефтеперерабатывающих и нефтегазохимических предприятиях было реализовано более 1500 проектов с совокупным экономическим эффектом, превышающим 170 млрд руб.

Список литературы

1. Абушева В.Э., Колосова О.Г. Бенчмаркинг как эффективное направление современного анализа // Вестник экономики и менеджмента. – 2022. – № 2. –

С. 21–26.

2. Демидов В.В. Оценка оптимизации производственно-экономической эффективности и анализ ключевых факторов нефтеперерабатывающего предприятия // Экономика и бизнес: теория и практика. – 2022. – № 8. – С. 109–112. - https://doi.org/10.24412/2411-0450-2022-8-109-112

3. Карпухин А.К., Ленкевич Д.А., Ефанова Н.В. Корпоративная система бенчмаркинга. Как повышают производственную эффективность в ПАО «НК «Роснефть» // Neftegaz.RU. – 2019. – № 2 (86). – С. 34–38.

4. Фролова И.И., Кулиев Э.А. Совершенствование процесса постоянного улучшения в системе менеджмента качества // Инновационная экономика: перспективы развития и совершенствования. – 2022. – № 2. – С. 60–67. – https://doi.org/10.47581/2022/IE.2.60.11

5. Колодин Д.С., Давыдова Г.В. Проблемы модернизации нефтеперерабатывающей промышленности в условиях санкционного давления // Baikal Research Journal. – 2022. – № 2. – С. 19–19. - https://doi.org/10.17150/2411-6262.2022.13(2).19

6. Дозорцев В.М. Цифровая трансформация в нефтепереработке // Мир нефтепродуктов. – 2020. – № 2. – С. 34–41.

В данной статье рассматриваются существующие методы определения вертикальности положения внутренних устройств реакторов дегидрирования пропана и методы измерения их межэкранного пространства с использованием роботизированных комплексов, разработанных специалистами ПАО «НК «Роснефть». Область применения роботизированных комплексов достаточно широка, а темпы развития и внедрения робототехники в производственные процессы позволяют предположить, что в ближайшем будущем роботы будут использоваться повсеместно на всех этапах нефтепереработки. Внедрение роботов во все промышленные и производственные процессы не может произойти единовременно, однако их постепенная интеграция в определенные виды работ помогает наиболее эффективно решить технологические задачи и существующие проблемы, которые ранее вызывали сложности в реализации. Ключевой целью внедрения роботов для выполнения определенных задач в сфере нефтепереработки и нефтехимии является безопасность, т.е. исключение рисков для здоровья и жизни человека. По мере развития технологий и процессов, а также углубления научных исследований в области робототехники эта задача успешно решается,что в свою очередь приводит к повышению качества работы и результативности реализуемых задач, в совокупности дающих значительный положительный эффект.

Список литературы

1. Газпроект-ДКР. Применяемое оборудование. - https://gazproekt-dkr.ru/services/npp/

2. TUBOT. Внутритрубные роботизированные системы для разветвленных трубопроводов. https://www.tubot.pro/#technology

3. FloormapX - сканер днищ резервуаров. - https://www.pergam.ru/catalog/nondestructive_testing/magnetic_control/floormapx.htm

4. В Перми разработан робот-эллипсоид для проверки изогнутых трубопроводов изнутри // Информагентство «Девон». - https://iadevon.ru/news/Technologies/v_permi_razrabotan_robot-ellipsoid_dlya_proverki_izognutih_trub...

5. В Китае начали применять для контроля водостоков беспроводный робот-краулер // RoboTrends. - https://robotrends.ru/pub/1629/v-kitae-nachali-primenyat-dlya-kontrolya-vodostokov-besprovodnyy-robo...

6. Taris. Автономные роботы для трубопроводов. - https://taris.ru/avtonomnie-roboty/sigma-250a

В статье рассмотрен методический подход к выбору оптимального решения по проведению процесса сжижения природного газ (СПГ)а в арктических условиях. Дано обоснование выбора технологии для производства СПГ в арктическом поясе, определены объем и структура выбросов парниковых газов в процессе производства СПГ и предложены меры по их снижению. Построена имитационная модель выбранной технологии для состава природного газа перспективного месторождения и определены целевые параметры оптимизации процесса сжижения. Разработана методика оценочного расчета площади поверхности теплопередачи многопоточных теплообменных аппаратов, которая может быть применима и для пластинчато-ребристых, и спиральновитых теплообменников. Методика расчета базируется на принципах пинч-анализа, в связи с чем на первоначальном этапе позволяет выполнить оценку без расчета конструкции аппаратов. Рассчитано потребление топливного газа компрессорными агрегатами, а также электроэнергии аппаратами воздушного охлаждения. В рамках проведенных технических расчетов характеристик оборудования и топливно-энергетических ресурсов сформирована матрица вариантов и проведена инкрементальная экономическая оценка. По результатам расчетов чистых приведенных затрат и суммарных выбросов парниковых газов был достигнут баланс капитальных вложений и операционных затрат и выбрано оптимальное решение по проведению процесса сжижения природного газа.

Список литературы

1. Купцов Н.В., Самодуров М.С. Углеродно-нейтральный сжиженный природный газ – текущий статус, перспективы и методы сжижения углеродного

следа // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – № 8 (1). – С. 138–146. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-1-138-146

2. Гайворонский А.И., Тверской И.В. Выбор модели производительности технологической линии в новом СПГ-проекте // Нефтегазовая вертикаль. –

2024. – № 6–7. – P. 66–72.

3. Мещерин И.В., Настин А.Н. Анализ технологий получения сжиженного природного газа в условиях арктического климата. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. – С. 144–157.

4. Федорова Е.Б. Современное состояние и развитие мировой индустрии сжиженного природного газа: технологии и оборудование. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 159 с.

5. Kemp I.C. Pinch analysis and process integration: A user guide on process integration for the efficient use of energy. – Second Edition. – London: Elsevier, 2007. –

415 p.

6. Wood D. Sustainable Liquefied Natural Gas: Concepts and Applications Moving Towards Net-Zero Supply Chains. – Elsevier Science, 2024. – 500 p.

7. Watson H.A.J., Barton P.I. Modeling phase changes in multistream heat exchangers // International Journal of Heat and Mass Transfer. - 2017. – V. 105. – P. 207-218. - http://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2016.09.081

8. Pacio J.C. Multiscale thermo-hydraulic modeling of cryogenic heat exchangers: Thesis for the degree of Philosophiae Doctor, Trondheim: Norwegian University of Science and Technology, 2012. – 430 p.

9. Masoud A., Haghighi Kh.R. Design of plate-fin heat exchanger. - LAP LAMBERT Academic Publishing, 2012. - 108 p.

10. Ульев Л.М. Введение в пинч-анализ. – 2-е изд., стер. – Санкт-Петербург: Лань, 2024. – 208 с.

11. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 29.06.2017 г. № 330. Об утверждении методических указаний по количественному определению объема косвенных энергетических выбросов парниковых газов.

12. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 27.05.2022 г. № 371. Об утверждении методик количественного определения объемов выбросов парниковых газов и поглощений парниковых газов.

Гранулометрические статистики широко используются для количественной характеристики отличий результатов анализов в различных условиях осадконакопления. Статистические оценки являются весьма устойчивыми по сравнению с экспериментальными результатами. Использование статистик в логарифмических шкалах связано с предположением о логнормальности гранулометрических распределений. В данной работе преобразования шкал наблюдений в имидж-анализе проводятся по φ-шкале, предложенной Крумбейном. Членами ȹ-шкалы являются логарифмы ȹ размером d с основанием 2, взятые с обратным знаком. φ-шкала используется для преобразования исходных шкал наблюдений в равномерные, что обеспечивает удобство графического представления результатов классификации и простоту определения гранулометрических статистик. Проведен сравнительный анализ показателей статистических критериев (асимметрии и эксцесса), полученных методом имидж-анализа и лазерно-дифракционным (дисперсионным) методом на динамогенетической диаграмме Г.Ф. Рожкова в литолого-фациальном анализе при реконструкции палеогеографических обстановок. Использовались классическая диаграмма Г.Ф. Рожкова и диаграмма Г.Ф. Рожкова, дополненная К.К. Гостинцевым. Последняя является более детальной, в ней добавлены промежуточные фации условий седиментации. На диаграммах видна хорошая сходимость результатов. Статистические критерии гранулометрического состава пород, полученные методом цифровой петрографии и использованные при построении динамогенетической диаграммы Г.Ф. Рожкова, показали высокую эффективность при определении палеофациальных и микрофациальных обстановок седиментации. Они рекомендованы для проведения фациальной диагностики в комплексе с результатами других литотого-петрофизических и геохимических методов исследования пород.

Список литературы

1. Гостинцев К.К. Методические указания по дробному гранулометрическому анализу седиментационным способом (с применением гидравлического седиментатора ГС-1). – Л.: ВНИГРИ, 1989. – 191 с.

2. Палеогеография юры и нижнего мела Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / В.В. Шиманский [и др.]. – СПб.: ВНИГНИ, 2023. – 227 с.

3. Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа) / В.А. Гроссгейм [и др.]– Л.: Недра,

1984. – 271 с.

4. Рухин Л.Б. Основы литологии. – Л.: Гостоптехиздат, 1961. –

780 с.

5. Недоливко Н.М., Ежова А.В. Петрографические исследования терригенных и карбонатных пород-коллекторов. – Томск: Томский политехнический университет, 2012. – 172 с.

Запасы углеводородов Куюмбинского месторождения сосредоточены в коллекторах с вторичной пустотностью трещинного и каверново-трещинного типов. Последние были сформированы под воздействием процессов химического и физического выветривания карбонатных пород при выводе их на дневную поверхность (гипергенез). В данной работе основное внимание уделено методике изучения коллекторов с вторичной пустотностью, сформированной процессами гипергенеза. Проведено моделирование зоны гипергенеза. Для изученных отложений в пределах данной зоны выделены три вертикальные зоны, названные по преобладающим в них процессам: окисления, выщелачивания, цементации. Изучены закономерности вертикального изменения емкости по разрезу зоны гипергенеза. Выполнен площадной прогноз распространения кавернозности. Построена прогнозная карта толщин интервалов коллекторов с повышенной емкостью на основе детальной структурной интерпретации сейсморазведочных работ 3D и палеогеографического анализа. В работе показано, что распределение зон с повышенной емкостью (кавернозных интервалов) контролируется эрозионно-денудационными процессами. Выполнена реконструкция палеорельефа предвендской эрозионной поверхности и условий протекания процессов денудации. Выявлена приуроченность развития кавернозности к элементам палеорельефа. Впервые на данной территории по сейсмическим данным выявлены депрессионные кольцевые аномалии типа «карстовых воронок» - поисковый критерий зон улучшенных коллекторов. В результате выполненных исследований разработан новый подход к моделированию вторично образованной пустотности (кавернозных зон) по площади и разрезу изучаемого месторождения.

Список литературы

1. Изучение рифейского трещинного коллектора в зоне гипергенеза для повышения эффективности добычи нефти / О.Н. Кулишкина , Д.Н. Коняев ,

М.В. Берин, П.О. Рязанов // Материалы 8-я международной геолого-геофизической конференции EAGE St-Petersburg – 2018. – Санкт-Петербург,

09-12 апреля 2018. – С-Пб, 2018. - https://doi.org/10.3997/2214-4609.201800297

2. Новые подходы к изучению нефтегазового потенциала доюрских отложений Западно-Сибирской нефтегазовой провинции / В.В. Харахинов,

Н.М. Кулишкин, С.И. Шленкин, А.В. Олюнин // Геология нефти и газа. – 2015. – № 6. – С. 63-77.

3. Новые подходы к созданию геологических моделей трещинных резервуаров в древних комплексах Восточной Сибири нефтегазонакопления /

В.В. Харахинов, С.И. Шленкин, В.В. Афонасин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 93–97.

4. Особенности геологического и гидродинамического моделирования трещинных резервуаров в древних комплексах Восточной Сибири нефтегазонакопления / В.В. Харахинов, С.И. Шленкин, В.В. Афонасин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. –

№ 2. – С. 11–20.

5. Харахинов В.В., Шленкин С.И. Трещинные резервуары нефти и газа. – М.: Научный мир, 2015. – 279 с.

6. Гвоздецкий Н.А. Карст. – М.: Мысль, 1981. – 214 с.

7. Карст и пещеры Пинежья / В.Н. Малков, Е.И. Гуркало, Л.Б. Монахова [и др.]. – М.: ЭКОСТ, 2001. – 208 с.

В статье представлен алгоритм поэтапного планирования повторных селективных многостадийных гидравлических разрывов пласта (МГРП), позволяющий обоснованно и оперативно выбирать потенциальные скважины-кандидаты для проведения МГРП из общего числа горизонтальных скважин месторождения. В процессе реализации работ сбор и проверка данных по добыче нефти и эксплуатации месторождения, подготовка статистической обучающей выборки проведены с применением программного продукта Microsoft Excel. Геолого-промысловый анализ скважинных данных выполнен с помощью программного комплекса «РН-КИН». Оценка прогнозных технологических параметров добычи проведена с использованием программного обеспечения для трехмерного гидродинамического моделирования «РН-КИМ». Объектом исследования являются горизонтальные скважины, введенные в работу с первичными селективными многостадийными гидроразрывами пласта ВК1-3 Каменной площади Красноленинского месторождения. По результатам апробации алгоритма в промышленных условиях общее сокращение выборки горизонтальных скважин по рассматриваемому месторождению составило 80 %, что позволило из общего фонда выбрать лучшие скважины. Во всех обоснованных в работе скважинах выполнены повторные селективные МГРП, получены приросты дебита и добычи нефти с приемлемой сходимостью прогнозных и фактических значений, что позволяет сделать вывод о применимости и адекватности разработанного алгоритма. Результаты опытно-промысловых испытаний свидетельствуют о том, что применение алгоритма пошагового планирования позволяет оперативно и обосновано выделять в общем фонде потенциально эффективные скважины-кандидаты для проведения МГРП на основе совокупного учета комплекса критериев и их весов, последующего геолого-промыслового анализа и оценки добычного потенциала с помощью трехмерной гидродинамической модели.

Список литературы

1. Применение методов машинного обучения при планировании бурения скважин на объектах разработки нефтяного месторождения / Б.Г. Ганиев,

А.В. Насыбуллин, Р.З. Сатаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 23–27. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-23-27

2. Разработка комплексной методики прогноза эффективности геолого-технических мероприятий на основе алгоритмов машинного обучения /

А.А. Кочнев, Н.Д. Козырев, О.Е. Кочнева, С.В. Галкин // Георесурсы. – 2020. – № 3. – С. 79–86. - https://doi.org/10.18599/grs.2020.3.79-86

3. Реброва О.Ю. Статистический анализ медицинских данных. Применение пакета прикладных программ STATISTICA. – М.: МедиаСфера, 2002 – 312 с.

4. Насыбуллин А.В., Байбуров Р.Р. Использование статистических методов машинного обучения для оптимизации эксплуатации скважин // Нефтяная провинция. – 2021. – № 3 (27). – С. 84–94.

5. Lee J.W., Kim S.H. Using analytic network process and goal programming for interdependent information system project selection // Computers and Operations

Research. – 2000. – № 27. – Р. 367-382. - http://doi.org/10.1016/S0305-0548(99)00057-X

6. Wang J., Hwang W.-L. A fuzzy set approach for R&D portfolio selection using a real option valuation model // Omega. – 2005. – No 35. – Р. 247–257. - http://doi.org/10.1016/j.omega.2005.06.002

В статье представлены результаты исследований фазового поведения асфальтенов в пробах пластовой нефти Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Проведены эксперименты по определению давления начала выпадения асфальтенов в зависимости от заданных термобарических условий. Исследования заключались в регистрации зависимости количества образующихся твердых частиц от давления при фиксированной температуре. Работа выполнена с помощью микроскопа высокого давления. Установлено, что асфальтены в пластовой нефти, отобранной на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции из пласта D1op1, являются стабильными в диапазоне давлений от пластового до давления насыщения нефти газом при температурах 45–90 °C. Дополнительно на основании PVT-модели оценены риски выпадения асфальтенов в процессе закачки модельного газа (метана). Установлено, что для смеси исходной пластовой нефти с метаном с мольной концентрацией газа 46,87 % при пластовой температуре в области давлений 38,27–42,46 МПа могут возникнуть риски выпадения твердой фазы. Полученные результаты лабораторных исследований могут позволить прогнозировать поведение флюида в пластовых условиях и уменьшить неопределенности при выборе стратегии проектирования и эксплуатации месторождений, а также применения различных методов воздействия на пласт.

Список литературы

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

2. Ганеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем //

Успехи химии. – 2011. – Т. 80. – № 10. – С. 1034–1050. - https://doi.org/10.1070/RC2011v080n10ABEH004174

3. Волошин А.И., Волков М.Г., Докичев В.А. Технологические осложнения (повреждение пласта) при закачке СО2 для повышения нефтеотдачи. Ч. 2. Взаимодействие CO2 с пластовой нефтью: изменение смачиваемости, осаждение и отложение асфальтенов в пласте // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – Вып. 4 (150). – С. 74–95. - http://doi.10.17122/ntj-oil-2024-4-74-95

4. Methods for determining asphaltene stability in crude oils / R. Gusman, J. Ancheyta, F. Trejo, S. Rodrigues // Fuel. – 2017. – V. 188. – Р. 530–543. - http://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.10.012

5. Asphaltene precipitation and deposition: A critical review / I. Mohammed, M. Mahmoud, D.A. Shehri [et al.] // J. Pet. Sci. and Eng. – 2021. – V. 197. – P. 107956. - https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107956

6. An experimental investigation of asphaltene stability in heavy crude oil during carbon dioxide injection / S. Fakher [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10. – P. 919–931. https://doi.org/10.1007/s13202-019-00782-7

7. Системный подход к управлению качеством глубинных проб пластовых нефтей в современных условиях / А.А. Лобанов, С.А. Федоровский, И.О. Промзелев [и др.] // Недропользование XXI век. – 2020. – № 2(85). – С. 60–81. EDN JGQGGZ

8. ОСТ 153-39.2-048-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов. - М., 2003. - https://gostrf.com/normadata/1/4293832/4293832602.pdf

9. Исследование условий образования твердой парафиновой фазы в нефти при изменении термобарических условий / Д.М. Бикмеев, В.В. Кальсин,

М.М. Хасанов, А.В. Малинин // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 42–44. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-42-44

Определение насыщенности пластов углеводородами играет значительную роль в управлении и выборе методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Трассерные испытания для измерения остаточной нефтенасыщенности в околоскважиной зоне (SWCTT) до и после применения МУН включают закачку трассерной композиции в пласт и контроль ее извлечения для последующей количественной оценки и анализа. Наиболее важным вопросом, требующим решения при планировании проведения SWCTT, является правильный выбор первичных трассеров с заранее определенным временем закрытия скважины на технологическую выдержку для контролируемой генерации вторичного трассера. Промысловый опыт показывает, что от 10 до 50 % первичного трассера должно быть гидролизовано на устье скважины во время обратной добычи для возможности обнаружения трассеров и наилучшей интерпретации концентрационных профилей добычи на следующих этапах исследования. В связи с этим в данной работе предлагается новый аналитический подход к определению времени закрытия скважины при проведении SWCTT после закачки «банки» трассеров в целевые нефтенасыщенные интервалы. Данная методика была верифицирована на объекте внедрения ПАВ-полимерного заводнения (нефтяное месторождение Восточной Европы) и показала свою эффективность, о чем свидетельствуют полученные профили притока трассеров, на основе которых было рассчитано среднее значение остаточной нефтенасыщенности (0,109) после закачки ПАВ-полимерной композиции, что является успешным результатом для химического заводнения.

Список литературы

1. Silva M., Stray H., Bjørnstad T. Studies on New Chemical Tracers for Determination of Residual Oil Saturation in the Inter-Well Region // SPE-185085-MS. – 2017. - https://doi.org/10.2118/185085-MS

2. Факторы, влияющие на подбор и применимость трассеров в односкважинном химическом трассерном тесте / А.В. Болотов, О.В. Аникин, М.Ю. Бондарь [и др.] // Казань: Изд-во Казанского университета, 2024. – 206 с.

3. Wang S., Shiau B., Harwell J.H. Effect of Reservoirs Conditions on Designing Single-Well Chemical Tracer Tests Under Extreme Brine Conditions. // Transp Porous Med. – 2018. – V. 121. – P. 1–13. – https://doi.org/10.1007/s11242-017-0934-9

4. Huseby O., Sagen J., Dugstad Ø. Single Well Chemical Tracer Tests Fast and Accurate Simulations // SPE-555608-MS. – 2012. - http://doi.org/10.2118/155608-MS

5. Evaluating Efficiency of Surfactant-polymer Flooding with Single Well Chemical Tracer Tests At Kholmogorskoye Field / M. Bondar, A. Osipov, A. Groman [et al.] // SPE-207314-MS. – 2021. – http://doi.org/10.2118/207314-MS

6. Применение технологии SWCTT для оценки эффективности заводнения низкоминерализованной водой карбонатного пласта Харьягинского месторождения / Ю.А. Келлер, А.А. Усков, А.Н. Кривогуз [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 109-113. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-109-113

7. Results of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding Pilot at West Salym Field./ Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.] // SPE-190382-MS. – 2018. - https://doi.org/10.2118/190382-MS

8. Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 2: The Design and Execution of an ASP Field Test / M.A. Buijse, R.M. Prelicz,

J.R. Barnes, C. Cosmo // SPE-129769-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/129769-MS

9. Методика подбора химического состава для ПАВ-полимерного воздействия и оценка его эффективности на Холмогорском месторождении /

М.Ю. Бондарь, А.В. Осипов, А.А. Громан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 100–105. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-100-105

10. Khaledialidusti R., Kleppe J. A comprehensive framework for the theoretical assessment of the single-well-chemical-tracer tests // J. Pet. Sci. Eng. – 2017. – V. 159. – P. 164–181. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.09.027

11. Doorwar S., Tagavifar M., Dwarakanath V. A 1D Analytical Solution to Determine Residual Oil Saturations from Single-well Chemical Tracer Test //

SPE-200420-MS. – 2020. - https://doi.org/10.2118/200420-MS

12. Bragg J., Carlson L., Atterbury J. Recent applications of the single well tracer method for measuring residual oil saturation // SPE–5805-MS. – 1976. - https://doi.org/10.2118/5805-MS

13. Mechergui A., Romero C., Morel D. Feasibility study of single well tracer test for high salinity and high temperature reservoirs // SPE–161618-MS. – 2012. - http://doi.org/10.2118/161618-MS

14. Evaluation of the Kinetic and Thermodynamic Behavior of Tracers for Their Applicability in SWCTT / O.V. Anikin, A.V. Bolotov, A.R. Mukhutdinova, M.A. Varfolomeev // Processes. – 2022. – V. 10 (11). – P. 2395. – doi: 10.3390/pr10112395

15. Алгоритм оценки рабочего интервала распределяющегося трассера для применения в односкважинном трассерном тесте / А.Р. Мухутдинова,

А.В. Болотов, О.В. Аникин, М.А. Варфоломеев // Георесурсы. – 2022. – Т. 24 (4). – С. 75–81. – http://doi.org/10.18599/grs.2022.4.6

16. Tang J.S. Partitioning Tracers and In-Situ Fluid-Saturation Measurements. // SPE-22344-PA. – 1995. - http://doi.org/10.2118/22344-PA

17. Tang J.S., Harker B. Mass Balance Method to Determine Residual Oil Saturation from Single Well Tracer Test Data // J. Can. Pet. Technol. – 1990. – V. 29. –

P. 115–124. – http://doi.org/10.2118/90-02-08

18. Novel single well chemical tracer test design: shut-in time determination for test feasibility / A.V. Bolotov, O.V. Anikin, M.Y. Bondar [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2024. – P. 1–15. – https://doi.org/10.1080/10916466.2024.2383262

19. Deans H.A. The Single-Well Chemical Tracer Method for Measuring Residual Oil Saturation // Final Report U.S. Department of Energy Office of Scientific and Technical Information. – 1980. – P. 18–26.

20. Evaluating the Impact of Reservoir Cooling on the Surfactant Flood Efficiency / A. Soltani, B. Decroux, A. Negre [et al.] // IPTC-21351-MS. – 2021. - http://doi.org/10.2523/IPTC-21351-MS

21. Ramey H.J. Wellbore heat transmission // SPE J. Petrol. Technol. – 1962. – V. 14 (04). – P. 427–435. - https://doi.org/10.2118/96-PA

Проблема солеотложения на объектах нефтегазодобычи актуальна для нефтегазовой отрасли, поскольку существенно усложняются добыча, транспортировка и подготовка нефти. Основными причинами выпадения солей в осадок являются растворение горных пород, изменение термобарических условий, смешение несовместимых вод, изменение общей минерализации воды. Представленное в статье исследование посвящено оценке растворяющей способности трех различных интенсифицирующих составов на основе хелатов, разработанных в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. В рассматриваемые композиции также входят органические кислоты, так как они имеют замедленную реакцию при контакте с породой (по сравнению с минеральными кислотами), в результате чего удается добиться более глубокого проникновения кислоты в пласт. Составы имеют различный pH и характеризуются высокой степенью растворения различных модификаций сульфатов кальция. Определение растворяющей способности интенсифицирующих составов проводилось гравиметрическим методом. Проведен обзор научно-технической и патентной литературы по хелатирующим агентам, используемым в качестве ингибиторов и растворителей солеотложений. Рассмотрены механизмы взаимодействия хелатов с нерастворимыми в воде неорганическими солями (карбонатами кальция и магния, сульфатами кальция и бария). Полученные результаты можно использовать для разработки композиций, растворяющих сульфаты в более широком диапазоне температур, составов с более низкой стоимостью, а также составов с более высокой растворяющей способностью.

Список литературы

1. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт – скважина – УППН / В.Н. Глущенко, М.А. Силин, О.А. Пташко, А.В. Денисова. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 328 с.

2. Бриков А.В., Маркин А.Н. Нефтепромысловая химия: Практическое руководство по борьбе с образованием солей. – М.: Де`Либри, 2018. – 335 с.

3. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. – Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.

4. Olajire A.A. A review of oilfield scale management technology for oil and gas production // Journal of petroleum science and engineering. – 2015. – V. 135. – P. 723–737. - https://doi.org/10.1016/J.PETROL.2015.09.011

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

6. Applications of chelating agents in the upstream oil and gas industry: a review / A. Hassan [et al.] //Energy & Fuels. – 2020. – V. 34. – № 12. – С. 15593–15613. - https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c03279

7. Гайдамакина В.Н., Гайдамакин В.Н. Существующие методы предупреждения и борьбы с солеотложениями в погружном оборудовании // Научный журнал. – 2018. – № 7 (30). – С. 28–30.

8. Гладков Е.А., Ширибон А.А., Карпова Е.Г. Пути решения проблем, возникающих при бурении скважин в Восточной Сибири // Бурение и нефть. – 2015. – № 4. – С. 42–45. – EDN TVPTKF.

9. Проблемы выпадения солей в поровом пространстве пород в пластовых условиях на примере месторождений Восточной Сибири / С.В. Зимин, И.В. Сабанчин, И.А. Краснов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 44–49. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-44-49

Извлечение углеводородов из нетрадиционных целевых горизонтов, к которым относятся сенонские отложения, представляет собой сложный и многогранный процесс, требующий комплексного подхода и использования выверенных решений и передовых технологий. Успешное решение таких задач позволит повысить добычу углеводородов и обеспечить энергетическую безопасность страны. Запасы углеводородов сенонских отложений относятся к трудноизвлекаемым вследствие значительной неоднородности залежи, низкой проницаемости пластов и наличия глин в составе горной породы. Газоносность сенонских отложений широко распространена в северных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Отложения сенона газоносны на Медвежьем, Тазовском, Заполярном, Ямбургском, Харампурском, Ленском, Фестивальном, Комсомольском, Бованенковском, Ямсовейском, Юбилейном и других месторождениях. На примере одного из месторождений рассмотрен этап подбора эффективной жидкости гидроразрыва пласта (ГРП), не ухудшающей прочностные и фильтрационно-емкостные свойства пород нижнеберезовской подсвиты, с последующей ее оценкой при выполнении ГРП. Целью работы является определение влияния различных жидкостей на глинистую составляющую сенонских отложений. В статье представлены результаты исследований с применением методики набухания горных пород, способствующие повышению эффективности проведения ГРП в скважинах сенонских отложений.

Список литературы

1. Запасы газа на Медвежьем месторождении «Газпрома» могут отнести к трудноизвлекаемым. - https://tass.ru/ekonomika/19348551

2. Дорошенко А.А., Карымова Я.О. Характеристика пустотного пространства опок сенонcких отложений севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть

Газ. – 2017. – С. 23–26.

3. Стригоцкий С.В., Масленников В.В. О газопроявлениях при бурении скважин на Медвежьем месторождении // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. – 1974.– Вып. 4. – С. 8–12.

4. Грей Д.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Пер. с англ. – М.: Недра, 1985. – 511 с.

В статье рассмотрен опыт создания командой ООО «Индженикс Груп» (Ingenix Group) автоматизированного модуля календарно-сетевого планирования (КСП) на этапе концептуального проектирования для корректного расчета сроков реализации нефтегазового проекта. Сроки запуска оказывают существенное влияние на рентабельность проекта и являются одной из основных причин ухудшения его экономических показателей при отклонении от плана строительства. Для корректной оценки прогнозных сроков строительства на этапе концептуального проектирования требуется определение продолжительности проведения проектно-изыскательских работ, закупки материалов и оборудования длительного цикла изготовления, а также заключения контрактов на строительно-монтажные работы. Основным ограничением при создании автоматизированного модуля КСП являлось отсутствие достаточного объема информации о проекте на раннем этапе его развития. Создание модуля КСП дало возможность получить распределение как стоимости строительства каждого объекта по времени, так и установить взаимосвязь между запланированными к строительству объектами для выработки единого плана-графика работ по проекту. Такой план-график стал важным связующим звеном между формированием стоимости капитального строительства отдельных объектов и расчетом денежных потоков в финансово-экономической модели.

Список литературы

1. Нормативное обеспечение проектирования обустройства месторождений углеводородов / Н.Н. Андреева, О.Е. Бугрий, Е.А. Дубовицкая [и др.] – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015.

2. Дубовицкая Е.А., Ткаченко М.А., Чижиков С.В. Стоимостное моделирование: инструмент учета изменений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. –

С. 64–68. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-64-68

3. Дубовицкая Е.А., Чижиков С.В. Анализ эффективности технико-экономического моделирования на этапе предпроектной оценки капитальных вложений в нефтегазовой отрасли // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 10–16. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-10-16 

4. AACE International Recommended Practice № 87R-14: Cost Estimate Classification System – As Applied for the Petroleum Exploration and Production Industry.

5. Трофимов В.В., Иванов В.Н., Казаков М.К. Управление проектами с Primavera / Под ред. В.В. Трофимова. – СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. – 216 с.

6. СН 283-64. Временные нормы продолжительности проектирования. – М.: Изд-во литературы по строительству, 1964.

7. СНиП 1.04.03-85. Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений: Строительные нормы и правила. – M: ЦНИИОМТП Госстроя СССР, 1991.

В статье представлены области применения и опыт использования инженерного наукоемкого симулятора «РН-СИМТЕП» для решения задач проектирования линейных и площадных объектов поверхностного обустройства месторождений. Приведен обзор возможностей симулятора в части моделирования движения многофазных потоков в трубопроводных сетях и аппаратах по подготовке нефти, газа и воды, в том числе при наличии осложнений и использовании ингибиторов. Отдельно выделены возможности симулятора для моделирования объектов обустройства на газовых и газоконденсатных месторождениях. Проведено сравнение функционала симулятора «РН-СИМТЕП» с замещаемыми программными продуктами. Рассмотрены примеры использования симулятора в задачах проектирования новых объектов обустройства, технологического перевооружения или реинжиниринга существующих объектов. Апробация симулятора показала, что результаты расчетов «РН-СИМТЕП» соответствуют результатам расчетов зарубежного программного обеспечения. Таким образом, симулятор «РН-СИМТЕП» является единой средой для моделирования и анализа результатов расчетов и замещает несколько специализированных сторонних программных пакетов. Показана применимость симулятора для проведения совместных расчетов трубопроводных систем сбора, подготовки и транспортировки скважинной продукции, а также создания «цифровых двойников» систем поверхностного обустройства месторождений. Сделан вывод о том, что использование цифровых моделей технологических объектов позволяет оптимизировать режимы работы объектов обустройства, прогнозировать возникновение осложнений, разрабатывать корректирующие мероприятия для минимизации рисков осложнений, а следовательно, получить ряд экономических эффектов при разработке месторождений.

Список литературы

1. Наукоемкое программное обеспечение для разведки и добычи / ПАО «НК «Роснефть» // RN.Digital. – https://rn.digital

2. Программный комплекс «РН-СИМТЕП» / ПАО «НК «Роснефть» // RN.Digital. – URL: https://rn.digital/simtep

3. Сравнительный анализ свойств компонентов и фракций при PVT- моделировании / У.Р. Ильясов, А.Г. Лутфурахманов, Д.В. Ефимов, А.А. Пашали //

Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 64–67. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-64-67

4. Ильясов У.Р., Пашали А.А., Литвиненко М.А. Методика расчета фазового равновесия углеводородных систем, содержащих воду, на основе трехпараметрического уравнения состояния Пенга-Робинсона и правил смешения Хьюрона-Видала // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 5. – С. 90–93. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-90-93

5. Садыков А.Ф. Симулятор многофазного потока PIPESIM – полный набор рабочих процессов для моделирования производственных операций // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 12. – С. 36–40.

6. Особенности расчетов материально-тепловых балансов процессов сбора, подготовки и транспорта нефти и газа в среде HYSYS / С.В. Чернышев,

И.З. Фахретдинов, М.Ю. Тарасов, С.С. Иванов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 10. – С. 118–120.

7. Садыков А.Ф. Современное инженерное программное обеспечение мирового уровня для моделирования процессов промысловой подготовки и переработки углеводородного сырья // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 4. – С. 10–14.

8. Особенности разработки корпоративного программного комплекса для моделирования технологических процессов / А.Г. Лутфурахманов, Д.В. Ефимов, В.А. Павлов, М.А. Литвиненко // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 4. – С. 30–40. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-4-30-40

9. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 450 от 22.12.2021 г. «Об утверждении руководства по безопасности факельных систем» // ГК Теплогазоснабжение. https://gktgs.ru/assets/app/files/prikaz_450%20от%2022.12.21_rb_fs.pdf

10. «Роснефть» запустила проект «Цифровое месторождение» в Башкирии / ПАО «НК «Роснефть». – https://www.rosneft.ru/press/news/item/195043

В статье приведены недавние достижения ООО «РН-БашНИПИнефть» в области развития и применения методик рентгеновского рассеяния для решения практических задач, связанных с установлением склонности металла нефтепромыслового оборудования к коррозионным разрушениям, протекающим под нагрузкой. Авторы предлагают адаптировать методики рентгеновского рассеяния к изучению сталей, широко используемых для изготовления различных изделий для нефтяной промышленности. В частности, методика рентгенофазового анализа была адаптирована для определения типа структурных составляющих сталей (аустенит, мартенсит, отпущенный мартенсит, бейнит, перлит, феррит) и оценки их количественного соотношения. В результате появилась возможность установить нарушения режимов термической обработки металла при формировании конкретной структуры в стальных заготовках для изготовления нефтепромыслового оборудования. По анализу кристаллографических текстур металла изделия установлены преимущественные ориентации зерен различных структурных составляющих сталей, что дало возможность выявить разные виды деформационной обработки, применяемой при формовке конечного изделия. Отмечено, что анализ преимущественных ориентаций зерен сталей оказывает помощь при установлении анизотропии прочностных свойств металла. На примере муфты НКТ показана возможность оценки в ней остаточных макронапряжений. Данные сведения позволяют оценить результирующую прочность в изделиях сложной формы и могут быть полезны при их проектировании.

Список литературы

1. Сероводород (H2S): локальные и коррозионно-механические разрушения в нефтедобыче / В.Э. Ткачева, И.В. Валекжанин, Д.В. Кшнякин [и др.] // Уфа: ООО «РН-БашНИПИнефть», 2024. – 240 с.

2. Хлорорганические соединения в нефти: проблемы и решения / В.В. Носов, А.Ю. Пресняков, А.Г. Бадамшин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 110–113. –https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-110-113

3. Валекжанин И.В., Волошин А.И. Разработка и апробация модуля для расчетов параметров закачки ингибиторов солеотложения в пласт // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – № 3 (149). – С. 43–53. –https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2024-3-43-53

4. Гуляев А.П., Гуляев А.А. Металловедение. Изд. 9. – М.: Металлургия, 2012. – 648 с.

5. Microstructure and crystallographic structure of ferritic steel subjected to stress-corrosion cracking / V.D. Sitdikov, A.A. Nikolaev, G.V. Ivanov [et al.] // Letters on Materials. – 2022. – V. 12. – No. 1 (45). – P. 65–70. – https://doi.org/10.22226/2410-3535-2022-1-65-70

6. Malinin A.V., Sitdikov, V.D., Kurilov A.A. Special Features of Structural and Phase Transformations in Bainitic Steel // Metal Science and Heat Treatment. – 2023. –

V. 65(5–6). – P. 265–271. – https://doi.org/10.1007/s11041-023-00924-z

7. Особенности микроструктуры и микротекстуры среднеуглеродистой стали, подвергнутой сероводородному растрескиванию под напряжением /

А.В. Малинин, В.Д. Ситдиков, В.Э. Ткачева [и др.] // Frontier Materials & Technologies. – 2023. – № 1. – С. 33–44. – https://doi.org/10.18323/2782-4039-

2023-1-33-44

8. Analysis of precipitates in ultrafine-grained metallic materials / V.D. Sitdikov, R.K. Islamgaliev, M.A. Nikitina [et al.] // Philosophical Magazine. – 2019. – V. 99. – No. 1. – Р. 73–91. – https://doi.org/10.1080/14786435.2018.1529443

В процессе заполнения транспортных средств нефтью и нефтепродуктами отмечаются значительные потери продукта вследствие испарения. Наиболее эффективным средством их сокращения являются установки рекуперации паров (УРП). Большинство УРП способно обеспечивать относительно высокие показатели улавливания паров нефти и нефтепродуктов и практически каждая может быть рекомендована к применению на объектах транспорта и хранения жидких углеводородов. Однако это не всегда возможно из-за ограничений по производительности, достигаемой очистке газовоздушной смеси, безопасности, занимаемой площади, потребляемой электроэнергии. Так, мембранные УРП имеют низкую пропускную способность и могут использоваться преимущественно на автозаправочных станциях. С точки зрения безопасности наиболее уязвимы компрессорные и струйно-абсорбционные УРП. Компрессорные УРП нашли применение в условиях нефтяных промыслов, где газовое пространство резервуаров заполняют нефтяным газом. Струйно-абсорбционные установки опасны тем, что в условиях высоких скоростей истечения из соплового аппарата нефти и нефтепродуктов генерируются заряды статического электричества. Ограничения по занимаемой площади отсутствуют, когда территория пункта налива или резервуарного парка находится вдали от населенных пунктов либо в районах со слабо развитой инфраструктурой. УРП отличаются и разной потребляемой мощностью. Наконец, блоки УРП имеют разную стоимость, зависящую от технологии рекуперации. Таким образом, в основе выбора УРП для каждого объекта должен лежать технико-экономический расчет. Интегрально все виды затрат на УРП учитывает чистый дисконтированный доход, для вычисления которого в статье предлагается расчетная формула.

Список литературы

1. Сунагатуллин Р.З., Коршак А.А., Зябкин Г.В. Современное состояние рекуперации паров при операциях с нефтью и нефтепродуктами// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 5. – С. 111–119. - http://doi.org/10.28999/2541-9595-2017-7-5-111-119

2. Влияние эксплуатационных факторов на работу адсорбционных установок рекуперации паров нефти / А.А. Коршак, Н.А. Выходцева, М.Т. Гайсин

[и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 5. – С. 568–575. - http://doi.org/10.28999/2541-9595-2019-9-5-568-575

3. Shibuya Yoshiki. Vapor Recovery Technique for Crude Oil Ship Loading – Spray Absorption // JFE TECHNICAL REPORT. – 2014. – No 19. – Р. 158–166.

4. Khan F.I., Ghoshal A.Kr. Removal of Volatile Organic Compounds from polluted air // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. – 2000. – No. 5. – Р. 527–545. - http://doi.org/10.1016/S0950-4230(00)00007-3

5. Li Shi, Weiqiu Huang. Sensitivity analysis and optimization for gasoline vapor condensation recovery // Process Safety and Environmental Protection. – 2014. –

V. 92. – No 6. – P. 807–814. - http://doi.org/10.1016/j.psep.2013.03.003

6. Xuanya Wang, Yaobing Wang. VOCs Recovery Energy-saving efficiency Decision and Case Study // Advanced Materials Research Online. – 2013. – No. 09–10. – Vols. 805–806. – Р. 580–586. - http://doi.org/10.4028/www.scientific.net/AMR.805-806.580

7. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. – М.: НПКВЦ «Теринвест», 1994. – 87 с.

8. Щепин С.Л. Улавливание паров бензина из резервуаров с использованием жидкостно-газовых эжекторов: дис…. канд. техн. наук. – Уфа: УГНТУ, 2007. – 142 с.

9. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак [и др.]. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2008. – 658 с.

10. Коршак А.А., Щепин С.Л. О связи между коэффициентами совпадения операций и оборачиваемости резервуаров / Материалы 2-й Межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов ТЭК». – Уфа: ООО «Монография», 2005. – С. 182–183.