Показано, что значительная доля научно-исследовательских и технологических проектов в портфеле нефтегазовых компаний заканчивается неуспешно ввиду невозможности обеспечения эффективного тиражирования разработанных решений в периметре компаний. Во многом это объясняется отсутствием полноценной связи между командами по разработке технологий и прямыми пользователями данных технологий – добывающими предприятиями. Обеспечение баланса между возможностями разработчиков технологии и спроса на нее напрямую зависит от степени вовлечения заказчиков на ранних этапах, правильной постановки целевого продукта и ключевых показателей эффективности на каждом этапе разработки, включая своевременность необходимого решения.

В современных условиях ключевая задача мировой нефтегазовой отрасли - снижение издержек и обеспечение максимальной окупаемости инвестиций, вложенных в технологическое развитие. Для повышения вероятности рентабельного тиражирования успешных результатов проектов в компании «Газпром нефть» разработаны и внедрены инструменты вовлечения дочерних обществ в разработку новых технологий. Дочернее общество является ключевым потребителем разработанных технологий и определяет конечные параметры и условия для их эффективного тиражирования. Соответственно, изменение приоритетов дочернего общества или снижение коммерческой привлекательности внедрения результатов проекта должно прогнозироваться с самых ранних этапов разработки любого технологического решения. Представленные статье инструменты и механизмы позволяют формировать своевременный отклик и запрос на изменение или дополнение разарабатываемых решений со стороны дочерних обществ, стимулируя реализацию всех этапов технологических проектов.

Список литературы

1. Sequeira M. What to cut and where to invest: developing a “ruthless” approach to R&D management // OTM Consulting. – 2016. – https://www.otmconsulting.com/insight/what-to-cut-where-to-invest-developing-a-ruthless-approach-to-...

2. Spath J. Transforming the Upstream Service Industry to Increase Operator Margins // Journal of Petroleum Technology. – 2016. – V. 68-05. – P. 54–57.

3. Roussel P.A., Saad K.N., Erickson T.J. Third Generation R&D: Managing the Link to Corporate Strategy. – Harvard Business Press, 1991.

4. Technology development in upstream division of Gazprom Neft / V.V. Yakovlev, M.M. Khasanov, D.O. Prokofiev [et al.] // Journal of Petroleum Technology. – 2017. – V. 69-4.

Методические подходы к оценке ресурсного потенциала бассейнов, в разрезе которых присутствуют пластовые интрузии долеритов (силлы), имеют ряд характерных особенностей. Катагенетическая зональность в них обусловлена не только интенсивностью теплового потока и глубиной погружения отложений, но и в значительной степени интенсивным температурным воздействием силлов на вмещающие породы. Кроме того, установлено, что большое влияние на степень катагенеза нижележащих материнских отложений оказывает временной порядок их внедрения.

В статье рассмотрены пути совершенствования методики моделирования нефтегазоносной системы в бассейнах с интенсивным развитием силлов на примере осадочного бассейна Южной Америки. Для определения временного порядка внедрения силлов в разрез чехла и для прогноза нефтегазоносности применен метод бассейнового моделирования. Метод заключается в системном моделировании истории развития бассейна и соответствующей истории процессов генерации, миграции, аккумуляции углеводородов и разрушения залежей. По результатам бассейнового моделирования установлено, что толщина отложений между подошвой силлов и кровлей нефтематеринской толщи является одним из ключевых параметров, определяющих степень катагенеза продуктивных отложений и соответственно фазовый состав углеводородов в ловушках. Показано, что силлы интенсивно деформируют перекрывающие, а не подстилающие отложения: над силлами наблюдаются контрастные положительные и отрицательные структуры, отсутствующие в подстилающих отложениях. Корреляционный анализ тольщин силлов позволил обосновать временной порядок их внедрения в разрез чехла. Сделан вывод о самом раннем внедрении нижней пластовой интрузии.

Полученные результаты стали научной основой для построения трехмерной цифровой геологической модели исследуемого бассейна.

Список литературы

1. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system // AAPG Memoir. – 1994. – V. 60. – P. 3–24.

2. Hantschel T., Konerauf A.S. Fundamentals of Basin and Petroleum System Modeling. – Springer, 2009. – 476 с.

3. https://www.rosneft.ru/press/news/item/185727/

4. Hydrocarbon prospecting in the Amazon rain forest: application of surface geochemical, microbiological and remote sensing methods / M.R. Mello, G.T. Goncalves, N.A. Babinsky, F.P. Miranda // AAPG Memoir. – 1996. – V. 66. – P. 401–411.

5. Мейн С.В. Введение в теорию стратиграфии. – М.: Наука, 1989. – 216 с.

6. Хуснитдинов Р.Р. «Трапповый магматизм» критерий прогноза трещиноватости карбонатных отложений докембрия на Куюмбинском месторождении //EAGE, Геомодель. – 2013. – С. 1–5.

7. Левинсон-Лессинг Ф.Ю., Гинзберг А.С., Дилакторский Н.Л. Траппы Тулуно-Удинского и Братского районов в Восточной Сибири // Труды совета по изучению производственных сил АН СССР, 1932. – 82 с.

8. Старосельцев В.С. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. – М.: Недра, 1989. – 257 с.

9. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность областей Сибирской платформы / А.В. Мигурский, Г.Ф. Попелуха, В.С. Старосельцев, А.В. Хоменко // В сб. Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. – М., Наука, 1989. – С. 85–89.

10. Старосельцев В.С., Лебедев В.М. Связь интрузивного магматизма с тектоникой Тунгусской синеклизы // Тр. ин-та / СНИИГИМС. – 1975. – Вып. 217. – С. 100–108.

11. Filho J.R.W., Travassos W.A.S., Alves D.B. O diabasio nas bacias paleozoicas amazonicas heroi ou vilao? // Boletim de Geociencias Petrobras. – 2006. – V. 14. – №1. – P. 177–184.

12. Impacts of igneous intrusions on source and reservoir potential in prospective sedimentary basins along the western Australian continental margin /S.P. Holford, N. Schofield, C. Jackson [et al.] // Australia, Perth: Petroleum Exploration Society of Australia special publication, 2013. – 12 p.

Рассмотрены реализации сейсмотратиграфического анализа карбонатного бассейна. Анализ выполнялся на базе седиментационного моделирования, проведенного на основе результатов палеогеоморфологического анализа. Сейсмостратиграфический анализ проведен по временному разрезу отраженных волн, полученному методом общей глубинной точки на одном из месторождений северо-западной части западного склона Южно-Татарского свода.

Для реконструкции осадконакопления и последующей диагностики карбонатных отложений были проведена сейсмостратиграфическая привязка отражений (стратиграфическая идентификация отражений) с использованием данных геофизических исследований скважин, расположенных в пределах территории исследования. Применялись данные гамма-гамма плотностного и акустического каротажей, а также рассчитывались синтетические кривые плотности и акустической скорости для скважин, в которых эти виды каротажа не проводились. Выполнена трассировка всех сейсмических отражений, выделенных при сейсмостратиграфической привязке на всей площади исследования. Построены карты времен пробега сейсмической волны до целевого горизонта. Рассчитаны сейсмические атрибуты для прогноза распространения фаций на территории исследования. Выполнен прогноз сейсмофациальных зон на основе скважинных данных с привлечением материалов геофизических исследований. Палеогеоморфологический и сейсмофациальный анализ проведен на основе спрогнозированных фациальных зон и логики осадконакопления. Для проведения анализа использовались данные геофизических исследований скважин, карты времен пробега сейсмической волны, палеогеографические карты целевых горизонтов, сейсмические атрибуты.

Проведенная геологическая интерпретация позволила наметить в пределах представленного разреза перспективные области в карбонатных породах с улучшенными коллекторскими свойствами – биогермные постройки, сформированные практически во всех карбонатных осадках изучаемого разреза.

Список литературы

1. Сейсмическая стратиграфия / Под ред. Ч.Пейтона. Т. 1. – М.: Мир, 1982. – 374 с.

2. Шлезингер А.Е. Региональная сейсмостратиграфия. – М.: Научный мир, 1998. – 138 c.

3. Жемчугова В.А. Резервуарная седиментология карбонатных отложений. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2014. – 232 с.

4. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка. – Тверь: Изд-во АИС, 2006. – 744 с.

5. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. – М.: ООО «Издательство «Спектр», 2008. – 348 с.

6. Геология карбонатных сложнопостроенных коллекторов девона и карбона Татарстана/ Р.С. Хисамов, А.А. Губайдуллин, В.Г. Базаревская, Е.А. Юдинцев. – Казань: ФЭН, 2010. – 283 с.

7.Исследование фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород на основе анализа индекса качества коллектора / Г.С. Хамидуллина, Э.Р. Зиганшин, Э.И. Миннибаева, Р.Р. Халиуллин // Нефтяное хозяйство. – № 10. – 2015. – C. 64–66.

ОАО «Сургутнефтегаз» планомерно наращивает объем добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири. Для восполнения минерально-сырьевой базы и повышения успешности поисково-разведочного бурения специалистами компании изучаются структурные условия локализации ловушек углеводородов в районах с развитой складчато-надвиговой тектоникой.

В статье представлены результаты изучения влияния складчато-надвиговых дислокаций на формирование и сохранность залежей углеводородов на территории Восточной Сибири. Район исследования расположен в границах Предпатомского складчато-надвигового пояса и ограничен территорией деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». Поиск нефти и газа в данном регионе обусловлен делением осадочного чехла на аллохтонную и автохтонную части.

Основные выводы сделаны на основе анализа последних данных сейсморазведочных работ 3D и поисковых скважин в границах Пилюдинского месторождения. Комплексирование материалов геофизических исследований скважин, керна и сейсморазведки 3D позволило построить актуальную геологическую модель месторождения, значительно более сложную, чем раннее представление о строении площади. На основе детального изучения строения Пилюдинского месторождения установлены и описаны особенности ловушек углеводородов в условиях складчато-надвиговых дислокаций (аллохтонная часть разреза), распространенных на всей территории Предпатомского складчато-надвигового пояса. Приводятся доказательства продуктивности кембрийского нефтегазоносного комплекса (бельская свита) – нового поискового объекта, в границах участка.

Полученные результаты и выводы применимы при планировании и проектировании геолого-разведочных работ в границах Предпатомского складчато-надвигового пояса. Дальнейшее изучение особенностей ловушек углеводородов в аллохтоне и совершенствование методики поисков необходимо для повышения эффективности поисково-разведочных работ.

Список литературы

1. Мигурский А.В. Масштабные латеральные перемещения пород и флюидов на Сибирской платформе// Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2010. – № 1. – С. 33–37.

2. Cooper M. Structural style and hydrocarbon prospectivity in fold and thrust belts: a global review/ Deformation of the Continental crust. – London, 2007. – Р. 447–472.

3. Гайдук В.В., Прокопьев А.В. Методы изучения складчато-надвиговых поясов. – Новосибирск: Наука. Сибирские Предприятия РАН, 1999. – 160 с.

4. Мигурский А.В. Новые направления нефтегазопоисковых работ в предпатомском региональном прогибе (Сибирская платформа)// Геология нефти и газа. – 2012. – № 1. – С.19–27.

5. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. – М.: Наука, 1975. – 536 с.

В практике нефтегазовой гидрогеологии Республики Башкортостан представлены первые результаты исследований по определению массовой концентрации меди, никеля, ванадия и кобальта в сильно минерализованных пластовых водах нефтегазовых месторождений. Предложен алгоритм методики атомно-абсорбционного определения элементов в графитовой печи с электротермической атомизацией методом стандартной добавки для образцов со сложной матричной основой. Высокая селективность и точность метода дают возможность проводить измерения без предварительной трудоемкой подготовки проб и получать результаты с погрешностью не более 20 %. Предложенная методика позволит изучить подземные минерализованные воды верхнепалеозойского разреза Башкортостана с целью их классификации и выделения возможных поисковых признаков для разведки месторождений углеводородов.

Полученные с помощью данной методики сведения о количественном содержании микроэлементов в пластовых водах можно успешно использовать в качестве методической основы для классификации пластовых вод по содержанию металлов, поиска и оконтуривания месторождений нефти и газа, установления положения водонефтяного контакта, при прогнозировании фильтрационно-емкостных свойств горных пород, проведения трассерных исследований и определения направления геолого-разведочных работ. Кроме того, состав пластовых вод отражает результаты влияния нефтяных залежей, пластовые воды, в свою очередь, влияют на состав и свойства нефти. Данные о содержании микроэлементов в продукции скважин дополнительно используются при установлении источников обводнения добывающих скважин и прогнозировании нефтенасыщенности продуктивного пласта на участках с планируемым бурением новых кустов скважин, при зарезке боковых стволов и переводе скважин на вышележащий горизонт.

Список литературы

1. Чахмахчев В.А., Пунанова С.А., Лосицкая И.Ф. Геохимия микроэлементов в нефтегазопоисковой геологии. – М.: ВНИИОЭНГ, 1984. – 56 с.

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

3. Резников А.А., Муликовская Е.П., Соколов И.Ю. Методы анализа природных вод. – М.: Недра, 1970. – 488 с.

4. Ермаченко Л.А., Ермаченко В.М. Атомно-абсорбционный анализ с графитовой печью. – М.: ПАИМС, 1999. – 220 с.

5. Пупышев А.А. Атомно-абсорбционный спектральный анализ. – М.: Техносфера, 2009. – 345 с.

Карбонатные коллекторы, как правило, характеризуются крайне изменчивой структурой порового пространства, что необходимо учитывать при оценке их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Наиболее эффективным при изучении таких коллекторов является проведение керновых исследований с имитацией пластовых условий, которые занимают продолжительное время. В качестве альтернативы оценить ФЕС коллекторов можно при помощи комплекса ГИС, включенающего специальные методы.

В статье рассмотрены карбонатные отложения девона Харьягинского месторождения, представленные продуктами разрушения рифа и характеризующиеся межзерновым типом пористости. В одной из скважин, пробуренной на новом малоизученном участке, для оценки перспективности участка и выявления возможного обводнения применены специальные методы ГИС: многочастотный волновой диэлектрический каротаж (МВДК) DielectricScanner и высокоразрешающий ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) CMR Plus. В результате обработки данных МВДК оценены влагоемкость пород и комплексный структурный коэффициент MN (совпадает со структурными параметрами уравнения Дахнова – Арчи при m=n). Коэффициент остаточной нефтенасыщенности пород определен по разнице пористости и влагоемкости и подтвержден данными исследований керна других скважин. Установлено, что оасчитанный комплексный коэффициент MN существенно больше структурного коэффициента n, полученного по данным исследования керна. Это может быть связано c изменением пластовой смачиваемости при экстракции образцов керна перед проведением измерений. В результате интерпретации коэффициенты нефтенасыщенности, полученные с использованием принятых коэффициентов по керну, оказались завышенными по сравнению со значениями, рассчитанным с использованием коэффициента MN. Коэффициенты остаточной водонасыщенности по данным ЯМК получены методом отсечек времени релаксации. Так как граничное значение времени релаксации на керне не определялось, оно было оценено по данным ЯМК методом факторного анализа. Определенные по данным ЯМК коэффициенты остаточной водонасыщенности хорошо согласуются со значениями данного параметра, полученными на керне. По сумме коэффициентов нефтенасыщенности по данным МВДК и остаточной водонасыщенности по ЯМК установлено, подвижная вода в пласте отсутствует, характер притока определен как «нефть». Этот вывод подтвержден результатами опробования пластов модульным пластоиспытателем MDT (ОПК). Таким образом, применение специальных методов ГИС позволило достоверно оценить нефтенасыщенность и характер притока.

Список литературы

1. Dielectric Dispersion. H. Hizem, H. Budan, B. Devillé [et al.]// SPE 116130. – 2008.

2. Kenyon W.E. Texture effects on megahertz dielectric properties of calcite rock samples // J.Appl.Phys. – 1984. – V. 55. – № 8. – Р. ???

3. Sen P.N., Scala C., Cohen M.H. A Self-Similar Model for SedimentaryRocks with Application to the Dielectric Contrast of Fused Glass Beads // Geophysics. – 1981. – V 46. – № 5. – P. 781-795.

4. Mungan N., Moore E.J. Certain wettability effects on electrical resistivity in porous media // J. Cdn. Petr. Technol. – 1968. – V.7. – № 1. – P. 20-25.

5. Swanson B.F. Rationalizing the influence of crude wetting on reservoir fluid flow with electrical resistivity behavior // JPT. – 1980. – Aug. – P. 1459-64.

6. Characterization of underline pore and fluid structure using factor analysis on NMR data. V. Jain, Chanh Cao Minh, N. Heaton [et al.] // SPWLA. – 2013. – V – 54th.

Одной из характерных особенностей современного состояния длительно разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений является значительное увеличение числа скважин, нуждающихся в ремонте. Некачественная изоляция трещиновато-кавернозных зон с интенсивным поглощением промывочной жидкости при бурении снижает качество цементирования колонн в скважинах. Это приводит к преждевременному выходу скважин из строя из-за нарушения герметичности обсадных колонн. Установлено, что нарушения герметичности обсадных колонн в ПАО «Татнефть» чаще всего возникают в серпуховско-окском, фаменском и франском отложениях (более 50 % нарушений). При бурении скважин именно в этих интервалах в основном происходит полная потеря циркуляции промывочной жидкости.

В ходе анализа рассмотрено более 300 скважин Федотовской площади Ромашкинского месторождения ПАО «Татнефть» (начиная с 70-х годов ХХ века). Основное внимание уделено оценке числа скважин, вышедших из строя по причине нарушения герметичности. Выполнено сравнение скважин с полной потерей циркуляции при бурении, которые изолировались профильным перекрывателем, и скважин без изоляции профильным перекрывателем. Проведен сравнительный анализ качества цементирования в этих скважинах. Интервалы зон осложнений разделены по следующим критериям: цемент отсутствует; плохое качество цементирования; частичное цементирование; хорошее качество цементирования обсадной колонны. Как показал анализ, в скважинах с изоляцией проблемных зон без профильного перекрывателя, по данным геофизических исследований скважин, качество цементирования плохое или наблюдается частичное цементирование, а в скважинах, где ликвидация поглощений выполнялась профильными перекрывателями, качество цементирования хорошее.

Профильные перекрыватели не только устраняют осложнения, но и улучшают качество цементирования и увеличивают срок работы скважин без ремонта эксплуатационной колонны.

Список литературы

1. Применение технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн на примере скважин НГДУ ПАО «Татнефть» / Л.Б. Хузина, С.В. Любимова, А.Ф. Сливченко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 121–123.

2. Абдрахманов Г.С. Крепление скважин эспандируемыми трубами. – М.: ВНИИОЭНГ, 2014. – 268 с.

В последние годы метод конечных элементов используется для моделирования процессов резания, в том числе резания горных пород, благодаря простоте и эффективности. Современное программное обеспечение (Ansys Explicit) позволяет применять этот метод для оптимизации конструкции бурового инструмента, в том числе долот типа PDC. Данный подход особенно актуален в связи с высокой стоимостью долот и их отдельных элементов, а также натурных исследований в целом.

В статье рассмотрена задача моделирования работы резцов для долот типа PDC разных форм при линейном и круговом резании методом конечных элементов с целью определения формы резца, которая вызывает наименьшую величину колебаний силы резания породы. В связи с отсутствием экспериментальных данных для верификации результатов моделирования интерес представляют качественные результаты моделирования. Особенностью представленного подхода является динамическая постановка задачи. Заданы пространственная форма резца, элементы режима резания (скорость и глубина), реологическая модель обрабатываемого материала, модель трения. На модели рассмотрено влияние конструкции резцов долот типа PDC на характеристики резания породы при круговом и линейном резании.

Представленный подход целесообразно применять для моделирования работы резцов при резании горной породы. Показаны его эффективность и возможность использования для проектирования бурового инструмента. Динамическая постановка задачи позволила получить качественные характеристики процесса за весь период работы резца, а также распределение напряжений, которые испытывает блок горной породы, и колебаний сил реакции горной породы на резец за весь период вычислительного эксперимента.

Список литературы

1. Numerical simulation study on the optimization design of the crown shape of PDC drill bit/Pei Ju, Zhenquan Wang, Yinghu Zhai [et al.]//J Petrol Explor Prod Technol. DOI 10.1007/s13202-013-0091-9

2. Jaime Maria. Numerical modeling of rock cutting and its associated fragmentation process using the finite element method. PhD thesis. – Pittsburg, University of Pittsburgh, 2012. – 275 p.

3. Hallquist J.O. LS-DYNA Theoretical manual. -Livermore: LSTC, 1998. – 498 р.

Освоение новых нефтегазовых месторождений, характеризующихся сложными геолого-техническими и природно-климатическими условиями, предъявляет все более высокие требования к эффективности проведения буровых работ в целом и к используемым при этом буровым растворам в частности. В связи с чем, в отечественной и зарубежной практике все более широкое распространение при бурении и особенно при заканчивании скважин получают растворы на углеводородной основе (РУО). Отличительным признаком РУО является то, что непрерывная фаза в них представлена неполярной (углеводородной) жидкостью. В настоящее время наиболее востребованной является группа гидрофобно-эмульсионных буровых растворов (ГЭБР) на основе инвертных эмульсий или эмульсий типа «вода в масле».

Выполнено сравнительное исследование свойств ГЭБР, стабилизированных продуктами конденсации жирных и смоляных кислот таллового масла с этаноламинами. Показано, что химическая природа эмульгатора принципиально по разному влияет на свойства ГЭБР. Буровые растворы, содержащие в качестве эмульгатора диэтаноламиды жирных кислот или эфиры триэтаноламина, в диапазоне концентраций эмульгатора 4-40 г/дм³ обладают близкими реологическими и фильтрационными характеристиками. При этом растворы на основе диэтаноламидов в области средних и высоких концентраций эмульгатора имеют более высокие показатели электростабильности, достигающие 450-480 В. Напротив, моноэтаноламиды жирных кислот образуют ГЭБР с существенно более высокими структурно-механическими свойствами: при практически одинаковой пластической вязкости динамического и статического напряжения сдвига таких растворо в 2-3 раза превышают аналогичные показатели растворов, стабилизированных диэтаноламидами или эфирами триэтаноламина. Природа исследуемых эмульгаторов также обусловливает кардинальные различия в фильтрационных свойствах ГЭБР. Фильтрация растворов на основе диэтаноламидов и эфиров триэтаноламина в среднем составляет 4-6 см³ (за 30 мин) и имеет тенденцию к плавному снижению при увеличении концентрации эмульгатора. Аналогичные буровые растворы, содержащие моноэтаноламиды, наоборот, демонстрируют увеличение потерь фильтрата – вплоть до 15-22 см³, которое наблюдается в области высоких концентраций эмульгатора.

Список литературы

1. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. – М.: Интерконтакт Наука, 2008. – 725 с.

2. Опыт моделирования рецептуры утяжеленного бурового раствора на углеводородной основе с заданными технологическими параметрами / М.В. Кравчук, В.Ю. Близнюков, Н.М. Уляшева, Ю.Л. Логачев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 2. – С. 19–23.

3. Вскрытие гидрофобных коллекторов c использованием буровых растворов на углеводородной основе / А.Р. Арсланбеков, А.А. Лутфуллин, А.В. Меденцев [и др.] // Бурение и нефть. – 2014. – № 9. – С. 29–32.

4. Разработка рецептуры РУО UNIDRIL для бурения скважин с АВПД в Ямало-Ненецком автономном округе / М.С. Григорьев, Д.Н. Сидоров, Е.Н. Власов [и др.] // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – С. 46–48.

5. Конесев В.Г., Хомутов А.Ю. Результаты применения растворов на углеводородной основе при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 44–45.

6. Буровые растворы на неводной основе. Проблемы, перспективы развития и область применения / С.Н. Шишков, В.Н. Кошелев, В.С. Шишков, В.Л. Заворотный // Бурение и нефть. – 2008. – № 3. – С. 26–29.

7. Разработка и внедрение утяжеленных растворов на углеводородной основе. РУО с «плоским» реологическим профилем для первичного вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД / Е.В. Минаева, Е.С. Неделько, С.Н. Скотнов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 9 (188). – С. 30–33.

8. Эмульсионные буровые растворы – тенденции развития технологии / С.Е. Ильясов, С.Г. Попов, О.В. Окромелидзе [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 11. – С. 14–17.

9. Синтез и исследование свойств эмульгаторов обратных эмульсий на основе производных кислот дистиллята таллового масла и этаноламинов / В.А. Яновский, Р.А. Чуркин, М.О. Андропов, Н.И. Косова // Вестник Томского гос. университета. – 2013. – № 370. – С. 194–199.

10. Rheological properties of inverse emulsions stabilized by ethanolamides of tall oil fatty acids / V.A. Yanovsky, M.O. Andropov, R.S. Fakhrislamova [et al.] // MATEC Web Conf. – 2016. – V. 85. – P. 1–7.

11. Research of inverted emulsions properties on the base of new emulsifiers / K. Minaev, A. Epikhin, D. Novoseltsev [et al.] // IOP Conf. Ser. Earth Environ. – 2014. – V. 21. – P. 1–6.

12. Thermal and Catalytic Amidation of Stearic Acid with Ethanolamine for Production of Pharmaceuticals and Surfactants / P. Mäki-Arvela1, A. Tkacheva, I. Dosmagambetova [et al.] // Topics in Catalysis. – 2016. – V. 59. – P. 1151–1164.

13. Maag H. Fatty Acid Derivatives: Important Surfactants for Household, Cosmetic and Industrial Purposes // Journal of the American Oil Chemists’ Society. – 1984. – V. 61. – № 2. – P. 259–267.

14. Kroll H., Nadeau H. The Chemistry of Lauric Acid-Diethanolamine Condensation Products // Journal of the American Oil Chemists’ Society. – 1957. – V. 34. – № 6. – P. 323–326.

15. Hermoso J., Martinez-Boza F., Gallegos C. Influence of aqueous phase volume fraction, organoclay concentration and pressure on invert-emulsion oil muds rheology // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. – 2015. – V. 22. – P. 341–349.

Обоснована необходимость оценки влияния термобарических факторов и особенностей геологического разреза месторождений на реологические свойства магнезиальных тампонажных растворов, которые используются для крепления нефтяных и газовых скважин, вскрывающих отложения водорастворимых солей. Показано, что для учета термобарических факторов недостаточно определить только консистенцию и время загустевания раствора. При установлении оптимального режима размещения тампонажного раствора в заколонном пространстве требуется задать показатели его реологических свойств, позволяющие выполнить гидравлические расчеты процесса цементирования. Для магнезиальных тампонажных растворов, реологическое поведение которых описывается моделью Бингама – Шведова, такими показателями являются пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига.

Выполнен обзор литературы по изучению процессов, происходящих в тампонажных растворах с изменением температуры и давления реакционной массы. Приведены методика и результаты лабораторных исследований по оценке влияния температуры и давления на реологические свойства магнезиальных растворов на основе различных порошков оксида магния, применяемых для приготовления используемых в настоящее время сухих тампонажных смесей. Диапазоны изменения факторов влияния выбраны исходя из реальных условий применения магнезиальных тампонажных материалов в нефтяных скважинах и возможностей используемой приборной базы: для температуры – 10-30 ⁰С, для давления – 0,1-14 МПа. Приведены результаты сравнительной оценки степени влияния этих факторов на реологию портландцементных и магнезиальных тампонажных растворов. Установлено, что изменение температуры в большей степени влияет на реологию магнезиальных тампонажных растворов, чем изменение давления. Учет обоих параметров необходим для обоснованного выбора оптимального режима размещения раствора в кольцевом пространстве скважины.

Список литературы

1. Применение магнезиальных цементов при креплении глубоких нефтяных и газовых скважин/ Г.М. Толкачев, А.С. Козлов, А.В. Анисимова [и др.] // Сборник научных трудов SWorld. – 2013.– № 3. – Т.14.

2. ПБ 07-436-02. Правила промышленной безопасности при освоении месторождений нефти на площадях залегания калийных солей утв. пост. ГГТН России № 8 от 04.02.02 г. зарег. Минюстом РФ № 3272 от 26.02.01 г.

3. Пастухов А.М., Козлов А.С. Тампонажный материал для цементирования обсадных колонн в интервалах ММП // Вестник ПНИПУ. Геология, Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 10. – С. 42–48.

4. Девяткин Д.А., Толкачев Г.М., Козлов А.С. К вопросу о способе снижения химической активности магнезиальных цементов для обеспечения безопасного применения их при цементировании обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 49–56.

5. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. – М.: Недра, – 1976. – 248 с.

6. Маковей Н. Гидравлика бурения / пер. с рум. – М.: Недра, 1986. – 536 с.

7. Анисимова А.В., Толкачев Г.М. Особенности реологических характеристик магнезиальных тампонажных растворов. В сб. научных трудов 70-й юбилейной международной молодежной научной конференции, г. Москва, 18-20 апреля 2016 г. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. – С. 42–52.

8. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра, 1987. – 373 с.

Разработка битумного месторождения с применением технологии SAGD сопряжена с развитием суффозии в битуминозных песчаных коллекторах. На основе модельных экспериментов показано, что воздействие водяного пара на битуминозные песчаники приводит к снижению их механических параметров. Причиной этого является уменьшение сил сцепления между обломками горных пород за счет растворения битумного и карбонатного цемента. В слабосцементированных песчаниках, где располагаются параллельные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины, растворение цемента приводит к разрушению минерального скелета пород до перехода их в рыхлое состояние. В условиях установившегося фильтрационного потока между парными скважинами часть тонкодисперсного терригенного материала вымывается, способствуя образованию в пласте-коллекторе суффозионных полостей.

На основе существующих технологических параметров разработки битумной залежи Ашальчинского месторождения проведено математическое моделирование развития этого процесса. В качестве примеров взяты скважины с длиной горизонтального участка 200 и 400 м при минимальных дебитах 20 т/сут. и максимальных – 34 т/сут. Размеры суффозионных полостей, а также время их формирования, оценены с учетом физической скорости фильтрации флюида в порах каждого типа горной породы по степени сцементированности. Математические расчеты показали, что при разработке слабосцементированных песчаных коллекторов в области установившегося фильтрационного потока между парными горизонтальными скважинами весьма высока вероятность образования суффозионной камеры. Интенсивность развития полости камеры определяется степенью сцементированности песчаных пород-коллекторов и технологическими параметрами системы разработки, главным образом протяженностью вскрытого горизонтальной скважиной участка и темпом отбора пластового флюида. Признаком начала развития суффозионной полости можно считать появление в стволах добывающих скважин терригенного материала.

Список литература

1. Романов Г.В. О целевой республиканской программе комплексного освоения месторождений тяжелых нефтей и природных битумов Республики Татарстан // Георесурсы. – 2012. – № 4 (46). – С. 34–36.

2. Постседиментационные изменения песчаных коллекторов Ашальчинского битумного месторождения / Э.А. Королёв, А.И. Бахтин, А.А. Ескин, Р.Р. Ханипова // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 26–28.

3. Исследование фильтрационно-емкостных свойств песчаников Ашальчинского месторождения методом рентгеновской компьютерной томографии / Т.Р. Закиров, А.А. Галеев, Э.А. Королев [и др.] / Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 36–40.

4. Новые технологии добычи тяжелых нефтей и битумов при депрессии техногравитационными способами / Б.М. Курочкин, Д.Ф. Балденко, О.К. Рогачев, М.Н. Студенский // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 6. – С. 82–84.

5. Boek E.S., Hall C., Tardy P.M.J. Deep Bed Filtration Modelling of Formation Damage Due to Particulate Invasion from Drilling Fluids // Transp. Porous Med. – 2012. – №91. – P. 479–508. 

Согласно теоретическим и экспериментальным исследованиям, нефтеотдача пласта при тепловом воздействии зависит в основном от температуры нагрева. В свою очередь температура нагрева пласта определяется объемом закачки пара на единицу прогреваемого объема и тепловой эффективностью процесса. Не менее существенное влияние на степень выработки запасов оказывают геолого-технологические параметры пласта. Количественное определение степени влияния этих параметров на нефтеотдачу пласта на разных стадиях термической разработки является крайне важной задачей, решение которой позволит эффективно управлять процессом теплового воздействия в условиях Ярегского месторождения.

В настоящее время выработка запасов на Ярегской площади Ярегского месторождения осуществляется тепловыми методами. При эксплуатации возникает ряд проблем, одна из которых заключается в определении оптимальных технологических режимов теплового воздействия на пласт на каждой стадии разработки. В данном случае под оптимальными режимами подразумеваются необходимые темпы и объемы закачки пара для достижения максимального коэффициента извлечения нефти и минимального паронефтяного отношения.

Ярегское нефтетитановое месторождение включает Ярегскую, Лыаельскую и Вежавожскую площади. В настоящее время в промышленной разработке находятся только Ярегская и Лыаельская площади. Ярегское месторождение представлено терригенным типом коллектора. Оно является уникальным не только по реологическим характеристикам насыщающего флюида (вязкость нефти превышает 12000 мПа⋅с), но и по способу разработки. На Ярегской площади применяются две альтернативные системы термошахтной разработки: подземно-поверхностная и одногоризонтная. При извлечении тяжелой нефти и природного битума термическими методами одной из наиболее эффективных является одногоризонтная система разработки пласта, которая реализуется на Ярегском месторождении с 70-х годов ХХ века.

В статье рассмотрены преимущества и недостатки применяемой одногоризонтной системы. Предложена модернизированная одногоризонтная система. Приведены результаты опытно-промышленных работ по ее реализации в нефтяной шахте № 2 Ярегского месторождения (средние длины подземных добывающих и нагнетательных скважин составляли 250 м). Сопоставление промысловых результатов, полученных при применении различных систем разработки, показало, что модернизация одногоризонтной системы позволила значительно увеличить коэффициент извлечения нефти. Полученные результаты дали возможность начать новые опытно-промышленные работы в нефтяной шахте № 3. Для повышения эффективности модернизированная одногоризонтная система была усовершенствована путем использования новых конструкций нагнетательных и добывающих полого восходящих скважин длиной до 800 м, закрытой системы сбора добываемой продукции скважин, а также регулирования темпов закачки пара в систему нагнетательных скважин и отбора из добывающих.

Разработана геолого-фильтрационная модель шахтного блока 2Т-4 нефтяной шахты № 3, которая позволила обосновать конструкции, оптимальное расположение добывающих и нагнетательных скважин длиной до 800 м.

Список литературы

1. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л. М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – 2-е изд., перераб. и доп. – М. – Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.

2. Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П. Опыт подземной разработки нефтяных месторождении и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти. – Ухта: ПечорНИПИнефть, 1996. – 200 с.

Компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» реализует проект по экспериментальной закачке растворов АСП (анионогенное поверхностно-активное вещество, сода, полимер) в пласт для повышения нефтеотдачи. Пилотный проект АСП подразумевает использование химических веществ наивысшего качества и специально подготовленной чистой воды. Стабильность и целевые свойства одного из компонентов АСП – полимера – существенно зависят от присутствия в воде железа, катионов жесткости и растворенного кислорода. Для устранения возможного отрицательного эффекта от присутствия в воде растворенного кислорода в проекте АСП предусмотрен ряд мероприятий, направленных как на его непосредственное удаление из воды, так и на ограничение его поступления из атмосферы или реагентов в ходе эксплуатации (при разгрузке реагентов, смешении с водой, растворении). Для удаления растворенного кислорода выбран химический метод его связывания как наиболее эффективный и наименее затратный. Для поддержания низкого содержания кислорода и исключения его поступления из атмосферы все емкостное оборудование (емкости с мешалками, баки, резервуары) защищено азотными подушками. Так как содержание кислорода в воде является одним из наиболее критических параметров, его контроль осуществляется проточными анализаторами в режиме реального времени, а также с помощью специальных лабораторных приборов, основанных на амперометрическом методе определения концентрации кислорода и специальных визуальных экспресс-тестов. Амперометрический метод оценки является оптимальным для многокомпонентных смесей. В статье рассмотрены все аспекты борьбы с кислородом: от определения еe эффективности до особенностей методов удаления кислорода и контроля его содержания для будущих АСП проектов.

Список литературы

1. Seright R.S. Effect of Dissolved Iron and Oxygen on stability of HPAM polymers // SPE-169030-MS.

2. Improving Polymer Selection, Connecting Lab Results with Field Operation / I. Vega, M. Hernández, D. Masiero [et al.] // Search and Discovery Article #41642. – 2015.

3. Klaassen R., Feron P.H.M., Jansen A.E. Membrane contactors in industrial applications// Chem. Eng. Res. Des. – 2005. – № 83. – P. 234–246.

4. The Solubility of Oxygen and Ozone in Liquids / R. Battino [et. al] // J. Phys. Chem. Ref. Data. – 1983. – V. 12. – № 2. – Р. 163.

5. Fischer K., Wilken M. Experimental determination of oxygen and nitrogen solubility in organic solvents up to 10 MPa at temperatures between 298 K and 398 K // J.Chem.Thermodynamics. – 2001. – V. 33. – № 10. – P. 1285–1308.

6. Baird W.R., Foley R.T. Solubility of oxygen in selected organic solvents // J. Chem. Eng. Data. – 1972. – V. 17 (3). – P. 355–357.

7. ASTM D 888-87, Colorimetric Indigo Carmine, Test Method / A. Gilbert, T.W. Behymer, T.D. Castañeda, H. B., “Determination of Dissolved Oxygen in Natural and Wastewaters” // American Laboratory. – 1982. – March. – P. 119–134.

8. ASTM D5543-09. Standard test methods for low-level dissolved oxygen in water: standard by ASTM International. – 10/01/2009.

Приведены результаты разработки и практического применения цифрового датчика давления ДМ5007МП при использовании в составе аппаратуры скважинного прибора контроля перфорации «КП-90» (ООО «АСУ-ЭКСПЕРТ», г. Томск) при исследовании скважин на объектах ООО «Сибирская геофизическая компания». При разработке к эксплуатационным и метрологическим характеристикам датчика предъявлялись следующие требования: расширенный диапазон рабочих температур (от 5 до 120 ^оС); быстродействие (время передачи измеренного значения давления по цифровому интерфейсу не более 80 мс); ток потребления – не более 5 мА, суммарная, приведенная к диапазону измерения давления, погрешность - не более 0,5 % во всем диапазоне рабочих температур. Условия эксплуатации: рабочая среда - пластовая нефть, вода, вода с твердыми частицами; интервал температур – от 5 до 120 ^оС; наибольшее гидростатическое давление - 60 МПа. Ограничения размеров датчика в составе скважинной аппаратуры: диаметр – не более 60 мм; длина – не более 100 мм.

В нефтегазодобывающей отрасли колонна из насосно-компрессорных труб (НКТ) используется для транспортировки нефти или газа и работает в экстремальных условиях эксплуатации. Обеспечение надежности резьбовых соединений в процессе эксплуатации является актуальной задачей.

В статье рассмотрены причины разрушения резьбового соединения трубы и муфты НКТ в процессе эксплуатации одной из скважин.

Для исследования были предоставлены отдельные фрагменты трубы и муфты. При выполнении работы проведен комплекс исследований, включающий: 1) металлографический анализ; 2) оценку загрязненности металла трубы неметаллическими включениями; 3) определение механических характеристик металла трубы и муфты при испытании растяжением; 4) определение твердости резьбы трубы и муфты; 5) исследование геометрических параметров резьбы и соединения. Работы проводились в научно-исследовательской лаборатории механических испытаний и металлографического анализа материалов при кафедре материаловедения и технологии металлов Томского политехнического университета.

Проведен анализ разрушенного резьбового соединения трубы и муфты НКТ марки N80. Установлено, что существенных отклонений в свойствах металла трубы и муфты нет, а также отсутствуют другие специфические дефекты, которые могли бы снижать конструкционную прочность и способствовать ускоренному разрушению резьбового соединения. При анализе взаимного расположения витков резьбы муфты и трубы выявлено несоответствие с ГОСТ Р53366-2009 по длине свинчивания. Макроанализ витков резьбы на трубе и муфте показал наличие участков схватывания и задиров. Это привело к перекосу и заклиниванию резьбового соединения в недовернутом состоянии, перед началом эксплуатации герметичность в соединении отсутствовала. Сочетание высокого давления и малого проходного сечения зазора обеспечило высокую скорость абразивного потока рабочей жидкости и интенсивный износ резьбовых поверхностей трубы и муфты в месте прохождения потока. Появление сквозных промывов привело к падению давления в колонне НКТ.

Установлено, что причиной разрушения послужило механическое повреждение части резьбовой поверхности в момент свинчивания при отсутствии или недостаточном количестве смазывающего материала.

Список литературы

1. Повышение эксплуатационной надежности и срока службы резьбовых соединений нефтяного сортамента / Е.В. Проскурин, И.В. Петров, А.Ю. Журавлев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 102–104.

2. Анализ причин отказов оборудования и трубопроводов / В.М. Кушнаренко, В.С. Репях, Е.В. Кушнаренко [и др.] // Вестник ОГУ. – 2010. – № 10. – С. 153–159.

3. Божко Г.В. Разъемные герметичные соединения // Вестник ТГТУ. – 2010. – Т. 16. – № 2. – С. 404–420.

Рассмотрены результаты исследования сейсмостойкости вертикального стального резервуара РВС-20000 с учетом отклика системы фундамент – резервуар – жидкость. Исследование проведено на основе метода конечных элементов, модального анализа и линейно-спектральной теории. Расчеты выполнены для модели резервуара с высокой степенью детализации металлоконструкций: стенки, стационарной крыши, днища, кольца жесткости. Для задания внешнего сейсмического воздействия использованы обобщенные широкополосные сейсмические спектры ответа. Приведены результаты расчета наиболее показательных собственных частот колебаний РВС-20000, заполненного до проектной отметки. Всего в расчетах вычислено 400 мод (частот собственных колебаний). Получены зависимости максимальных напряжений в металлоконструкциях от объема налива нефти при землетрясениях с магнитудой 7, 8, 9. Установлены участки с максимальными значениями действующих напряжений в металлоконструкциях РВС-20000, во всех рассмотренных случаях они дислоцированы в зонах 5-8 поясов стенки резервуара. В отличие от ранее рассмотренного резервуара РВСПК-50000 с плавающей крышей, где при сейсмическом воздействии максимальный уровень напряжений находится на высоте 1-2 поясов, в данной статье резервуар со стационарной крышей имеет другие параметры жесткости. Это подтверждает вывод о том, что при расчете напряженно-деформированного состояния в неосесимметричной постановке, упрощение геометрии (введение ограничения степеней свободы для элементов верхней кромки стенки) верхнего узла резервуара недопустимо.

Список литературы

1. Tarasenko A., Chepur P., Gruchenkova A. Study of Deformations in a Large-Capacity Oil Storage Tank in the Presence of Subgrade Inhomogeneity Zones // MATEC Web of Conferences. – 2016. – Р. 01025.

2. Анализ сейсмостойкости вертикального стального резервуара РВС ПК-50000 с использованием линейно-спектрального метода / Г.Г. Васильев, А.А. Тарасенко, П.В. Чепур, Юхай Гуань // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 120–123.

3. Influence of laminated rubber bearings parameters on the seismic response of large LNG storage tanks. World Information on Earthquake Engineering // Youhai GUAN, A.A. Tarasenko, Sining HUANG, Rulin ZHANG. – Mar. 2016. – V. 32. – № 1. – P. 219–227.

4. Постановка, конечноэлементная аппроксимация и алгоритмы решения задач расчетного обоснования связанных систем «сооружение – жидкость» // А.М. Белостоцкий, П.А. Акимов, Т.Б. Кайтуков [и др.] // Строительная механика и расчет сооружений. – 2014. – № 5 (256). – С. 21– 28.

5. Синельщиков А.В., Панасенко Н.Н., Синельщикова Л.С. Математическая модель сейсмических спектров ответа для проектных основ сооружений с крановыми нагрузками // Вестник Астраханского государственного технического университета. – 2012. – № 1. – С. 66–74.

Проблеме повышения энергоэффективности функционирования нефтепроводов традиционно уделяется пристальное внимание в рамках стратегии повышения конкурентоспособности российской экономики. Основной задачей является снижение энергоемкости валового национального продукта в целом и операционных затрат на электроэнергию в магистральном транспорте нефти и нефтепродуктов в частности. В последние годы наблюдается устойчивая тенденция ухудшения реологических свойств перекачиваемой нефти. В связи с этим практический интерес представляет задача оптимизации состава смеси нефтей в партиях, сформированных для последовательной перекачки по нефтепроводу, по критерию наименьших энергетических затрат. Кроме того, необходима разработка методологии оценки эффективности и анализа возможности распределения по партиям принимаемых к транспорту плановых объемов нефти в перспективе поставки от каждого производителя.

В статье предложен метод обоснования целесообразности формирования партий нефти по критерию энергоэффективности перекачки, основанный на анализе изотермы вязкости бинарной смеси. Приведены зависимости для оптимизации состава смеси в партиях нефти, сформированных для транспорта по технологии последовательной перекачки. Разработан метод оценки эффективности разделения плановых объемов поставки нефти на партии для системы магистральных нефтепроводов. На примере анализа реологических характеристик бинарных смесей проб нефти, полученных экспериментально, оценена эффективность разделения на партии в зависимости от доли каждой нефти в плановом задании на перекачку. Определена область применения предложенного подхода. Даны результаты расчетов. В приведенном примере выявлена возможность снижения энергозатрат на перекачку до 4,5 % в условиях безусловного выполнения планового задания.

Список литературы

1. Алиев Р.А. Разработка технологии трубопроводного транспорта аномального и нестабильного углеводородного сырья: дис. …д-ра. техн. наук. – М., 1989. – 326 с.

2. Исхаков Р.Г. Повышение эффективности трубопроводного транспорта вязких нефтей с помощью разбавителей: дис. канд. техн. наук. – Уфа, 1978. – 207 с.

3. Увеличение пропускной способности нефтепроводов с помощью разбавителей / Р.Г. Исхаков, П.И. Тугунов, Л.С. Абрамзон, Ш.Н. Ахатов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1976. – 72 с.

4. Марон В.И. Гидродинамика однофазных и многофазных потоков в трубопроводе. – М.: МАКС Пресс, 2009. – 344 с.

5. Повышение эффективности перекачки нефтей с разбавителями: обзорная информация / Р.А. Алиев [и др.] // Нефтяная промышленность. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1987. – Вып. 4. – 60 с.

6. Родин А.А. Оптимизация транспорта высоковязких нефтей с подогревом и применением углеводородных разбавителей: дис. канд. техн. наук. – М., 2009. – 125 с.

7. Хасанов И.Ю. Транспорт высокозастывающих нефтей в потоке маловязких углеводородных продуктов по трубопроводам: дис. канд. техн. наук. – Уфа, 1976. – 144 с.

8. Комплексное исследование реологических и адгезионных свойств нефтей в диапазоне температур кристаллизации / А.М. Шаммазов, С.Е. Кутуков, А.А. Арсентьев [и др.] // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1998. – №4. – С. 63–72.

9. Повышение эффективности работы трубопровода при последовательной перекачке нефти и нефтепродуктов / В.В. Павлов [и др.] // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – №2 (18). – С. 26–35.

10. Шарафутдинов З.З. Обзор положений теории растворов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – №1 (28). – С. 70–81.

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

12. Сборник задач по гидравлике /С.Е. Кутуков, Р.А. Брот, Н.А. Гаррис [и др.]. – Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. – 120 с.

Восполнение запасов нефти и газа связано с геологическим изучением новых лицензионных участков, которые могут быть сопряжены с охраняемыми природными территориями. Рассмотрена специфика освоения таких лицензионных участков. Обоснована необходимость поиска общих допустимых интересов участников процесса природопользования, к которым относятся органы государственной власти, недропользователь, местные жители и общественность. Определены требования к охране окружающей среды и сформулированы основные направления обеспечения экологической безопасности при освоении лицензионных участков, сопряженных с охраняемыми природными территориями. Изложен практический опыт охраны окружающей среды при освоении месторождений углеводородного сырья на территориях с ограниченным режимом природопользования. Приведен пример решения проблемы освоения лицензионного участка в левобережной части Волгоградской области, совпадающего с площадью заказника, созданного для сохранения дрофы, занесенной в Красную книгу.

При строительстве на лицензионном участке «Волгоградское Заволжье» первоочередной поисково-оценочной скважины запланирован целый комплекс мероприятий для охраны биоразнообразия, включающий минимизацию размеров буровой площадки, безамбарный метод сбора отходов бурения и др. Предусмотрены авторский надзор за реализацией природоохранных мероприятий и периодическая отчетность о результатах экологического контроля и орнитологического мониторинга перед надзорными органами.

Среди природоохранных мероприятий особое место занимает орнитологический мониторинг, продолжительность которого превышает полный цикл строительства скважины на 875 сут.

Запрещение поисково-разведочных работ на особо охраняемых природных территориях не дает положительных результатов, так как при строгом соблюдении экологических норм риск загрязнения окружающей среды минимален, а убытки, связанные с тем, что запасы нефти и газа не извлечены из недр, весьма значительны.

Список литературы

1. Охраняемые природные территории в России: правовое регулирование. Аналитический обзор федерального законодательства / под ред. А.С. Шестакова. – М.: Изд-во КМК, 2003. – 204 с.

2. Федеральный закон № 33-ФЗ от 14.03.1995 г. «Об особо охраняемых природных территориях».

3. Безродный Ю.Г., Стекольников Л.Н., Фролов В.Г. Экологические проблемы при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ на особо охраняемых природных территориях и способы их решения // Нефтегазовые технологии. – 2000. – № 6. – С. 32–36.

4. Безродный Ю.Г. Минимизация негативного воздействия строительства поисково-разведочных скважин на особо охраняемых природных территориях // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 3. – С. 98–102.

5. Разработка Wytch Farm и природа (From Schlumberger materials) // Нефть и газ Евразия. – 2003. – № 4. – С. 32–37.

6. Wasserstrom R., Reider S. Oil firms in environmentally sensitive areas learning to balance stakeholder interests // Oil & Gas J. –1 997. – August 18. – V. 95. – № 33. – Р. 23–27.

7. Abraham K.S. Wytch Farm development stresses environmental responsibility // World Oil. – 1990. – April. – V. 210. – № 4. – P. 85, 86, 88–92, 94.

8. Perkins A.F., Gagliano M.H., Moses P. Monitoring and Education Help Seismic Crew Protect Environment in Transition-Zone Survey // Oil & Gas J. – 1999. – February 22. – V. 97. – № 8. – Р. 33–37.

9. Безродный Ю.Г., Акимова А.А., Глозман С.М. Проектирование и строительство скв. 1 на площади Черная Падина вблизи особо охраняемой природной территории // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 8. – С. 50–52.

10. Безродный Ю.Г., Новикова В.В. Обеспечение экологической безопасности бурения скважин в Саратовском Заволжье // Экология и промышленность России. – 2002. – № 7. – С. 19–23.

11. Шагарова Л.Б. Разработка методики комплексной оценки экологических решений для промышленных объектов нефтегазового комплекса: дис… канд. техн. наук: 11.00.11. – М., 2000. – 136 с.

12. Безродный Ю.Г. Разработка методов обеспечения охраны окружающей среды при проектировании и строительстве нефтегазовых скважин: автореф. дис… докт. техн. наук: 25.00.15. – М., 2009. – 44 с.

13. Безродный Ю.Г. Обеспечение экологической безопасности поисков залежей углеводородов в левобережной части Волгоградской области // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 6. – С. 126–131.

Рассмотрены вопросы обращения с отходами на нефтегазодобывающих месторождениях северных и восточных районов России, таких как Восточная Сибирь, Тимано-Печорский регион, п-ов Ямал и Дальний Восток. Тяжелые природно-климатические условия, отсутствие транспортной инфраструктуры и удаленность от пунктов приема отходов на обезвреживание, размещение и переработку, высокая уязвимость природных экосистем приводят к существенному удорожанию операций по обращению с отходами производства и потребления. Одним из решений данной проблемы является строительство производственных полигонов отходов непосредственно на территории обустраиваемых месторождений. Мощность подобных полигонов определяется суммарным количеством поступающих на них отходов в течение всего срока эксплуатации. Технологическая схема операций, осуществляемых на полигоне, зависит от видового состава поступающих на него отходов и может включать в их обезвреживание, переработку и/или размещение. Схемы обращения с отходами на полигоне обусловливает состав и назначение его сооружений. Для малоосвоенных районов Крайнего Севера и территорий, приравненных к ним, оптимальными технологиями обезвреживания отходов являются термические методы с применением инсинераторов, пиролизных или мусоросжигательных установок. Термическое обезвреживание позволяет минимизировать объемы отходов и снизить их опасные свойства.

При организации полигона важным является выбор площадки для его размещения. Выбранная площадка должна обеспечивать безопасное функционирование объекта и минимальное воздействие на окружающую среду. Важным является выявление зон экологических ограничений работ до начала проектирования.