В современных условиях компании нефтегазовой отрасли для поддержания устойчивого состояния и дальнейшего развития вынуждены пополнять свой портфель активов. Поиск и оценка новых проектов стали неотъемлемой частью деятельности как вертикально интегрированных нефтяных компаний, так и более мелких участников отрасли.

Дано описание процесса поиска и оценки новых активов в компании АО «Зарубежнефть» в разрезе трех составляющих: нормативно-методологическое обеспечение, человеческие ресурсы и инструментарий. Представлена концепция прямого поиска новых проектов, интегрированной оценки активов и поиска потенциальных возможностей – апсайдов. Рассмотрены сформированная структура процесса, организационное управление человеческими ресурсами на различных стадиях (поиск, оценка) и инструментарий (методики и программное обеспечение), используемый при решении задач.

Концепция, принятая в Компании, формализована и апробирована на многочисленных реальных проектах (активы от стадии геолого-разведочных работ до 3-4 стадий разработки).

Приведены практические примеры эффективного поиска и оценки новых проектов, в том числе рассмотрены один из приоритетных регионов развития компании – Ближний Восток и традиционный регион присутствия – шельф Юго-восточной Азии. Даны примеры оценки, а также оптимизации проектов за счет поиска апсайдов на разных уровнях и секторах. Например, отмечен опыт компании в подготовке полноценного проекта разработки месторождений (Master Development Plan, MDP) для целевого актива на Ближнем Востоке. Приведен пример реализации апсайда проекта разработки небольших месторождений за счет применения кластерного подхода и получения синергетического эффекта от интегрированной оценки взаимовлияющих активов.

Список литературы

1. E&P: Mature-Asset Expertise / M.T. Garcia-Blanco, R.N. Seltzer, A. Chernacov, G. Laria // SPE 135239-MS.

2. Chorn L., Bharali N., Murali K. Appraisal and Valuation for Proven Shale Play  Acquisition Opportunities //SPE 169829-MS.

3. The Optimal Parameters for Oil Field Development/M.M. Khasanov, О. Ushmaev, S. Nekhaev, D. Karamutdinova // SPE 162089-RU.

4. Развитие кост-инжиниринга в ОАО «Газпром нефть»/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев // Нефтяное Хозяйство. – 2013. – № 12. –С. 14–16.

5. IntegratedAsset Model in Camisea, Peru/ A.A.Downie,A. Salazar,M.Monsalve [et al.]// SPE 142936-MS.

6. Breaking the Barriers – The Integrated Asset Model/O. Tesaker, D. Arnesen, G. Zangl [et al.] // SPE 112223. – 2008.

7. Charles C. Okafor Breaking the Frontiers for effective Flow Assurance using Integrated Asset Models (IAM) // SPE 149537. – 2011.

8. Modelling Pipeline and Choke Optimization for Improved Gas Field Production using an Integrated Asset Model: A Case Study/O.A. Talabi, J.T. Nitura, N.J. Rodriguez [et al.]// SPE 175549. – 2015.

9. Ageh E.A., Adegoke A., Uzoh O.J. Using Integrated Production Modeling (IPM) as an Optimization Tool for Field Development Planning and Management // SPE 140625. – 2010.

10. Интегрированный подход к планированию показателей нефтегазодобывающего предприятия в АО «Зарубежнефть»/ С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, А.А. Дашевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. –№12. – С. 144–148.

Список литературы

1. Мастепанов А.М. Ситуация на мировом нефтяном рынке: некоторые оценки и прогнозы//Энергетическая политика. – 2016. – Вып. 2. – С. 7–20.

2. Мастепанов А.М. О факторах ценообразования на мировом нефтяном рынке и роли сланцевой нефти в этом процессе//Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 6–10.

3. Мастепанов А.М. Низкие цены на нефть – новые прогнозы развития мировой энергетики//Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2017. – № 1. – С. 5–6.

4. Мастепанов А.М. Влияние нефтяных цен на приоритеты мирового развития нефтегазовой отрасли//Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 8–12.

5. Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации//Энергетический бюллетень. – 2013. – Вып. № 5. – Август. 

6. http://www.eia.gov/forecasts/ieo/pdf/0484(2013).pdf

7. https://www.eia.gov/outlooks/ieo/pdf/0484(2016).pdf

8. http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/WEO2014.pdf

9. World Energy Outlook 2016.OECD/IEA. – 2016. – 684 р.

10. http://www.opec.org/opec_web/en/publications/3049.htm

11. http://www.opec.org/opec_web/en/publications/340.htm

12. https://www.eriras.ru/data/7/rus

13. http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/energy-outlook/energy-outlook-downloads.html

Рассмотрены особенности геологического строения одного из перспективных нефтяных объектов на Красноленинском своде Западной Сибири, связанного с образованиями фундамента. На основе комплексного анализа материалов сейсморазведки, данных опробования скважин и представлений о характере распространения зон трещиноватости выполнено уточнение геологической модели объекта PZ с ожидаемым увеличением геологических запасов по залежи более чем на 30 %. Основным способом разведки подобных залежей углеводородов является сейсморазведка 3D в комплексе с промысловыми и керновыми исследованиями.

По рекомендациям авторов выполнена повторная перфорация нижних продуктивных интервалов и проведена операция гидроразрыва пласта. Анализ результатов промыслово-геофизических исследований показал, что основной приток в скважине соответствует рекомендованному интервалу ниже ранее принятого уровня нефтеносности. Опробование интервала показало потенциальную продуктивность нижних интервалов объекта PZ. По результатам работ даны рекомендации по перфорации интервалов объекта PZ в нескольких скважинах.

Список литературы

1. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. – Уфа: Тау, 2005. – 256 с.

2. Белоновская Л.Г. Трещиноватость горных пород и разработанные во ВНИГРИ основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа //  Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2006. – № 1. – С. 1–11.

3. Шустер В.Л. Формирование зон разуплотненных пород в образованиях фундамента и новые технологии сейсморазведки их картирования // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 7(46). – С.14–16.

4. Применение комплексного подхода для геологического моделиро вания трещиноватых коллекторов Западно–Сибирского фундамента (на примере Малоичского месторождения) / О.В. Пинус, Д.Ю. Борисенок, С.Ю. Бахир (и др.) // Геология нефти и газа. – 2006. – № 6. – С. 38–42.

5. Валяев Б.М. Проблема генезиса нефтегазовых месторождений: теоретические аспекты и практическая значимость//В кн. Генезис углеводородных флюидов и месторождений / Отв. ред. А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев. – М.: ГЕОС, 2006. – С.14–22.

6. Попков В.И. Жильные залежи углеводородов: условия формирования и методика поисков и разведки//В кн. Генезис  углеводородных флюидов и месторождений / Отв. ред. А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев. – М.: ГЕОС, 2006. – С. 277–285.

7. Методика моделирования трещиноватых терригенных коллекторов в Западной Сибири / В. Блехман, М. Кренов, Л. Шмарьян, И. Приезжев // Технологии ТЭК: http://www.oilcapital.ru/technologies/ 2008/01/091102_118283.shtml.

8. Бембель С.Р., Ефимов В.А. Петрофизическая интерпретация геофизических исследований скважин и геологическая модель объекта, сложенного метаморфическими породами // В сб. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы/ Сост. Б.Н. Еникеев. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель». – 2015. – С. 96–116

Список литературы

1. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – М. – Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2007. - 237с.

2. Новая методология моделирования гидравлического разрыва пласта при разработке Приобского месторождения/ А.В. Тимонов, И.В. Судеев, А.В. Пестриков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №3. – С. 58-61.

3. Определение коэффициентов трещиностойкости горных пород продуктивных объектов нефтяных месторождений/Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, А.Э. Кухтинский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №10. – С. 86-89.

8. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1970. – 239 с.

4. Zoback M. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: Cambridge University Press, 2007.

5. Fjaer E. Static and dynamic moduli of weak sandstones// The 37th U.S. Symposium on Rock Mechanics (USRMS), June 7 - 9, 1999.

6. Petroleum related rock mecanics/E. Fjaer, R.M. Holt, P. Harsrud [et al.]. – Hugaru: Elsevier, 2008. – 515 p.

7. Hoek E., Martin C.D. Fracture initiation and propagation in intact rock – A review // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering. – 2014. – V. 6. – Р. 287 – 300

Список литературы

1. Ананьев В.В., Смелков В.М., Пронин Н.В. Прогнозная оценка ресурсной базы мендым-доманиковых отложений как основного источника углеводородного сырья центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. – 2007. – № 1. –C. 32–38.

2. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. – Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1997. – 272 с. 

3. Перспективы поисков скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых толщах хадумской свиты Предкавказья / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 50–53.

4. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геолого-разведочных работ / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, Б.В. Сенин, Е.А. Лавренова // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 26–29.

5. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей / В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, У.С. Серикова [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 56–60.

6. Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы (Восточная Сибирь) /В.Ю. Керимов, А.В. Бондарев, А.В. Осипов, С.Г. Серов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 39–42.

7. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Лавренова Е.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 33–35.

8. Kerimov V.Yu, Rachinsky M.Z. Geo-fluid dynamic concept of hydrocarbons accumulation in natural reservoirs // Doklady Earth Sciences. – 2016. – V. 471. – Part 1. – P. 1123–1125.

9. Kerimov V.Yu., Mustaev R.N., Bondarev A.V. Evaluation of the Organic Carbon Content in the Low-Permeability Shale Formations (As in the Case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia Region) // Oriental Journal of Chemistry. – 2016. – V. 32. – № 6. – P. 3235–3241.

10. Models of Hydrocarbon Systems in the Russian Platform - Ural Junction Zone / V.Yu. Kerimov, A.A. Gorbunov, E.A. Lavrenova, A.V. Osipov // Lithology and Mineral Resources. – M. – 2015. – V. 50. – № 5. – P. 394–406.

11. Physicochemical Properties of Shale Strata in the Maikop Series of Ciscaucasia/ V.Yu. Kerimov, A.L. Lapidus, N.Sh. Yandarbiev [et al.]// Solid Fuel Chemistry. – 2017. – V. 51. – N 2. – P. 122–130.

12. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины / В.Ю. Керимов, У.С. Серикова, Р.Н. Мустаев,  И.С. Гулиев// Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 50–54.

13. Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья /В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 8–11.

14. Modeling of petroleum systems in regions with complex geological structure / V.Y. Kerimov, A.V. Osipov, R.N. Mustaev, A.S. Monakova // 16th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, Geomodel 2014. 

15. Guliev I.S., Kerimov V.Yu., Mustaev R.N. Fundamental challenges of the location of oil and gas in the South Caspian Basin// Doklady Earth Sciences. – 2016. – V. 471. – № 1. – P. 1109–1112.

16. Assessment Of Caprock Fluid-Resistive Characteristics Of Pre-Urals Fore Deep Southern Part / A.V. Osipov, A.S. Monakova, M.V. Zakharchenko, R.N. Mustaev // 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, Geomodel. – 2015

Петрографические наблюдения, подтвержденные рентгенофазовыми исследованиями, показали, что характер развития вторичного доломита в высокобитуминозных породах баженовской свиты неодинаков. В «сухих» скважинах данный минерал не обнаружен. В мало- и среднедебитных скважинах (дебит нефти – от 1,60 до 21,60 т/сут) он, наряду с другими минералами, более или менее равномерно распределен в основной битуминозной массе, импрегнирует ее, создавая в шлифах своеобразную «картину звездного неба». В случае высоких притоков нефти (более 80 т/сут) количество новообразованного доломита резко возрастает, изменяются его природа и характер локализации. Важно подчеркнуть, что «сухие» скважины находятся на максимальном удалении от разломов, а наиболее продуктивная – пробурена непосредственно в зоне тектонического нарушения. Остальные мало- и среднедебитные скважины занимают относительно разломов промежуточные положения.

Список литературы

1. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Геохимия черных сланцев. – Л.: Наука. 1988. – 272 с.

2. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа/С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, И.А. Зеличенко [и др.]. – Л.: Наука. 1986. – 247 с.

3. Лебедева Г.В. Вторичные изменения органомонтмориллонитовых соединений в доманикитах. В сб. Закономерности размещения коллекторов сложного строения и прогноз нефтегазоносности. – Л.: Наука, 1985. – С. 94–99.

4. Закономерности строения баженовского горизонта и верхов абалакской свиты в связи с перспективами добычи нефти/Н.С. Балушкина, Г.А. Калмыков, Т.А. Кирюхина [и др.]//Геология нефти и газа. – 2013. – №3. – С. 48–61.

5. Коробов А.Д. Коробова Л.А., Морозов В.П. Линейные зоны вторичной доломитизации пород-коллекторов Тевлинско-Русскинского месторождения – индикаторы путей миграции нефтеносного флюида//Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 9. – C. 52–56

Список литературы

1. Искрицкая Н.И., Макаревич В.Н., Щепочкина А.А. Основные тенденции освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Российской Федерации // Геология нефти и газа. – 2015. – № 4. – С. 62-66.

2. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972–1012.

3. Седиментационные комплексы неокома Широтного Приобья (Западная Сибирь) / Г.Д. Ухлова, А.И. Ларичев, Н.В. Мельников, И.М. Кос // Бюллетень московского общества испытателей природы. – 2004. – Т. 79. – С.14–21.

4. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Под ред. И.И. Нестерова. – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. – 176 с.

5. Прогноз коллекторов трещинного типа в продуктивных породах Красноленинского свода по рассеянным волнам; дис. ... канд. геол.-мин. наук. – Тюмень, 2011. – 162 с.

6. Модель нефтесодержащих пород баженовской свиты / С.И. Билибин, Г.А. Калмыков, Д.И. Ганичев, Н.С. Балушкина // Геофизика. – 2015. – №3. – С. 5–14.

7. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова [и др.] – 3-е изд., прераб. и доп. – М.: МГУ имени М.В. Ломоносова, 2012. – 432 с.

8. Калмыков Г.А. Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности; дис. д-ра геол-мин. наук. – М., 2016. – 391 с.

9. Зеленов А.С., Иванов Ю.Л. Исследование влияния градиента магнитного поля на результаты измерений методом ядерно-магнитного резонанса // Каротажник. – 2015. – № 8. – С. 42–52.

10. Фосфатосодержащие прослои баженовской свиты как возможный коллектор / А.Г. Калмыков, Е.А. Мануилова, Г.А. Калмыков [и др.] // Вестник МГУ им. М.В. Ломоносова. – Сер. 4. Геология. – 2016. –№ 5. – С. 60–66

Список литературы

1. Степанов В.П., Ахапкин М.Ю., Табаков В.П. Основные итоги и перспективы разработки баженовской свиты Салымского месторождения // Геофизика. – 2007. – № 4. – С. 211–218.

2. Cenegy L.M., McAfeeC.A., Kalfayan L.J. Field Study of the Physical and Chemical Factors Affecting Downhole Scale Deposition in the North Dakota Bakken Formation // Society of Petroleum Engineers. – 2012. – Т. 28. – № 1. – P. 67–79.

3. Казак Е.С., Казак А.В., Богданович Н.Н. Форма и состав поровой воды пород баженовской свиты по результатам лабораторных исследований// Материалы EAGE «Геомодель-2016», 18 научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа, 12–15 сентября 2016, Геленджик. – http://www. earthgoc.org

4. Киреева Т.А., Казак Е.С. Поровые растворы пород баженовской свиты Западной Сибири и их изменение в результате гидротермальной проработки // Геология нефти и газа. – 2017. – № 1. – С. 77–89.

5. Закс С.Л., Бурмистрова В.Ф. К вопросу исследования состава и свойств связанной воды в нефтяных коллекторах // Тр. института нефти. Академия наук СССР. – 1956. – Т. VII. – С. 222–235.

6. Силич В.Е. Поровые воды пород баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения//В сб. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири/под ред. И.И. Нестерова. – Тюмень: Зап - СибНИПИ, 1985. – С. 87–91.

7. Злочевская Р.И., Королев В.А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. – М.: Изд-во МГУ, 1988. – 177 с.

8. Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Соросовский образовательный журнал. – 1996. – № 9. – С. 79–85.

9. Затенецкая Н.П. Поровые воды глинистых пород и их роль в формировании подземных вод. – М.: Изд-во Академии наук СССР, 1963. – 142 с.

10. Затенецкая Н.П. Поровые воды осадочных пород. – М.: Наука, 1974. – 158 с.

11. Крюков П.А. Горные, почвенные и иловые растворы. – Новосибирск: Наука, 1971. – 219 с.

12. Абрамов В.Ю. Криогенная метаморфизация химического состава подземных вод // Разведка и охрана недр. – 2014. – № 5. – С. 16–20. 

13. Минералого-геохимические особенности баженовской свиты Западной Сибири по данным ядерно-физических и электронно-микроскопических методов исследований /Л. П. Рихванов [и др.] // Известия Томского политехнического университета. – 2015. – Т. 326. – № 1. – С. 50–63.

14. Плуман И.И. Ураноносность черных битуминозных аргиллитов верхней юры Западно-Сибирской плиты // Геохимия. – 1971. – № 11. – С. 1362–1368.

15. Оценка водосодержания пород баженовской свиты /Д.М. Езерский, А.Ю. Филимонов, Н.Н. Богданович [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 38–43

Список литературы

1. Морозов В.П., Королев Э.А., Кольчугин А.Н. Карбонатные породы визейского, серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона. – Казань: ПФ Гарт, 2008. – 182 с.

2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 208 с.

3. Толмачев В.В., Ройтер Ф. Инженерное карстоведение. – М.: Недра, 1990. – 151 с.

4. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. – М.: Академия Наук СССР, 1952. – 700 с.

5. Гольф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов/пер. с англ. Н.А. Бардиной, П.К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского/под ред. А. Г. Ковалева. – M.: Недра, 1986. – 732 с.

6. Hanna B.R., Rajaram H. Influence of aperture variability on dissolutional growth of fissures in karst formations//Water Res. Research. – 1998. – V. 34. – № 11. – P. 2843–2853

На основе анализа данных, опубликованных в зарубежной и отечественной литературе, представлено среднее содержание микроэлементов в нефти и сланцах, а также в углях (для сопоставления).Среднее содержание рассчитано как на всю массу, так и на минеральный остаток (золу), образующийся после сжигания при температуре 500-550 °С. На основе этих данных определены степени обогащения каустобиолитов по отношению к их кларкам в глинах или на всю массу осадочных пород. Данные о типоморфных микроэлементах - существенный фактор в понимании геохимических процессов их накопления в каустобиолитах. Некоторые из выявленных типоморфных микроэлементов являются общими для всех видов каустобиолитов, другие - характерны только для одного или двух видов. Наибольшее количество типоморфных микроэлментов характерно для нефтей (Co, As, Zn, Cs, Ag, Ni, Au, V, Se, Mo, Hg, Cu), причем только для нефтей типоморфны V, Ni, Co, Cu, Ga, вероятно, Cr, Rb. Степени обогащения микроэлементами проб каустобиолитов различных месторождений, а иногда отдельных пластов и участков одного месторождения могут различаться во много раз. Каустобиолиты, для которых степени обогащения микроэлементами составляют 10 и более, называют металлоносными.

Экономически рентабельный процесс производства микроэлементов из нефти и других видов каустобиолитов должен основываться на их извлечении из побочных процессов переработки органических веществ. Показано, что концентрации некоторых микроэлементов, например V и Ni, в побочных продуктах переработки каустобиолитов могут быть сопоставимы (или даже превышать) с их содержанием в минеральном рудном сырье, используемом в настоящее время для промышленного производства.

Список литературы

1. Бабаев Ф.Р., Пунанова С.А. Геохимические аспекты микроэлементного состава нефтей. –М.: Недра, 2014. – 181 с.

2. Хаджиев С.Н., Шпирт М.Я. Микроэлементы в нефтях и продуктах их переработки. – М.: Наука, 2012. – 222 с.

3. Шпирт М.Я., Пунанова С.А.Микроэлементы каустобиолитов. Проблемы генезиса и промышленного использования. – Saarbruchen: Lambert Academic Publishing, 2012. – 368 с.

4. Шпирт М.Я., Рашевский В.В.Микроэлементы горючих ископаемых. –М.: Кучково поле, 2010. – 384 с.

5. Якуцени С.П. Распространенность углеводородов, обогащенных тяжелыми элементами-примесями. Оценка экологических рисков. – СПб.: Недра, 2005. – 372 с.

6. Ketris M.P., Yudovich Ya.E. Estimations of сlarkes for carbonaceous biolithes: world averages for trace element contents in black shales and coals // International Journal of Coal Geology – 2009. – 78 (1). – P. 135-148.

7. Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Нетрадиционные источники углеводородного сырья: геохимические особенности и аспекты освоения // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 28–32

Успешность бурения существенно зависит от правильности выбора способа химической обработки буровых растворов. Использование промывочных жидкостей, свойства которых соответствуют геолого-техническим условиям бурения, позволяет увеличить срок службы оборудования, обеспечивает экономию дорогостоящих химических реагентов, глинопорошков и утяжелителей.

Акриловые сополимеры, содержащие карбоксильные группы, известны как полианионные понизители водоотдачи, обладают необходимой термостойкостью, однако удовлетворительную солестойкость обеспечивают только в случае одновалентных катионов. В среде, содержащей соли поливалентных металлов, такие полимерные добавки быстро теряют свои свойства. Поэтому требуется более частая обработка засоленных буровых растворов полимерами или комбинирование их с неионными высокомолекулярными флокулянтами, такими, например, как полиоксиэтилен, гидролизованный полиакриламид и др.

Рассмотрен буровой раствор на водной основе, который содержит глины различного минералогического состава и неионогенную полимерную добавку. В качестве полимерной добавки в раствор вводят сополимеры N-метилолакриламида при следующем соотношении компонентов (по массе): глина – 10 %, сополимер N-метилолакриламида - 1-4 %, вода – остальное.

Список литературы

1. Рябченко В.П. Управление свойством буровых растворов. – М.: Недра, 1990. – 323 с.

2. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов. – М.: Недра, 1985. – 509 с.

3. Билашев Б.А. Проблемы производства химических реагентов//В сб. трудов 58-й Науч. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Уфа: УГНТУ, 2007. – С. 207–208.

4. Швецов O.K., Аланчев В.А., Зотов Е.В. Термопас-34 – новый универсальный регулятор фильтрации буровых растворов//Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 5. – С. 10–13.

5. Кошелев В.Н., Вахрушев Л.П., Беленко Е.В. Полимердисперсные синергетические явления и новые системы буровых растворов//Нефтяное хозяйство. – 2001. – №4. – С. 22–23.

Применение технологий множественного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах (ГС) существенно повысило рентабельность разработки месторождений. В вязи с этим доля ГС с МГРП во вновь пробуренном фонде неизменно растет. Сверхнизкопроницаемые коллекторы преимущественно разрабатываются на упругом режиме с применением регулярной системы ГС с МГРП. В научной литературе большое количество работ посвящено поиску оптимального числа трещин в горизонтальных стволах, однако существенно меньшее внимание уделено вопросу определения оптимальных параметров сетки таких скважин.

В статье рассмотрен выбор сетки ГС с множественными поперечными трещинами ГРП конечной и бесконечной проводимости. Задача состоит в нахождении оптимальных значений безразмерных параметров, при которых разработка на режиме истощения будет наиболее эффективной. Критерием эффективности принята максимизация безразмерного коэффициента продуктивности на псевдоустановившемся режиме притока к скважине. Задача оптимизации системы разработки решена на основе предложенного ранее полуаналитического подхода, в котором использован метод точечных источников. В результате получены безразмерные корреляционные зависимости, удобные для проведения инженерных расчетов при определении оптимальных параметров сетки ГС с МГРП.

Список литературы

1. Design Optimization of Horizontal Wells With Multiple Hydraulic Fractures in the Bakken Shale/ L. Saputelli, C. Lopez, A. Chacon, M. Soliman// SPE167770-MS. – 2014.

2. Optimization of Multiple Transverse Hydraulic Fractures in Horizontal Wellbores/ B.R. Meyer, L.W. Bazan, R.H. Jacot, M.G. Lattibeaudiere // SPE131732-MS. – 2010.

3. Evaluating Horizontal Well Placement and Hydraulic Fracture Spacing. Conductivity in the Bakken Formation, North Dakota/ E. Lolon, C. Cipolla, L. Weijers [et al.] //SPE 124905-MS. – 2009.

4. Supronowicz B.R., Butler R.M. The choice of pattern size and shape for rectangular arrays of horizontal wells// Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1992. – V. 44. – June. – P. 39–44. 5. Supronowicz R., Butler R.M. The productivity and Optimum pattern shape for horizontal wellsarranged in staggered rectangular arrays// Journal of Canadian petroleum technology. – 1992. – Т. 31. – № 6. – Р. 41–46.

6. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта (от теории к практике)/пер с англ. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 c.

7. Продуктивность скважины с ГРП в прямоугольной зоне дренирования/ В.В. Сабаев, Д.С. Уолкотт, Д.М. Мак [и др.] // SPE 101048-RU. – 2006.

8. Behavior of Wells With Low-Conductivity Vertical Fractures/ H. Cinco-Ley, H. Ramey Jr., F. Samaniego, F. Rodriguez // SPE 16776-MS. – 1987.

9. Raghavan C. Chen и A.B. An Analysis of Horizontal Wells Intercepted by Multiple Fractures// Petroleum Society of Canada, Calgary, HWC-94-39 PETSOC Conference Paper, 1994.

10. Lee Sheng-Tai B.J.R. A New Analitical Solution for Finite Conductivity Vertical Fractures with Real Time and Laplace Space Parameter Estimation// SPE 12013-MS. – 1986.

11. Practical Solutions for Pressure Transient Responses of Fractured Horizontal Wells in Unconventional Reservoirs/ M.L. Brown, E. Ozkan, R.S. Raghavan, H. Kazemi// SPE 125043-MS. – 2009.

12. Meyer B.R., Jacot R.H. Pseudosteady-State Analysis of Finite Conductivity Vertical Fractures// SPE 95941-MS. – 2005.

13. Метод определения оптимального времени отработки/ А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.П. Рощектаев, Ц.В. Анджукаев// Нефтяное хозяйство. –2015. – № 3. – С. 84–87.

В последние годы в России существенно увеличилась доля месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, вследствие чего все большую актуальность приобретают задачи, связанные с повышением эффективности системы заводнения пластов. Одной из проблем, возникающих при применении заводнения, являются опережающее обводнение неоднородных пластов по высокопроницаемым прослоям и, как следствие, образование многочисленных застойных зон с невыработанными запасами нефти. Вовлечение недренируемых участков пласта в разработку требует применения различных технологий, одной из которых является изоляция высокопроницаемых зон потокоотклоняющими составами с последующим перераспределением нагнетаемой воды в менее проницаемые прослои.

Эффективность реализации технологий повышения нефтеотдачи пласта в скважинах непосредственно зависит от качества подбора реагентов в лабораторных условиях для конкретных геолого-физических условий объектов разработки. Рассмотрен комплексный подход к проведению лабораторных исследований химических реагентов, применяемых в качестве агента при проведении работ по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах с целью регулирования охвата пластов заводнением. Приведен порядок проведения исследований в «свободном объеме», а также представлена методика выполнения фильтрационных испытаний на керновом материале реальной горной породы с учетом термобарического режима работы изучаемого пласта. Данные исследования предусматривают изучение всех необходимых параметров, характеризующих эффективность технологии.

Список литературы

1. Барковский Н.Н. Комплексный подход к лабораторным исследованиям полимерных систем, применяемых в технологиях ограничения водопритока//Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 4. – С. 41–46.

2. Черепанова Н.А., Кладова А.В. Оценка структурно-механических свойств гелеобразных систем // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 11. – С. 84–87.

3. Михайлов Н.Н., Гурбатова И.П. Масштабный эффект при лабораторном определении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов//Технологии нефти и газа. – 2011. – № 4. – С. 32–36.

Актуальность исследуемой проблемы обусловлена высокой долей карбонатных коллекторов в числе мировых запасов нефти и низкой эффективностью применения в этом случае существующих распространенных технологий разработки (например, заводнения). Показана потребность в создании новых и усовершенствовании существующих технологий добычи нефти, учитывающих специфику карбонатных коллекторов и позволяющих увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН).

Предложена технология циклического заводнения трещиновато-пористого пласта. Технология основана на механизме многократного разгазирования нефти и заключается в многократном переходе пластового давления залежи через точку насыщения нефти газом, что позволяет прирастить КИН за счет многократной работы режима растворенного газа.

В предыдущих исследованиях, посвященных изучению эффективности однократного или циклического воздействия на трещиновато-пористый пласт с целью разгазирования пластовой нефти, полное моделирование процесса вытеснения не проводилось, а выполнялись только качественные оценки, позволяющие сделать вывод о целесообразности применения предложенных методов для увеличения нефтеотдачи. В данной работе основным является метод гидродинамического моделирования. На гидродинамических моделях трещиновато-пористого коллектора с гидрофобным типом смачиваемости проводилось сравнение существующих способов разработки, основанных на разгазировании нефти. Предложенный циклический режим оказался наиболее эффективным с точки зрения увеличения КИН.

Выполнена оценка параметров циклического вытеснения, позволяющих повысить КИН. Одним из таких параметров является минимальное пластовое давление в циклах вытеснения. Результаты расчетов показали, что существует оптимальное значение пластового давления в циклах вытеснения, при котором достигается максимальный КИН, и оно зависит от критической водонасыщенности коллектора. Предложен оптимизированный вариант циклического режима с переменным минимальным пластовым давлением в циклах вытеснения, позволяющий получить дополнительный прирост КИН.

Список литературы

1. James J. Sheng. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies. – Amsterdam: Gulf Professional Publishing, 2013. – 712 p.

2. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. – М.: ОАО РМНТК «Нефтеотдача», 2002. – 254 с.

3. Гольф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов/ пер. с англ. Н.А. Бардиной, П.К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского / под ред. А.Г. Ковалева. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

4. Erle C. Donaldson, Waqi Alam. Wettability. – Houston: Gulf Publishing Company, 2008. – 360 p.

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

6. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Принципы и методы/ А.П. Крылов [и др.]. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 430 c.

7. Христианович С.А., Коваленко Ю.Ф. О повышении нефтеотдачи нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1988. – № 10. – С. 25–28.

8. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 570 c.

9. Оценка эффективности вытеснения разгазированной нефти водой / В.В. Стасенков, В.М. Салажев, Н.А. Веремко [и др.] //  Нефтяное хозяйство. – 1995. – № 12. – С. 25–28.

10. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения/ Г.Г. Вахитов [и др.]. – М.: Недра, 1982. – 229 c.

11. А.с. № 947399 СССР, E 21 B 43/20. – Способ разработки нефтегазовой залежи / Г.В. Кляровский, Б.Г. Прахин; заявитель и патентообладатель Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности «Укргипрониинефть». – №(21) 2823213/22-03; заявл. 21.09.79; опубл. 30.07.82.

12. Пат. № 2114986 РФ. Способ разработки нефтяной залежи вытеснением водой неоднократно разгазированной нефти / В.М. Салажев, Н.Н. Лисовский, В.В. Стасенков, В.П. Филиппов, Г.Ю. Шовкринский, В.И. Балыкин, Н.А. Веремко, А.Ф. Савченко, С.С. Кузьминский, В.Д. Порошин, Р.М. Искандаров, С.И. Типикин, В.Н. Шевченко; заявитель и патентообладатель В.М. Салажев. – № 95121389/03; заявл. 18.12.95; опубл. 10.07.98.

13. Возможность эффективной доразработки нефтяных месторождений за счет растворения in situ выделившегося из нефти газа / Л.С. Бриллиант, П.А. Евдощук, Ю.А. Плиткина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С.54–59.

14. Булейко В.М. Закономерности фазовых превращений углеводородных смесей в нефтегазоносных пластах разрабатываемых месторождений (по экспериментальным данным): автореф. дис... д-ра техн. наук. – М., 2005. – 48 с.

Предложен и реализован комплексный метод геолого-промыслового анализа и обобщения эффективности применения различных видов воздействия на призабойную зону пласта. Метод основан на использовании следующих принципов: разумная достаточность информации о процессе для решения задач выбора технологий, скважин, условий и параметров воздействия; составления перечня однородной и идентичной информации, имеющейся у недропользователей; выбора комплекса критериев эффективности, отражающих различные особенности процесса воздействия.

Метод дает возможность объективно и всесторонне сравнивать результаты различных методов воздействия на призабойную зону пласта. Его применение обеспечивает создание базы для объективного выбора технологий воздействия в различных геолого-промысловых условиях. Кроме того, технологию можно выбирать по тому показателю эффективности, который позволяет удовлетворить потребности предприятий в конкретной ситуации с учетом рыночных реалий, природно-климатических условий, геополитической обстановки и других как внешних, так и внутренних факторов.

Список литературы

1. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий  интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть»//Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 86–89.

2. The usage of principles of system geological-technological forecasting in the justification of impact on the reservoir methods/V.V.  Mukhametshin, V.E. Andreev, G.S. Dubinsky [et al.]//SOCAR Proceedings. – 2016. – № 3. – P. 46–51.

3. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. – Казань: ФЭН, 2005. – 688 с.

4. Andreev A.V., Mukhametshin V.Sh., Kotenev Yu.A. Deposit productivity forecast in carbonate reservoirs with hard recoverable reserves//SOCAR Proceedings. – 2016. – № 3. – P. 40–45.

5. Gomori K.A.R., Karoussl O., Hamouda A.A. Mechanistic study of interaction between water and corbanate rocks for enhancing oil  ecovery//SPE 99628. – 2006. 

6. Мухаметшин В.В. Оценка потенциальных добывных возможностей скважин по геолого-геофизическим и промысловым данным//Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14. – № 2. – С. 61–64.

7. Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid/B. Lungwitz [et al.]//SPE 86504. – 2007.

8. Сравнительный анализ прогнозной эффективности осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи в условиях  месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»/Д.А. Баталов, В.В. Мухаметшин, В.Е. Андреев [и др.]//Нефтегазовое дело. –  2016. – № 14–3. – С. 40–46.

9. Подходы к решению задач по повышению эффективности ремонтно-изоляционных работ/И.З. Муллагалин, В.А. Стрижнев, А.Т.  Хамитов [и др.]// Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 12. – С. 31–37.

10. Prospects of application of multi-functional liquids of killing wells in carbonate reservoirs/Yu.V. Zeigman, V.Sh. Mukhametshin, A.R. Khafizov, S.B. Kharina//SOCAR Proceedings. – 2016. – № 3. – P. 33–39.

11. Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин/Ю.В. Зейгман, В.Ш. Мухаметшин, А.Р. Хафизов [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 66–69.

12. Мухаметшин В.В. Адаптация соляно-кислотного воздействия на залежах в карбонатных коллекторах//Нефтегазовое дело. –  2006. – Т. 4. – № 1. – С. 127–131.

13. Мирзаджанзаде А.Х., Степанов Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 228 с.

14. Земцов Ю.В. Перспективные методы ОПЗ добывающих скважин месторождений Западной Сибири// Нефть. Газ. Новации. –  2016. – № 7. – С. 20–26.

15. Якупов Р.Ф., Мухаметшин В.Ш. Вопросы эффективности разработки низкопродуктивных карбонатных коллекторов на примере турнейского яруса Туймазинского месторождения//Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 106–110.

Метод закачки воздуха высокого давления в нефтематеринские породы баженовской свиты имеет большой потенциал. Рассмотрено построение гидродинамической модели, включающей блок химических реакций.

Компьютерное моделирование процесса закачки воздуха высокого давления выполнялось с использованием термического гидродинамического симулятора СMG STARS. Отладка численных моделей проводилась по результатам лабораторного эксперимента в трубе горения. С целью учета консолидированной модели трубы горения, которая использовалась в эксперименте, построена численная 3D модель с множественным локальным измельчением расчетной сетки. Такое измельчение сетки значительно увеличивает время расчетов и ограничивает возможность проведения большого числа численных экспериментов, необходимых при построении кинетической модели химических реакций. Поэтому проведено ремасштабирование геометрической и физической моделией путем уменьшения размерности расчетной сетки и упрощения граничных условий эксперимента. Система упрощений в совокупности описывала первый (простейший) уровень оптимизационного рабочего процесса, который был реализован в рамках данной работы. Таким образом, предложена и протестирована упрощенная 1D модель трубы горения, грубо учитывающая гетерогенность консолидированной экспериментальной модели, но удобная для проведения большого объема вычислений.

В результате валидации модели главным удалось добиться соответствия температурных профилей вдоль трубы горения и суммарного объема извлеченных продуктов за фронтом горения. Реализована также проверка сеточной сходимости, необходимая для определения зависимости кинетических параметров от размера расчетных ячеек. В результате моделирования подтверждены химические реакции, описывающие процесс горения, взятые из литературных источников.

Список литературы

1. A comprehensive approach to in-situ combustion modeling/J.D.M. Belgrave [et al.]//SPE 20250-РА. – 1993.

2. Кокорев В.И. Основы управления термогазовым воздействием на породы баженовской свиты применительно к геологическим условиям Средне-Надымского и Галяновского месторождений//Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 6. – C. 29–32.

3. Лабораторное моделирование процесса закачки воздуха высокого давления на месторождениях баженовской свиты/Т.М.  Бондаренко, Е.Ю. Попов, А.Н. Черемисин, Е.В. Козлова// Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – C. 34–39.

4. Coats K.H. In-Situ Combustion Model // SPE 8394-РА. – 1980. 

5. Kristensen M.R. Impact of Phase Behavior Modeling on In-Situ Combustion Process Performance//SPE 113947. – 2008.

6. Optimization Workflow for Modelling of Two Phase Thermal Multicomponent Filtration/L. Khakimova [et al]//EAGE. – 2016.

7. Щеколдин К.А. Обоснование технологических режимов термогазового воздействия на залежи Баженовской свиты: дис. докт. техн. наук. – М., 2016.

8. Породы-коллекторы в разрезе баженовского горизонта Пальяновской площади Западной Сибири/ К.В. Стрижнев, М.А. Черевко, В.В. Жуков [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 45–47.

9. Chung-Kan Huang. Evaluation of different in-situ recovery strategies by numerical simulation//Proceedings of University of Utah. – http://www.cerimines.org/documents/R10c-Huang.pdf.

Представлены результаты оптимизации высокоскоростной закачки при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах, пробуренных на отложения баженовской свиты. Учитывалось влияние двух из семи основных факторов, характеризующих особенности упруго-прочностных и фильтрационных свойств этих формаций: прочностных характеристик породы, в том числе влияния на них микротрещиноватости и минералогического состава, и стратигафически обусловлевленное чередование зон хрупкого и пластического разрушения. Рассмотрена также зависимость решения от характера нагружения и начального напряженного состояния. Для этого использована упругопластическая модель, специфицированная для геоматериалов и построенная данным испытаний на керне для одной из скважин Вынгаяхинского месторождения.

Оптимизация режимов выполнена на основе концепции псевдостационарного состояния закачки, реализуемого при прекращении закачки в скважину заданного объема флюида гидроразрыва, и отличающегося от стационарного пренебрежением длительными релаксационными динамическими эффектами установления согласованного напряженно-деформированного состояния в пласте и скважине. Подробно рассмотрен выбор целевой функции оптимизации, не очевидный в условиях проявления пластически обусловленных эффектов разрушения.

Оптимизации предшествовало построение торнадо-диаграмм для определения влияния неопределенности упруго-прочностных параметров для основных пород, представленных во всех пачках разреза.

Список литературы

1. Drucker D.C., Prager W. Soil mechanics and plastic analysis for limit design// Quarterly of Applied Mathematics. – 1952. – N 2. – P. 157–165.

2. Николаевский В.Н. Определяющие уравнения пластического деформирования сыпучей среды // Прикладная математика и механика. – 1971. – Т. 35. – Вып. 6. – С. 1017–1029.

3. О возможном решении задачи дизайна многостадийного ГРП в баженовских формациях / А.В. Мясников, Ю.П. Стефанов, В.П. Стенин [и др.] // Недропользование XXI век. – 2016. – № 6. – С. 62–68.

4. Dynamics of inelastic deformation of porous rocks and formation of localized compaction zones studied by numerical modeling / Yu.P. Stefanov, M.A. Chertov, G.R. Aidagulov, A.V Myasnikov // Journal of the Mechanics and Physics of Solids. – 2011. – V. 59. – P. 2323–2340.

5. Modelling of Hydraulic Fractures Propagation in the Layered Elastoplastic Media/ Y.P. Stefanov, D.D. Bek, A.I. Akhtyamova, A.V.  Myasnikov/ SPE 182021-MS. –2016.

6. Wilkins M.L. Computer Simulation of Dynamic Phenomena. Berlin – Heidelberg – New York: Springer-Verlag, 1999. 

7. Boronin S.A., Osiptsov A.A., Desroches J. Displacement of yield-stress fluids in a fracture// International Journal of Multiphase Flow. –  2015. – V. 76. – P. 47–63.

8. Pat. 9120963 US B2. Delayed water-swelling materials and methods of use / D.M. Willberg, K. Nosova, M. Bulova, S. James, S. Sokolov; assignee Schlumberger Technology Corporation. – appl. No. 11/557756; filed 08.11.06; publ. 01.09.15.

9. Kohar J.P., Gofoi S. Radial Drilling Technique for Improving Recovery from Existing Oil Fields// International Journal of Scientific &  Technology Research. – 2014. – V. 3. – P. 159–161.

Приведены результаты разбуривания и эксплуатации залежи высоковязкой нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах башкирского яруса, характеризующегося высокой степенью неоднородности, низкими фильтрационно-емкостными свойствами, слабой гидродинамической связью с водоносной частью пласта, а также между скважинами.

Список литературы

1. Хабибуллин И.Т., Галикеев И.А. Проектирование профилей скважин пространственного типа//Тр. ин-та/Башкирский  государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. –1992. – № 86. – С.75–81.

2. Галикеев И.А. Кустование горизонтальных скважин/Третий международный семинар «Горизонтальные скважины», 29–30 ноября 2000. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. – С. 28–29.

3. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений/И.Н.  Хакимзянов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин [и др.]. – Казань: ФЭН, 2011. – 300 С.

4. Technical Advancement-Multilaterals (TAMIL) «New Classification System ForMultilaterals». –  http://www.dea.main.com/~deal/taml/taml.htm».

5. Пат. 2197593 РФ, МПК4 Е21В 7/08. Устройство для многозабойного вскрытия продуктивных пластов одной скважиной/И.А. Галикеев, М.Г. Аверин, Г.С. Абдрахманов, А.Г. Зайнуллин, В.М. Баянов, С.Д. Глухов; заявитель и патентообладатель ООО НПП «Горизонт». – №2002106934/03; заявл. 18.03.02; опубл. 27.01.03.

Рассмотрено влияние гидротермальных и каталитических процессов на направленность и глубину превращений высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти в углекислотной среде с использованием в качестве катализатора природного железосодержащего минерала – дисульфида железа. В лабораторных экспериментах выявлены особенности изменения группового и структурно-группового состава тяжелой нефти Ашальчинского месторождения (Республика Татарстан) и ее реологических характеристик в гидротермально-каталитических процессах при температурах 250, 300 и 350 °С в углекислотной среде с использованием в качестве катализатора природного минерала - пирита химического состава FeS₂. Показано, что с увеличением температуры опытов до 350 °С почти в 2 раза увеличивается содержание новообразованных углеводородных фракций вследствие снижения содержания смол и асфальтенов, что приводит к уменьшению в 2-2,5 раза вязкости тяжелой нефти в температурном интервале 10-60 °С. Основное отличие преобразования нефти в присутствии катализатора состоит в активации протекания реакций деструкции по С–С, C–N, C–O, C–S связям и блокировании реакций полимеризации, приводящих к образованию коксообразных продуктов.

Список литературы

1. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2004. – 638 с.

2. Роль фазовой и кинетической моделей при моделировании внутрипластового горения/Д.Р. Исаков, Д.К. Нургалиев, Д.А. Шапошников [и др.]// Химия и технология топлив и масел. – 2015. – № 1 (587). – С. 59–62.

3. Upgrading Of High-Viscosity Naphtha In The Super-Critical Water Environment / S.M. Petrov, R.R. Zakiyeva, Ya. Ibrahim Abdelsalam [et al.]// International Journal of Applied Engineering Research. – 2015. – V. 10 (24) – P. 44656–44661.

4. Интенсификации паротепловых методов добычи высоковязких нефтей с использованием катализатора на основе кобальта / С.А. Ситнов, М.С. Петровнина, Д.А. Феоктистов [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С.106–108.

5. Chemical evaluation and kinetics of Siberian, north regions of Russia and Republic of Tatarstan crude oils / M.A. Varfolomeev, R.N. Nagrimanov, A.A. Samatov [et al.]// Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization and Environmental Effects – 2016. – V 38 (8). – P. 1031–1038.

6. Акватермолиз нефтей и природных битумов: химизм процесса, катализаторы, перспективы промышленной реализации / Б.П. Туманян, Н.Н. Петрухина, Г.П. Каюкова [и др.] // Успехи химии. – 2015. – Т. 84 (11). – C. 1145–1175.

7. Конверсия сверхтяжелой нефти в гидротермально-каталитической системе /И.М. Абдрафикова, Г.П. Каюкова, С.М. Петров [и др.] // Нефтехимия. – 2015. – Т. 55. – № 2. – С. 110–118.

8. Томина Н.Н., Пимерзин А.А., Моисеев И.К. Сульфидные катализаторы  гидроочистки нефтяных фракций // Российский химический журнал. – 2008. – Т. LII. – № 4. – С. 41–52.

9. ASTM D 4124–09. Standard Test Method for Separation of Asphalt into Four Fractions.

10. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов //Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С.  205–209.

11. Термокаталитическая деструкция керогена в присутствии наноразмерного катализатора на основе кобальта и минерального пирита/ Я.В. Онищенко, А.В. Вахин, Е.В. Воронина, Д.К. Нургалиев // SPE 181915-MS. – 2016

В последние годы в условиях нестабильности внешней макроэкономической среды все чаще возникает вопрос повышения эффективности использования инвестиций в крупных проектах нефтегазовых добывающих компаний. Ранние стадии реализации проекта характеризуются высоким влиянием управленческих решений на формирование будущей ценности проекта (актива) при низких начальных затратах и связаны с высокой неопределенностью исходных параметров и нехваткой инструментов для принятия решений.

Общепринятым методом выбора оптимального варианта при проектировании систем обустройства является технико-экономическая оценка, в ходе которой сопоставляются затраты на реализацию каждого варианта. При этом требования к точности экономической оценки на стадии «Выбор» составляют ± 30 %. Нередки случаи, когда разница между сравниваемыми вариантами оказывается в пределах точности расчета. Следовательно, остановив свой выбор на варианте с потенциально наименьшей стоимостью, можно в действительности существенно снизить итоговую ценность проекта. Поэтому возникла необходимость в дополнительных, более объективных инструментах оценки.

Методика выбора вариантов технологических систем наземного обустройства месторождений углеводородного сырья с применением критериальной оценки была реализована АО «Гипровостокнефть» при выполнении концептуального проекта полномасштабного обустройства Куюмбинского месторождения. Использование предложенной методики позволило сформировать оптимальную концепцию обустройства месторождения, в которой наилучшие варианты по каждой технологической системе были согласованы между собой, взаимоувязаны с обеспечением целостности принятых решений.

Список литературы

1. Выходцев А.В., Каверин А.А. Концептуальное проектирование обустройства и долгосрочное планирование разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 42–45.

2. Оценка затрат на строительство нефтегазовых объектов: зарубежный и российский опыт / Д. Гизбрехт, В. Яценко, Е. Дубовицкая, М. Ткаченко // Нефть и капитал. – 2014. – № 5. – С. 2–3.

3. Исмагилов Р.Р., Кудрявцев И.А., Максимов Ю.В. Стадийность концептуального проектирования при разработке месторождений // Нефтяхозяйство. – 2014. – № 12. – С. 66–70.

4. Сугаипов Д.А., Сандлер И.Л. Освоение новых месторождений нефти и газа в ОАО «Газпром нефть» с применением системы управления крупными проектами // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 6–9.

Нарушение работы асинхронных электродвигателей, обеспечивающих сложный непрерывный технологический процесс промышленных предприятий, может привести к значительному экономическому и экологическому ущербу. Асинхронные электродвигатели при провалах и прерываниях напряжения могут перейти в неустойчивый режим работы, что вызовет эффект лавины напряжения – нарушение устойчивости нагрузки. При исследовании динамической устойчивости асинхронных электродвигателей с частотно-регулируемым электроприводом необходимо учитывать их особенности.

Целью работы является разработка технических решений для создания отказоустойчивой системы питания двигательной нагрузки средней мощности на примере погружных электродвигателей установок добычи нефти. Предлагаемые решения – дополнение существующих станций управления (частотно-регулируемых электроприводов) системами с современными накопителями энергии и устройствами их заряда - позволяют повысить запас устойчивости асинхронных электродвигателей средней мощности с частотно-регулируемыми приводами, в том числе установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), с учетом их особенностей, максимальным использованием существующего оборудования.

В статье рассмотрены маховичные и емкостные (на основе ионисторов) накопители энергии, показаны возможные варианты их включения в электрическую сеть кустов нефтяных скважин и УЭЦН, предложены варианты размещения на площадке электрооборудования.

Список литературы

1. Новоселов Ю.Б., Росляков В.П., Сушков В.В. Методика определения ущерба от перерыва электроснабжения погружных становок добычи нефти//Машины и нефтяное оборудование. – 1981. – № 4. – С. 16–17.

2. Абрамович Б.Н., Устинов Д.А., Поляков В.Е. Динамическая устойчивость работы установок электроцентробежных насосов//Нефтяное хозяйство. – 2010. – № – 9. – С. 104–106.

3. Егоров А.В., Мелик-Шахназарова И.А., Суржиков А.В. Опыт повышения надежности электроснабжения высокотехнологичного производства//Тр. ин-та/ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2012. – № 3 (268). – С. 130–140.

4. Ершов М.С., Егоров А.В., Трифонов А.А. Устойчивость промышленных электротехнических систем. – М.: Недра, 2010. – 319 с.

5. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности. – М.:  Недра, 2000. – 487 с.

6. Ghosh A., Jindal A.K., Joshi A. Design of a Capacitor-Supported Dynamic Voltage Restorer ( DVR ) for Unbalanced and Distorted Loads//IEEE Trans. power Deliv. – 2004. – V. 19. – № 1. – P. 405–413.

7. Review of flywheel based energy storage systems/R.Pena-Alzola [et al.]//2011 Int. Conf. Power Eng. Energy Electr. Drives. IEEE, – 2011. – May. – Р. 1–6. 

8. Su W., Jin T., Wang S. Modeling and simulation of shortterm energy storage: Flywheel//Energy Eng. (ICAEE). IEEE. – 2010. – P. 9–12.

9. Deswal S.S., Dahiya R., Jain D.K. Performance improvement of Adjustable Speed Drives (ASD’s) using supercapacitors during voltage sag//2012 IEEE Fifth Power India Conf. Ieee. – 2012. – P. 1–6.

10. Однокопылов Г.И., Брагин А.Д. Отказоустойчивый асинхронный электропривод//Ползуновский вестник. – 2013. – № 2 (4). – С. 157–162.

11. Способы повышения устойчивости электроприводов непрерывных производств при провалах напряжения/Храмшин Т.Р. [и др.]//Вестник ЮУрГУ. – 2014. – №2 (14). – С. 80–87.

12. Design, Development and Testing of a Voltage RideThru Solution for Variable Speed Drives in Oil Field Applications/Carnovale D.J. [et al.]//Pet. Chem. Ind. Tech. Conf. IEEE. – 2007. – Р. 1–7.

13. Jouanne A. Von, Enjeti P., Banerjee B. Assessment of ride-through alternatives for adjustable-speed drives//IEEE Trans. 1999. – Р.  1538–1545.

14. Асинхронный частотно-регулируемый электропривод с емкостным накопителем энергии/И.Я. Браславский [и др.]//Электротехника. – 2012. – № 9. – С. 30–34.

15. Рутберг Ф.Г., Гончаренко Р.Б., Кашарский Э.Г. Перспективы энергосбережения в электрических сетях с пониженной динамической устойчивостью при помощи маховичных агрегатов//Изв. Академии наук. Энергетика. – 1999. – №3. – С. 158–160

Рассмотрено влияние конфигурации регулярного микрорельефа на утечки откачиваемой жидкости через плунжерную пару скважинного штангового насоса. Для оценки влияния регулярного микрорельефа различного профиля на величину утечек жидкости через плунжерную пару и подбора его оптимального профиля, при котором утечки жидкости минимизируются, решены следующие задачи: оценка влияния формы микрорельефа рабочих поверхностей плунжерной пары на величину утечек; определение оптимальных геометрических параметров профиля регулярного микрорельефа. Рассмотрены основные факторы, влияющие на величину утечек жидкости через плунжерную пару штангового скважинного насоса при его эксплуатации.

Список литературы

1. Уразаков К.Р., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. – М.: Недра, 1999. – 268 с.

2. Справочник по добыче нефти/К.Р. Уразаков, С.Е. Здольник, М.М. Нагуманов [и др.]. – СПб.: Недра, 2012.- 672 с.

3. Пат. 2159867 РФ. Установка для испытания скважинных штанговых и винтовых насосов/К.Р. Уразаков, Н.Х. Габдрахманов, М.Д. Валеев, М.М.Ахтямов, Т.С. Галиуллин, Ю.Х. Кутлуяров, И.А. Маков; заявитель и патентообладатель ОАО «АНК Башнефть». – №99105651/06; заявл. 15.03.99, опубл. 27.11.2000.

4. Пат. 2193070 РФ. Устройство для обработки цилиндрических поверхностей деталей/ И.И. Иконников, А.Э. Штайгервальд, К.Р. Уразаков, А.Г. Газаров; заявитель и патентообладатель К.Р. Уразаков. – № 20000111841/02, заявл. 15.05.2000, опубл. 20.11.02.

5. Пат. 2365786 РФ. Скважинный штанговый насос/Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Ф.Г. Исмагилов, Г.Б. Агамалов, В.П. Жулаев; патентообладатель Уфимский гос. нефтяной технический университет. – № 2008108329/06; заявл. 03.03.2008, опубл. 27.08.09 г.

6. Исмагилов Ф.Г. Улучшение технических характеристик штангового насоса нанесением регулярного микрорельефа на  поверхности плунжера: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2010. – 25 с.

7. Бахтизин Р.Н., Исмагилов Ф.Г., Гафуров О.Г. Экспериментальное исследование плунжерной пары глубинного насоса с  регулярным микрорельефом на поверхности плунжера // Нефтегазовое дело. – 2008. – Т. 6. – № 2. – С. 253–257.

8. Никитин Г.А. Щелевые и лабиринтные уплотнения гидроагрегатов. – М.: Машиностроение, 1982. – 134 с.

9. Утечки жидкости в штанговом насосе с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера /Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Б.М. Латыпов, Б.Х. Ишмухаметов// Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14. – № 4. – C. 33–39.

10. Menter F. R., Kuntz M., Langtry R. Ten Years of Industrial Experience with the SST Turbulence Model//Turbulence, Heat and Mass Transfer 4/ed. K. Hanjalic, Y. Nagano, M. Tummers. – Danbury: Begell House, Inc., 2003. – P. 625–632.

Процессы транспорта и перекачки нефтяных сред различной вязкости сопряжены с достаточно серьезными проблемами в условиях меняющихся режимов перекачки. Снижение вязкости перекачиваемой нефти уменьшает гидравлическое сопротивление трубопроводной сети, что сокращает энергетические затраты на транспортировку. Современные требования к таким присадкам предполагают сочетание вязкостных и противотурбулентных свойств с сохранением устойчивости к различным видам деструкции. Однако используемые в настоящее время присадки не соответствуют в полной мере этим требованиями.

Разработана композиция (присадка), состоящая из наночастиц (20-30 нм), низкомолекулярного полимера и синтетического ПАВ (Реапон-4В). За счет адсорбционных сил образуется новая структура линейного строения – псевдополимер с более высокой молекулярной массой, чем у исходного полимера. Как известно, чем больше молекулярная масса полимера, тем эффективнее снижение гидродинамического сопротивления. Однако присадки, имеющие слишком большую молекулярную массу, неустойчивы к механической деструкции. Сделано предположение, что разработанная композиция более устойчива к механической деструкции за счет эффекта периодического разрушения и восстановления структуры. Сначала полимер адсорбируется на поверхности наночастиц, образуется новая структура линейного строения с большой молекулярной массой (псевдополимер), за счет чего уменьшается турбулизация потока и, как следствие, снижается гидродинамическое сопротивление. Проходя через насос, псевдополимер разрушается. Затем в потоке движущейся жидкости вновь происходит адсорбция полимера на поверхности нанокомпонента и образуется псевдополимер. Наличие ПАВ обеспечивает агрегативно-устойчивое состояние данной дисперсной системы, не позволяя частицам нанокомпонента коагулировать в растворе.

Установлено, что синтезированная присадка с нанокомпонентом в условиях турбулентного течения потока действует и как противотурбулентная, и как вязкостная. При этом действие присадки, обусловленное снижением вязкости среды, проявляется больше при температурах, близких к 0 ⁰С, и в условиях малых скоростей перекачки. Присадка проявляет вязкостные свойства при малых скоростях сдвига, что позволяет снизить энергетические затраты на начальном этапе движения нефти (т.е. в ламинарном и переходном режиме). С увеличением турбулизации потока действие нанокомпонента по снижению вязкости уменьшается. С повышением вязкости перекачиваемых нефтяных сред эффект снижения вязкости усиливается. Однако при этом существует пороговое значение вязкости нефтяных сред, ниже которой эффективность действия присадки снижается.

Список литературы

1. Климко В.И. Обоснование рационального температурного режима трубопроводного транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти: дис. ... канд. техн. наук. – СПб., 2014. – 146 с.

2. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин/ Н.М.Шерстнев, Л.М. Гурвич, И.Г. Бунина [и др.]. – М.: Недра, 1988. – 184 с.

3. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. – М.: Химия, 1990. – 234 с.

4. Фахрутдинов Р.З., Ганиева Т.Ф. Низкотемпературные характеристики нефтяных топлив и масел. Методы определения и способы их улучшения. Депрессорные присадки к топливам и маслам. – Казань: Изд-во КНИТУ, 2012. – 83 с.

5. Мягченков В.А. Крупин С.В., Чичканов С.В. Влияние молекулярных характеристик полиакриламида на величину эффекта Томса в прямых эмульсиях//Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 12. – С. 118–119.

6. Руководство по эксплуатации программируемого вискозиметра Брукфильда DV-II+PRO. – М., 2011. – 89 с.

7. Хуснуллина Р.Р. Композиционные составы для снижения гидравлического сопротивления в системах трубопроводного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин: дис. ... канд. техн. наук. – СПб., 2015. – 149 с.

8. Разработка и испытание вязкостной присадки к нефти/А.В. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, В.Н. Шарифуллин, Г.И. Дусметова//Электронный научный журнал «Нефтяная провинция». – 2015 – № 3. – С. 115–126. – http://www.vkro-raen.com