Представлены ключевые особенности цифровой трансформации предприятия топливно-энергетического комплекса на примере ПАО АНК «Башнефть». Рассмотрены основные компоненты: внедрение в производство современных цифровых технологий; изменение бизнес-модели; мониторинг эффективности и технико-экономического эффекта. Отмечено, что внедрение цифровых технологий осуществляется путем управляемого изменения бизнес-модели компании, а неотъемлемой частью цифровой трансформации является выстраивание системы непротиворечивых ключевых показателей эффективности с непрерывным мониторингом технико-экономического эффекта от внедрения новых технологий. Показаны основные направления развития проекта «Цифровое месторождение» и текущие результаты реализации первой фазы проекта. Выделены основные цифровые технологии: цифровые двойники, мобильные и носимые устройства, виртуальная и дополненная реальность, машинное обучение, программные роботы, автономные роботы. В качестве базовой цифровой технологии принята технология «цифровой двойник», которую можно разделить на разные уровни: digital to physical, digital to digital, physical to digital. Наиболее интенсивный прорыв планируется реализовать на уровне digital to digital – развитие цифровых моделей технологических объектов. Также представлены результаты технологий использования мобильных и носимых устройств для повышения обеспечения безопасности жизни и здоровья сотрудников. В качестве изменения бизнес-моделей предложены разноуровневые центры управления процессами: центр управления эффективностью, центр интегрированных операций, интеллектуальная диспетчерская. Проект «Цифровое месторождение» является основанием для последующего эффективного развития в условиях цифровой экономики. Опираясь на имеющийся опыт, компания планирует существенно расширить перечень направлений цифровой трансформации ключевых бизнес-блоков: завод, транспорт, логистика и автозаправочная станция.

Список литературы

1. Инициатива «Группы двадцати» по развитию и сотрудничеству в области цифровой экономики. – http://kremlin.ru/supplement/5111

2. Цифровая Индустрия 4.0. – http://www.forbes.ru/brandvoice/sap/345779-chetyre-nol-v-nashu-polzu

3. Программа «Цифровая экономика Российской Федерации». Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1632-р от 28.07.17 г.

4. Репин В.В., Елиферов В.Г. Процессный подход к управлению. Моделирование бизнес-процессов. – М.: Манн, Иванов и Фербер, 2013. – 544 с.

В своей деятельности ПАО «НК «Роснефть» имеет дело с огромным числом подрядных организаций. Подрядная организация – это организация, которую нанимает компания-заказчик (в данном случае - НК «Роснефть») для выполнения определенных работ в соответствии с заключенным договором за определенную плату. Естественно, что заказчик вправе ожидать, что работы будут выполнены качественно, безопасно и в оговоренные сроки. Однако на практике случается, что в силу различных причин эти ожидания не оправдываются. Так возникла необходимость в создании единой системы, позволяющей четко оценивать качество и эффективность работы той или иной подрядной организации и принимать решения о дальнейшем сотрудничестве с ней. Специалистами Управления производственного потенциала и эффективности Департамента нефтегазодобычи совместно с представителями обществ группы «Роснефть» разработана «Система управления эффективностью деятельности подрядчиков» (УЭДП). У компании «Роснефть» появился инструмент, позволяющий сравнивать и комплексно оценивать работу внешних и внутренних подрядчиков по одной шкале независимо от региона деятельности. Система охватывает практически все основные виды нефтепромысловых услуг: капитальный и текущий ремонт скважин; гидроразрыв пласта; применение гибких насосно-компрессорных труб; обработка призабойной зоны; перфорационно-взрывные работы; геофизические исследования скважин в обсаженном и открытом стволе; ремонт насосно-компрессорных труб; технологический автотранспорт. Целью созданной системы является обеспечение прозрачности процесса рейтингования, формирование открытой системы оценки деятельности подрядчиков, описание понятных правил взаимодействия с заказчиком для отраслевых партнеров на рынке нефтепромысловых услуг. На основе данных, полученных с помощью системы управления эффективностью, формируется рейтинг подрядных организаций. Процесс рейтингования создает здоровую внутреннюю конкуренцию среди подрядных организаций, стимулирует подрядчиков на оказание услуг на высочайшем уровне.

Список литературы

1. Как «Салым Петролеум» повышает эффективность управления контрактами // Новые горизонты. – http://www.up-pro.ru/library/strategy/outsourcing/kontrakty-salym.html.

2. A pattern of constructor selection for oil and gas industries in safety approach using AND-DEMATEL in a Grey environment. – http://www.nabi.nlm.nih.gov/pubmed/29091017

3. Driving operational performance in oil and gas. – London: Ernst & Young, 2015. – https://www.yumpu.com/en/document/read/55871092/driving-operational-performance-in-oil-and-gas.

4. Dubey M. Performance-based contracting improves project execution // Oil & Gas Journal. – 2015. – V. 113. – № 10. – P. 48–51.

5. Кожевников А., Уилсон Э. Управление подрядчиками в нефтегазовой отрасли России как фактор экологической безопасности. – М.: WWF России, 2010.

6. Холопова Л. Совершенство нон-стоп // Сибирская нефть. – 2018. – № 9(156). – С. 22–25. – https://www.gazprom-neft.ru/files/journal/SN156.pdf

7. Пять принципов философии контрактования ТНК-ВР // Эксперт Сибирь. – 2012. – № 42. – http://expert.ru/siberia/2012/42/pyat-printsipov-filosofii-kontraktovaniya-tnk-vr/.

8. Зорина С. Образец эффективности // Сибирская нефть. – 2018. – № 9(156). – С. 15–20. – https://www.gazprom-neft.ru/files/journal/SN156.pdf

В статье рассмотрены особенности очередного выпуска "World Energy Outlook" (WEO-2018), который имеет целый ряд существенных отличий от предыдущих подобных изданий. Среди них – появление новых сценариев перспективного развития мировой энергетики (основного – «Сценарий устойчивого развития», и дополнительного – «Будущее – это электроэнергия»); повышенное внимание к изучению роли электроэнергии в обеспечении возрастающих потребностей мира в энергии и возможностей дальнейшей электрификации всех секторов мировой экономики; оценка косвенных выбросов парниковых газов, связанных с функционированием нефтегазовой отрасли. Большинство отличий связано с тем, что центральное место занимает проблема изменения климата. Проанализированы возможные причины появления новых сценариев, их особенности и основные отличия от других основных сценариев прогноза. На примере нефтяной отрасли (мирового потребления нефти и других видов жидкого топлива и их производства) исследованы различия в перспективных оценках основных показателей «Сценария устойчивого развития» и базового «Сценария новых политик». На основе анализа сценария «Будущее – это электроэнергия» и материалов раздела «Специальный фокус на электроэнергии» показаны основные тенденции и закономерности процесса дальнейшей электрификации мировой экономики, особенно автотранспорта. Рассмотрена сделанная в WEO-2018 всеобъемлющая оценка выбросов парниковых газов, связанных с нефтегазовым сектором мировой энергетики. Подтверждены сделанные ранее выводы о высокой степени неопределенности практически каждого элемента, из которых складывается общая картина энергетики будущего, о том, что российским специалистам необходимо проводить свое изучение как причин и составных частей этой неопределенности, так и вытекающих из нее вызовов и ограничений, влияющих на перспективы развития нефтегазового комплекса России.

Список и литературы

1. Мастепанов А.М. Прогнозы развития мирового нефтегазового комплекса как отражение глобальных проблем и тенденций энергопотребления // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 6–11.

2. Мастепанов А.М. МЭА: прогнозы добычи нетрадиционных видов газа// Научный журнал Российского газового общества. – 2018. – № 3–4. – С. 21–40.

3. Мастепанов А.М., Баринов П.С. МЭА и Секретариат ОПЕК: два прогноза – два взгляда на перспективы развития глобальной энергетики // Бурение и нефть. – 2018. – № 6. – С. 4–12.

4. World Energy Outlook 2018 // OECD/IEA. – 2018. – 645/661 p. – https://webstore.iea.org/world-energy-outlook-2018

5. World Energy Outlook 2017 // OECD/IEA. – 2017. – 782 p. – https://webstore.iea.org/world-energy-outlook-2017

6. Fereidoon Sioshansi. IEA: Future is electric and increasingly renewable. – https://energypost.eu/iea-future-is-electric-and-increasingly-renewable/

В статье приведен обзор накопленного опыта разработки цифровых месторождений, синтезированных специалистами «Нафта колледжа» на основе комплексного симулятора «Полиплан» в рамках многолетней программы интерактивных турниров «Петрокап».

Разработка осуществлялась на протяжении нескольких лет мультидисциплинарными командами специалистов по 8-10 человек из разных организаций России и зарубежья. Представлен срез по более чем 20 нефтяным компаниям, более чем 10 нефтесервисным компаниям и 10 учебным заведениям. Несмотря на то, что каждый турнир «Петрокап» имеет свои особенности, связанные с составом команды, структурой запасов и условиями разработки конкретной цифровой залежи, некоторые статистические метрики дают устойчивое представление о доминирующих трендах в стратегиях разработки нефтяных месторождений, среди которых есть как эффективные, так и неэффективные практики. Полученный результат представляет собой несомненный интерес для руководителей нефтяных компаний в плане оценки профиля типовых стратегий проектирования и управления разработкой активов, а также в плане увеличения эффективности этих стратегий.

Приведенная в статье статистика также полезна руководителям нефтесервисных компаний для оценки потенциала и спектра востребованных услуг. Руководители учебных центров и вузов могут использовать ее для оценки индустриальных трендов в области технологий разработки и правильного фокусирования программ учебных курсов.

Список литературы

1. Цифровое месторождение в образовании / В.Г. Мартынов, В.С. Шейнбаум, С.А. Сарданашвили, П.В. Пятибратов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 124–126.

2. Ахметов Л.Г., Файзрахманов И.М. Подготовка специалистов к профессиональной конкуренции посредством проектирования виртуального учебного пространства / Казанский педагогический журнал. – 2007. – https://cyberleninka.ru/article/v/podgotovka-spetsialista-k-professionalnoy-konkurentsii-posredstvom...

3. Подготовка инженера в реально-виртуальной среде опережающего обучения / Г.С. Дьяконов, В.М. Жураковский, В.Г. Иванов [и др.] // Казань: Изд-во Казан. гос. технол. ун-та, 2009. – https://moodle.kstu.ru/pluginfile.php/35105/mod_resource/content/1/%D0%9F%D0%B0%D0%BF%D0%BA%D0%B0%20...

4. Пилипеко Д. Пять версий цифрового месторождения / Нефтегазовая вертикаль. – 2018. – http://www.ngv.ru/news/pyat_versiy_tsifrovogo_mestorozhdeniya/

5. Цифровые месторождения: мифы и возможности / Нефтегазовая вертикаль. – 2017. – http://www.ngv.ru/magazines/article/tsifrovye-mestorozhdeniya-mify-i-vozmozhnosti/

Проектирование объектов нефтегазодобычи в части надежности их электроснабжения осуществляется на основе категорий надежности, определяемых Правилами устройства электроустановок (ПУЭ). Такая классификация электроприемников по нормированию надежности их электроснабжения существует уже более полувека. В статье рассмотрены недостатки существующей системы нормирования надежности электроснабжения. Отмечено, что она носит в основном описательный характер требований, каких-либо количественных показателей, за исключением числа независимых источников питания, действующая система категорирования надежности не содержит. На примере объектов нефтедобычи показаны недостатки действующей системы, в частности то, что некоторые положения действующих норм носят противоречивый характер.

Для целей проектирования систем электроснабжения предложено использовать специальную систему кодирования требований к надежности, которая базируется на существующей системе категорирования, но расширена дополнительными требованиями. Эти дополнительные требования определяют технические решения по схеме нормального режима электроснабжения, резервным и аварийным источникам питания. Цель предлагаемого кодирования в том, чтобы в краткой и стандартизованной форме зафиксировать основные требования к системе электроснабжения электроприемника или потребителя электроэнергии, которые должны быть реализованы при проектировании. Предложен расширенный алгоритм кодирования требований к надежности электроснабжения, приведены примеры такого кодирования. Цель предлагаемой системы кодирования ‒ в короткой формуле зашифровать большой объем информации (требований).

Анализ существующей системы нормирования надежности и предложенный алгоритм кодирований рассмотрены на примере электроснабжения объектов нефтедобычи, но все выводы и предложения носят универсальных характер, т.е. могут использоваться без привязки к конкретной отрасли промышленности.

Список литературы

1. Биллинтон Р., Аллан Р. Оценка надежности электроэнергетических систем / пер. с англ. под ред. Ю.А Фокина. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 288 с.

2. Воротницкий В.В. Надежность электроснабжения как инструмент регулирования отношений между поставщиками и потребителями энергии //Энергия и Менеджмент. – 2009. – № 3.

3. Фрайштетер В.П. О категориях надежности электроснабжения на примере объектов нефтедобывающей промышленности. Часть 1 // Промышленный электрообогрев и электроотопление. – 2018. – № 1. – С. 34–59.

4. Мартьянов А.С., Фрайштетер В.П., Сушков В.В. Создание отказоустойчивой системы питания установок электроцентробежных насосов с частотно-регулируемым приводом на основе современных накопителей энергии // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 109–112.

5. Фрайштетер В.П. О категориях надежности электроснабжения на примере объектов нефтедобывающей промышленности. Часть 2 // Промышленный электрообогрев и электроотопление. – 2018. – № 2. – С. 40–55.

В рамках реализации программы цифровизации объектов электроэнергетики, разработанной Минэнерго России, в 2018 – 2022 гг. предполагаются модернизация электросетевого комплекса России, переход к цифровым подстанциям (ЦПС). Вопрос проектирования ЦПС требует особого внимания. В настоящее время отсутствует внутренний российский стандарт МЭК 61850 и профильная нормативно-техническая документация по данному направлению. Во всех проектах ЦПС используются разные аппаратно-компоновочные решения и архитектура организации системы релейной защиты автоматики и управления (РЗА и АСУ), что вызывает трудности в оценке адекватности и достаточности предлагаемых технических решений, отрицательно влияет на сроки разработки проектной, конструкторской документации и изготовления оборудования.

В статье рассмотрена ЦПС 110/35/10 кВ, проект которой разработан ПАО «Гипротюменнефтегаз» совместно с ООО НПП «ЭКРА». Система автоматизации ЦПС реализована в виде программно-аппаратного комплекса на базе цифрового оборудования и оптоволоконных связей, объединенных единым протоколом передачи данных по стандарту МЭК 61850. Программно-аппаратная основа ЦПС 110/35/10 кВ представлена двумя дублированными шкафами централизованных интеллектуальных электронных устройств (ЦИЭУ 1, ЦИЭУ 2). Каждое ЦИЭУ является блоком, выполненным по модульному принципу, где каждый модуль выполняет определенные функции и дает возможность конфигурирования и управления независимо от других модулей.

Применение комбинированной архитектуры позволило создать масштабируемую автоматизированную систему контроля, управления, защиты, сбора, передачи и обработки информации, построенную по многоуровневому централизованному принципу. Предлагаемый подход позволяет упростить схемы вторичной коммутации путем приближения источников цифровых сигналов к первичному оборудованию, сокращения количества используемой внутришкафной и междушкафной кабельной продукции. Использование в качестве контроллера присоединений классических микропроцессорных терминалов совместно с электромагнитными трансформаторами тока и напряжения позволило сократить количество необходимых устройств DMU и AMU. Кроме того, применение отдельных терминалов на каждом присоединении 10 кВ позволяет обеспечить устойчивость системы РЗА с сохранием преимуществ и надежности классической подстанции.

Список литературы

1. Михайленко О. Цифровая подстанция: вызовы времени // Руководящие материалы по проектированию и эксплуатации электрических сетей. – 2017. – № 5. – С. 36–39.

Рассмотрено внедрение инновационной технологии строительства горизонтальных скважин оптимизированного дизайна двухколонной конструкции, исключающей третью колонну – хвостовик малого диаметра. Геонавигационные буровые комплексы с ресурсом непрерывной работы, составляющим сотни часов, позволяют бурить скважину под эксплуатационную колонну одним долблением в сочетании с растворами на углеводородной основе, обеспечивающими устойчивость ствола, вскрывать нефтяной пласт протяженным горизонтальным стволом. Сформулированы задачи опытно-промысловых испытаний геосупервайзинга. Дано описание структуры взаимодействия персонала и разделения полномочий поста геосупервайзинга. Перечислены преимущества аппаратно-программного комплекса геосупервайзинга на базе цифровой станции «Кедр». Приведены результаты опытно-промысловых испытаний первой в нефтегазовой отрасли интеграции бурового супервайзинга с геолого-технологическим контролем на базе цифровой станции на пяти скважинах Ватинского месторождения.

Интегрирование поста бурового супервайзинга с партией геолого-технических исследований (ГТИ) обеспечило контроль соответствия выполняемых технологических операций плановым, сокращение времени формирования текущей и отчетной документации с освобождением времени супервайзера для более ответственной и требующей высокой квалификации работы, оперативное предоставление ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» объективной информации по технологическим операциям с определением структуры непроизводительного времени. Цифровая станция ГТИ позволила переоснастить модули дистанционного интерактивно-производственного обучения учебно-производственного полигона, функционирующего на базе РГУ нефти и газа, АО «НИПЦ ГНТ» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с 2009 г. В настоящее время подготовка специалистов, в том числе магистров, исследователей и преподавателей РГУ нефти и газа выполняется на инновационном уровне цифровых технологий и новой профессии геосупервайзера.

Список литературы

1. Кульчицкий В.В., Щебетов А.В. Геосупервайзинг нефтяных и газовых скважин // Бурение и нефть. – 2016. – № 9. – C. 38–41.

2. Принципы построения интегрированных систем управления операционной деятельностью на примере центра управления бурением группы компаний «Газпром нефть» / А.В. Билинчук, И.Ф. Рустамов, Е.Ю. Булгаков [и др.] // ROGTEС. – 2018. – Вып. № 54. – С. 36–44.

3. Программный комплекс «АРМ Геосупервайзера» / В.В. Кульчицкий, А.К. Пархоменко, А.В. Щебетов [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017611562 от 06.02.17 г.

4. Инновационные образовательные технологии бурового супервайзинга / Ю.В. Шульев, В.Г. Мартынов, В.В. Кульчицкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 3. – С. 10–13.

В статье рассмотрена фундаментальная проблема нефтяной геологии – гипотеза о восполнении запасов нефтяных залежей в процессе их разработки. Увеличение извлекаемых запасов нефтяных месторождений за счет процесса современного подтока глубинной нефти – важная и актуальная задача. Также локализация зон такой подпитки представляет собой очень серьезную научную и практическую задачу, решение которой требует проведения комплексных промыслово-геологических и геохимических исследований в режиме мониторинга в течение длительного времени. Это необходимо для получения количественных параметров подтока легких углеводородов. Проведение таких работ позволит выбрать наиболее перспективные участки залежи для поиска каналов глубинной дегазации углеводородов и рекомендовать проведение сейсмических исследований по новым инновационным технологиям с целью картирования каналов и последующего мониторинга процессов дегазации. Вновь полученные результаты в совокупности с уже имеющейся информацией дадут возможсть по-новому подойти к разработке альтернативной геологической и гидродинамической модели, определять скорости регенерации залежей в процессе разработки и объемы «подпитки» залежи углеводородами из глубин, а также прогнозировать роль процессов переформирования залежей в общей добыче нефти. Процесс внедрения легких углеводородов в залежь нефти необходимо изучать и учитывать для планирования разработки нефтяных месторождений, оценки остаточных запасов нефти, определения сроков «жизни» месторождений, построения геологических и гидродинамических моделей месторождений. Процесс глубинного подтока флюидов в ходе массо- и теплопереноса имеет важное значение для формирования и переформирования залежей углеводородов в различных геолого-физических условиях. Перспективным является создание геологических моделей месторождений, учитывающих процессы подпитки и возможность оценки параметров разработки таких объектов на длительный период.

Список литературы

1. Petford N. & McCaffrey K.J.W. Hydrocarbons in Cristalline Rocks. Geological Society, London, Special Publications, 2003. – 214, 1–5. 0305–8719/03/$15 © The Geological Society of London.

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

3. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Сианисян С.Э. Концепция двухэтапного формирования залежей углеводородов западного борта Прикаспийской впадины // Успехи органической геохимии. Материалы Всероссийской научной конференции 11–15 октября 2010 г. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2010. – С. 64–69.

4. Гаврилов В.П. Нефть и газ – возобновляемые ресурсы. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. –

http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/geology/VP_statya_Neft%20 gaz%20vozobnovlyaemy.pdf

5. Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы // Материалы Всероссийской конференции. – М.: ГЕОС, 2008. – 622 с.

6. Проявления современных подтоков углеводородов в нефтегазоносные комплексы на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Е.Ю. Горюнов, П.А. Игнатов, Д.Н. Клементьева [и др.] // Геология нефти и газа. – 2015. – № 5. – С. 62–69.

7. Касьянова Н.А. Геофлюидодинамические доказательства современного восполнения запасов нефтегазовых залежей // Геология, география и глобальная энергия. – 2010. – № 3 (38). – С. 14–16.

8. Нефтяные и газовые месторождения – саморазвивающиеся и постоянно возобновляемые объекты / Р.Х. Муслимов, И.Ф. Глумов, И.Н. Плотникова [и др.] // Геология нефти и газа (спецвыпуск). – 2004. – С. 43–49.

9. Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н. Возобновляются ли запасы нефти? // ЭКО. – 2012. – № 1 (145). – С. 29–34.

10. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача; прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). – Казань: ФЭН, 2014. – 750 с.

11. Плотникова И.Н. Современный процесс возобновления запасов углеводородного сырья: гипотезы и факты // Георесурсы. – 2004. – Т. 15. – № 1. – С. 40.

12. Плотникова И.Н., Салахидинова Г.Т. Геохимические критерии идентификации невыработанных участков нефтяных залежей на поздней стадии их разработки // Нефть и газ. – 2017. – № 5. – С. 83–102.

13. Органическая геохимия осадочной толщи и фундамента территории Татарстана / Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Р.Г. Лукьянова, Н.С. Шарипова. – М.: ГЕОС, 2009 – 487с.

14. Геоинформационные подходы к изучению Ромашкинского месторождения / И.Н. Плотникова, А.Н. Ахметов, А.Н. Делев [и др.] // Известия вузов. – Горный журнал. – 2011. – № 7. – С. 63–67.

15. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. – С. 34–41.

16. Дьячук И.А. К вопросу переформирования нефтяных месторождений и пластов // Георесурсы – 2015. – № 1 (60). – С. 39–46.

В настоящее время запасы углеводородов, приуроченные к карбонатным отложениям, представляют все больший интерес и являются «драйверами» роста и поддержания уровня добычи. Вовлечение в разработку карбонатных отложений, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами и сложным геологическим строением, требует применения новых подходов.

В статье рассмотрено применение литофациального моделирования для оптимизации разработки карбонатных отложений Боровского месторождения Самарской области. Разделение пород коллекторов по типу пустотного пространства в зависимости от петроклассов при построении детализированной геологической модели является новым дифференцированным подходом к разработке карбонатных отложений. Боровское месторождение является многопластовым и многокупольным. Основной объект разработки – пласт А₄ отложений башкирского яруса, в котором сосредоточена большая часть остаточных извлекаемых запасов месторождения. Пласт характеризуется плохими PVT свойствами нефти, неоднородностью геологического строения и низкой выдержанностью коллектора по латерали. В качестве основы для уточнения петрофизических зависимостей и констант пласта А₄ использованы результаты научно-исследовательской работы по созданию унифицированной петрофизической модели башкирских отложений на месторождениях Республики Башкортостан. Всего в отложениях башкирского яруса (пласт А₄) Боровского месторождения выделено три петрокласса: трещинно-поровый, каверново-поровый и поровый. Деление карбонатного разреза пласта А₄ на петроклассы подтверждается историей эксплуатации скважин – различием в начальных и накопленных показателях добычи нефти за весь период фактической работы.

Выбор оптимального сценария разработки осуществлен с использованием гидродинамической модели пласта А₄, адаптированной к истории разработки, с принятыми экспертными подходами. Определены участки локализации остаточных извлекаемых запасов с учетом распределения петроклассов и выбраны варианты дальнейшей разработки на примере опытно-промышленного участка с последующим тиражированием полученных результатов для выработки запасов целевого объекта.

Список литературы

1. Шамбарова Л.И. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Боровского нефтяного месторождения Самарской области (включая Нижнее месторождение). – Самара: ОАО «СамараНИПИнефть», 2018. – 317 с.

2. Александрова Е.А., Иванова А.Ю. Технологический проект разработки Боровского нефтяного месторождения Самарской области АО «Самаранефтегаз». – Самара: ОАО «СамараНИПИнефть», 2018. – 654 с.

3. Литолого-петрофизическая типизация карбонатных пород отложений среднего карбона (на примере месторождений северо-западной части Башкортостана) / Т.В. Бурикова, Е.Н. Савельева, А.М. Хусаинова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 18–21.

В настоящее время решение задач повышения эффективности эксплуатации месторождений углеводородов не представляется возможным без широкого внедрения методов механики горных пород на всех стадиях разработки. До недавнего времени геомеханические исследования в России проводили, в основном, зарубежные сервисные компании (Шлюмберже, Халлибуртон и др.). В настоящее время отечественные компании создают центры геомеханических исследований, которые решают в первую очередь прикладные научные задачи. В Пермском национальном исследовательском политехническом университете геомеханические исследования проводятся в Центре геомеханики и геодинамики недр. Основными направлениями его работы являются испытания физико-механических свойств продуктивных объектов и пород, расчеты напряженно-деформированного состояния (НДС) горных массивов при разработке месторождений углеводородов, создание геолого-геомеханических моделей месторождений углеводородов, анализ устойчивости и деформирования нефтяных и газовых скважин, разработка теоретических и практических основ ориентированного гидроразрыва пласта (ГРП), инструментальные наблюдения за процессами движения земной поверхности, разработка проектов геодинамических полигонов.

В данной статье представлены результаты геомеханических исследований, выполненных для ряда реализованных проектов. Выполнение комплексных геомеханических исследований в Центре геомеханики и геодинамики недр университета позволило приступить к комплексному освоению ресурсов Соликамской впадины, расположенной на севере Пермского края; определить геомеханические характеристики продуктивных объектов ряда месторождений и на их основе разработать рекомендации по обеспечению устойчивости наклонно направленных и горизонтальных скважин, сохранению их продуктивности, необходимости мониторинга геомеханических и геодинамических процессов, происходящих при эксплуатации месторождений; создать геолого-геомеханические модели месторождений, ориентированные на решение проблем устойчивости стволов скважин и оптимизации разработки месторождений.

Список литературы

1. Развитие комплексного геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть» / А.А. Вашкевич, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 16–19.

2. Ганаева М.Р., Суходанова С.С., Халиулин Р.Р. Построение трехмерной геомеханической модели месторождения на Сахалинском шельфе с целью планирования многостадийного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 108–111.

3. Разработка корпоративного геомеханического симулятора для моделирования устойчивости скважин / А.Р. Давлетова, В.В. Киреев, С.Р. Кнутова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 88–92.

4. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: ООО «Недра-Бизнес Центр», 2007. – 467 с.

5. Petroleum related rock mechanics, 2nd edition / E. Fjaer [et. al]. – Elseveir. – 2008. – 515 с.

6. Balkema A.A., Box P.O. Rock at great depth – Rock mechanics and rock physics at great depth // Proceedings of an international symposium. – 1989. – V. 2. – 1620 p.

7. Геомеханические характеристики терригенных продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников, Д.В. Шустов, А.Э. Кухтинский, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 32–35.

8. Влияние анизотропии упругих и прочностных свойств пород на устойчивость наклонной скважины / С.Г. Ашихмин, Ю.А. Кашников, Д.В. Шустов, А.Э. Кухтинский // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – C. 54–57.

9. Геолого-геомеханическая модель Астраханского газоконденсатного месторождения / Ю.А. Кашников [и др.] // Газовая промышленность. – 2012. – № 3. – C. 29–33.

10. 3D geological geomechanical reservoir modeling for the purposes of oil and gas field development optimization / D.V. Shustov, Yu.A. Kashnikov, S.G. Ashikhmin & A.E. Kukhtinskiy // EUROCK 2018: Geomechanics And Geodynamics Of Rock Masses. – 2018. – V. 2. – P. 1425–1430.

11. Hiroki Sone. Mechanical properties of shale gas reservoir rocks and its relation to the in-situ stress variation observed in shale gas reservoirs // PhD thesis. – 2012. – V. 295. – 1620 p.

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

Дебит углеводородного флюида после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) определяется площадью проницаемой поверхности образовавшейся трещины и ее шириной. Таким образом, основными геометрическими параметрами трещины ГРП являются высота, ширина и длина, которые нельзя непосредственно измерить. Измеряемыми параметрами при ГРП являются устьевое и забойное (не всегда) давления. Другой способ определения размеров трещины заключается в моделировании ГРП. Однако для моделирования необходимо знать модули упругости пород в интервале проведения операции ГРП. Результаты исследований упругих свойств на керне могут характеризоваться довольно высокой погрешностью, например, из-за разгрузки керновых образцов и образования трещин при извлечении кернового материала из скважины на поверхность.

В данной статье представлены методика и алгоритм определения размеров трещины ГРП и эффективного модуля Юнга горной породы в интервале развития трещины по данным забойных манометров после гидроудара. Методика основана на решении прямой задачи о собственных колебаниях трещины ГРП после остановки насоса. Собственные колебания трещины ГРП описываются линеаризованной обобщенной моделью Перкинса – Керна – Нордгрена(PKN) гиперболического типа. Методом наименьших квадратов решается обратная коэффициентная задача. По найденным коэффициентам определяются жесткость трещины ГРП, ее геометрические параметры, а также модуль Юнга породы в интервале развития трещины ГРП. Проведено сравнение геометрических параметров трещины ГРП, найденных предложенным методом, с расчетами дизайна теста на замещение, выполненными в симуляторе «РН–ГРИД» при значении модуля Юнга, полученном из новой методики. Расчеты показали хорошую сходимость результатов.

Список литературы

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

2. Patzek T.W., De A. Lossy transmission line model of hydrofractured well dynamics // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2000. –

V. 25 (1-2). – Р. 59-77. – DOI: https://doi.оrg./10.2118/46195-MS.

3. Wylie E.B., Streeter V.L. Fluid Transients in Systems. – New Jersey: Englewood Cliffs, Prentice-Hall, 1993. – 463 p.

4. Paige R.W., Murray L.R., Roberts J.D.M. Field Application of Hydraulic Impedance Testing for Fracture Measurement // SPE 26525-РА. – 1995. – DOI: https://doi.оrg./10.2118/26525-PA.

5. Снеддон И.Н., Берри Д.С. Классическая теория упругости. – М.: Физматгиз, 1961, – 219 с.

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

7. Iriarte J., Merritt J., Kreyche B. Using Water Hammer Characteristics as a Fracture Treatment Diagnostic // SPE 185087-МС. – 2017. – DOI: https://doi. оrg./10.2118/185087-MS.

8. Perkins T.K., Kern L.R. Width of hydraulic fractures // Journal of Petroleum Technology. – 1961. – V.13. – № 4. – P. 937­949.

9. Nordgren R.P. Propogation of a vertical hydraulic fracture // Society of Petroleum Engineers J. – 1972. – V.12. – № 4. – Р. 306–314.

10. Ильясов А.М., Булгакова Г.Т. Квазиодномерная модель гиперболического типа гидроразрыва пласта // Вестник Самарского гос. техн. ун-та. Сер. Физ.-мат. науки. – 2016. – Т. 20. – № 4. – С. 739–754. – DOI: http://dx. doi. оrg./10.14498/vsgtu1522.

11. К оценке геометрических параметров трещины гидроразрыва пласта / В.А. Байков, Г.Т. Булгакова, А.М. Ильясов, Д.В. Кашапов // Механика жидкости и газа. – 2018. – № 5. – С. 64-75. – DOI: 1031857/S05682810001790-0.

Одним из наиболее эффективных способов повышения продуктивности скважин является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В результате гидроразрыва в пласте образуются трещины высокой проводимости, которые снижают фильтрационное сопротивление призабойной зоны и увеличивают эффективный радиус скважины. В работах И.В. Кривоносова, И.А. Чарного и М. Пратса было установлено, что «идеальная» трещина (трещина бесконечной проводимости) эквивалентна скважине, диаметр которой равен половине длины трещины. Ранее аналогичный вывод был сделан в фундаментальных трудах Ф. Форгеймера и Н.Е. Жуковского при исследовании стационарной фильтрации воды к щели и галереи конечной длины. Важным этапом при планировании операции ГРП является определение оптимальных параметров трещины (длины, ширины и проводимости), которые способны обеспечить максимальный уровень добычи при фиксированном объеме трещины и известных толщине пласта, радиусе дренирования, проницаемости породы и проппанта.

В статье проведен теоретический анализ псевдоскин-фактора трещин ГРП прямоугольной и эллиптической форм и представлены выражения для оптимальной полудлины и раскрытия трещины. Показано, что эффективный радиус трещины гидроразрыва с оптимальной проводимостью в 2 раза меньше эффективного радиуса «идеальной» трещины. Получена система интегральных уравнений для определения установившегося притока жидкости к трещине ГРП конечной проводимости в круговом пласте. На основе численного решения системы интегральных уравнений построены графики распределения притока и давления вдоль крыльев трещин для различных значений безразмерной проводимости трещин. Полученные результаты хорошо согласуются с результатами расчетов М. Пратса и Х. Синко-Ли. Показано, что псевдоскин-фактор в явном виде выражается через плотность притока жидкости к трещине.

Список литературы

1. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation, 3rd Ed // J. Wiley Sons. – 2000. – 856 p.

2. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 212 с.

3. Prats M. Effect of vertical fractures on reservoir behavior – incompressible fluid case // SPE 1575-6. – 1961.

4. Кривоносов И.В., Чарный И.А. Расчет дебитов скважин с трещиноватой призабойной зоной пласта // Нефтяное хозяйство. – 1955. – № 4. – С. 40–47.

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

6. Meyer B.R., Jacot R.H. Pseudosteady-state analysis of finite-conductivity vertical fractures // SPE 95941-MS. – 2005.

7. Астафьев В.И., Федорченко Г.Д. Моделирование фильтрации жидкости при наличии трещины гидравлического разрыва пласта // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия «Физико-матеиатические науки». – 2007. – № 2 (15). – С. 128–132.

8. Riley M.F., Brigham W.E., Horne R.N. Analytic solutions for elliptical finite-conductivity fractures // SPE 22656-MS. – 1991.

9. Lu Y., Chen K.P. Productivity-index optimization for hydraulically fractured vertical wells in a circular reservoir: a comparative study with analytical solutions // SPE 180929-PA. – 2016.

10. Сinсо-Ley Н., Meng H.-Z. Pressure-transient analysis of wells with finite-conductivity vertical fractures in double porosity reservoirs // SPE 18172-MS. –1988.

11. Морозов П.Е. Псевдоскин-фактор и оптимальная проводимость вертикальной трещины гидравлического разрыва пласта // Материалы Международной научно-практической конференции «Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений», посвященной

100-летию со дня рождения В.Д. Шашина. Казань, 7–8 сентября 2016. – Т. II. – Казань: Ихлас, 2016. – С. 53–56.

12. Зазовский А.Ф., Тодуа Г.Т. О стационарном притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва большой протяженности // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. – 1990. – № 4. – С. 107–116.

13. Cinco–Ley H., Samaniego V.F., Dominguez A.N. Transient pressure behavior for a well with a finite–conductivity vertical fracture // SPE. – 1978.

Капитальный ремонт эксплуатационного фонда скважин на большинстве месторождений Краснодарского края осложнен высокой обводненностью добываемой продукции, наличием поглощающих пластов, разрушением призабойных зон скважин. По окончании геолого-технических мероприятий скважины зачастую не удается вывести на проектный дебит. Процесс промывки глинисто-песчаных и проппантовых пробок осложняется значительным поглощением, приводящим к кольматации пластов технологическими жидкостями и механическими частицами пробки. В ряде случаев эффект от проведения работ может быть нулевым или отрицательным, в таком случае скважина после ремонта переводится в бездействующий или ликвидируемый фонд.

Для решения указанных проблем при ремонте скважин разработана технология очистки на депрессии ствола скважины от уплотненных глинисто-песчаных или проппантовых пробок, перфорационных каналов от кольматантов с последующим виброволновым воздействием на призабойную зону пласта для интенсификации добычи нефти. Возможно сочетание физического виброволнового метода воздействия с химическим реагентным (кислотами или растворителями асфальтосмолопарафиновых отложений). Данной технологии реализуется при помощи разработанных источника гидродинамических колебаний (скважинного вибратора) и погружного струйного насоса. Проанализированы модели расчета струйных аппаратов применительно к скважинным условиям. Опытно-промышленное внедрение разработанных методов и технологий на бездействующих и ликвидируемых добывающих скважинах газонефтяных месторождений Краснодарского края, а также гидрогеологических водозаборных скважинах Южном федеральном округе свидетельствует об их высокой успешности, эффективности при сравнительно низких затратах на проведение скважино-операций.

Список литературы

1. Суковицын В.А. Совершенствование технологий восстановления герметичности крепи и промывки скважин в условиях значительного падения пластовых давлений: дис. ... канд. техн. наук. – Ставрополь, 2013.

2. Дроздов А.Н., Териков В.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68–72.

3. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Prospects of Development of Jet Pump’s Well Operation Technology in Russia // SPE 176676. – 2015.

4. Увеличение эффективности очистки ПЗП с применением УПС /

С.И. Стрункин, А.В. Алексеев, И.А. Мухутдинов [и др.] // Инженерная практика. – 2015. – № 10. – https://glavteh.ru/очистка-забоя-мехпримеси-упс/

5. Stand Research and Analysis of Liquid-Gas Jet-Pump’s Operation Characteristics for Oil and Gas Production / A.N. Drozdov, E.A. Malyavko, Y.L. Alekseev, O.V. Shashel // SPE 146638. – 2011.

6. Экспресс-методика расчета характеристики гидроструйного насоса для эксплуатации скважин / А.Н. Дроздов, Д.О. Выходцев, К.А. Горидько, В.С. Вербицкий // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – С. 76–79.

7. Drozdov A.N. Stand Investigations of ESP’s and Gas Separator’s Characteristics on Gas-Liquid Mixtures with Different Values of Free-Gas Volume, Intake Pressure, Foaminess and Viscosity of Liquid / SPE 134198. – 2010.

8. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.

9. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Гидродинамические и кавитационные струйные технологии в нефтегазовом деле. – Краснодар: Издательство: Кубанский государственный технологический университет, 2017. – 215 с.

10. База данных «Струйные аппараты в нефтегазовых технологиях» / И.А. Пахлян, М.В. Омельянюк, М.В. Ивлев [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2018620362, дата регистрации 01.03.18 г.

11. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия / В.П. Дыбленко, Р.Н. Камалов, Р.Я. Шарифуллин, И.А. Туфанов. – М.: Недра, 2000. – 404 с.

12. Пат. 2542015 C1 РФ. Ротационный гидравлический вибратор /

М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель КубГТУ. – № 201404385/03; заявл. 07.02.14; опубл. 20.02.15.

13. Пат. 2542016 РФ. Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель КубГТУ. – № 201404386/03; заявл. 07.02.14; опубл. 20.02.15.

Анализ качества замеров расходомерами глубинными дистанционными (РГД) при потокометрических исследованиях показывает, что замеры хорошего качества составляют лишь 35 % общего числа, удовлетворительного качества – 65 %. При разделении исследований по задачам (профиль притока/профиль «ухода» жидкости) установлено, что информативность исследований на притоке существенно ниже, чем в процессе закачки воды в скважины нагнетательного фонда. Наиболее часто предполагаемая причина малой информативности данных РГД – высокий порог «страгивания» турбинки механического расходомера или его загрязнение. Не учитываются такие важные параметры, влияющие на результативность механической расходометрии, как состав флюида и угол наклона ствола скважины в интервале исследований. Для оценки области применения и ограничений использования механического расходомера проведен анализ результатов тестирования промышленных скважинных приборов российского производства используемых при проведении геофизических исследований скважин в условиях добычи двухфазной продукции (нефть – вода), смоделированных на гидродинамическом стенде с изменением угла наклона трубы. Экспериментальные работы выполнены на базе ИЦ «Технопарк» Башкирского государственного университета в рамках сотрудничества с сервисными геофизическими компаниями. Сделаны выводы о влиянии состава флюида и изменение угла наклона ствола скважины на реакцию датчиков расхода скважинных приборов в условиях одно- и многофазного потока и о возможности получения достоверных результатов интерпретации. Результаты экспериментальных исследований на стенде показаны на примерах исследования эксплуатационных вертикальных и горизонтальных скважин. Рассмотрены перспективы получения расходных параметров в скважинах добывающего фонда и повышения качества данных механической расходометрии.

Список литературы

1. Установка для автоматизированной калибровки скважинных расходомеров УАК-СР-40, УАК-СР-10. – http://www. uralgeo.com/uak-sr.

2. Валиуллин Р.А., Яруллин Р.К. Яруллин А.Р. Тестирование скважинной аппаратуры на стенде – как обязательный элемент испытания при разработке и передаче ее в производство // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 3. – http://ogbus.ru/issue/view/issue32012.

3. Яруллин А.Р. Результаты экспериментальных исследований двухфазного расслоенного потока в горизонтальном стволе скважины со знакопеременной траекторией // Каротажник. – 2015. – Вып. 243. – С. 72–76.

4. Разработка критериев выделения работающих интервалов в низкодебитных горизонтальных скважинах на основе физического эксперимента и скважинных исследований / Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин, А.Р. Яруллин [и др.] // SPE 136272. – 2010.

5. Интерпретация термогидродинамических исследований при испытании скважины на основе численного симулятора / Р.А. Валиуллин, А.Ш. Рамазанов, Т.Р. Хабиров [и др.] // SPE 176589-RU. – 2015.

Выбор способа эксплуатации скважин начинается с анализа информации о геологических характеристиках месторождения, свойствах нефти, газа и воды, потенциальных отборах из скважин, на основании которых определяют техническую возможность применения того или иного способа эксплуатации. Каждая группа факторов прямо или косвенно влияет на выбор способа эксплуатации скважин на данном месторождении и может быть определяющей при принятии окончательного решения. Если при данной совокупности условий добычи нефти оказывается приемлемым единственный способ эксплуатации скважин, то анализ на этом заканчивается. Если же возможно применение нескольких способов, то для окончательного выбора способа добычи рассматриваются преимущества и недостатки каждого из них и на основе технико-экономической оценки определяется наиболее технологически и экономически обоснованный для данного месторождения способ эксплуатации. Таким образом, при проектировании способа добычи нефти необходимо знать преимущество и недостатки различных способов эксплуатации, а также иметь методики их технико-экономической оценки.

При разработке месторождения Белый Тигр, которое характеризуется сложными физико-химическими свойствами нефти и низкими коллекторскими свойствами нефтесодержащих пород, значительные затруднения вызывает необходимость перехода с фонтанного на механизированный способ эксплуатации скважин. Высокие содержание парафина и смол, пластовая температура и температура застывания нефти, газонасыщенность и давление насыщения, низкие коэффициенты продуктивности скважин являются теми факторами, которые резко сужают область применения того или иного способа механизированной добычи нефти. В связи с этим, обобщение, изучение и анализ в технико-историческом аспекте опыта апробации гидропоршневых насосных установок в скважинах месторождения Белый Тигр является актуальной и может способствовать развитию добычи нефти с помощью насосных установок на других морских нефтяных месторождениях.

Список литературы

1. Технология механизированной добычи нефти /Н.Н. Репин, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов, А.И. Дьячук. – М.: Недра, 1976. – 175 с.

2. Исторические аспекты внедрения бескомпрессорного газлифта в СП «Вьетсовпетро» / Ты Тхань Нгиа, М.М. Велиев, В.А. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 127–131.

3. Принципиальная технологическая схема сбора, подготовки и внешнего транспорта до КПН нефти и газа северного и южного сводов месторождения Белый Тигр. – М.: ВНИПИморнефтегаз, 1989. – 144 с.

4. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений /А.Б. Сулейманов, Р.П. Кулиев, Э.И. Саркисов, К.А. Карапетов. – М: Недра, 1986. – 285 с.

Предложено обоснование выбора области применения новых механизированных способов эксплуатации в «неэффективных» диапазонах параметров эксплуатации скважин, оборудованных установками штанговых (УСШН) и электроцентробежных (УЭЦН) насосов. В качестве критерия эффективности эксплуатации принято отклонение среднего значения критерия сравнения в диапазоне параметра эксплуатации от среднего значения параметра эксплуатации. Если отклонение превышает среднее значение, то способ эксплуатации эффективен в данном диапазоне параметра эксплуатации, если меньше среднего значения, то неэффективен. Для изменения способа эксплуатации рекомендуются «неэффективные» диапазоны параметров. Составлен рейтинг параметров эксплуатации по степени влияния на критерии сравнения. В качестве критерия успешности изменения способа эксплуатации рекомендовано использовать увеличение средней наработки на отказ (СНО) и/или чистого дисконтированного дохода (NPV) в сравнении с СНО и NPV применяемых способов эксплуатации в «неэффективных» диапазонах. Предложена система уравнений регрессии для определения прироста NPV при изменении способа эксплуатации.

В качестве критериев сравнения выбраны два показателя: средняя наработка на отказ и коэффициент подачи, при этом коэффициент подачи определяется как отношение фактической подачи насоса к номинальному значению. В качестве влияющих рассмотрены девять параметров эксплуатации. Границы диапазонов выбраны с учетом максимальных и минимальных значений параметров по фонду скважин, а также предполагаемой эксплуатационной значимости ширины диапазонов. Рассмотрен малодебитный фонд скважин, эксплуатируемых в постоянном режме, одного из дочерних обществ ПАО «НК «Роснефть», где число отказов по УСШН составило 12400, УЭЦН – 1500. Ранние отказы (до 30 сут) и значительные наработки (более 1000 сут) были исключены из анализа как не отражающие характеристики системы. Определены средние значения наработки на отказ и средние коэффициенты подачи по каждому диапазону параметра эксплуатации и средние значения по параметру в целом.

Список литературы

1. Кибирев Е.А. Прогнозирование СНО и МРП УЭЦН и определение технического предела работы оборудования // Инженерная практика. – 2017. – № 4.

2. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина‚ 2005. – 448 с.

3. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.

4. Уразаков К.Р., Топольников А.С., Абрамова Э.В. Область эффективного применения винтовых насосов для добычи нефти // Территория Нефтегаз. – 2010. – № 2. – С. 18–22.

5. Якимов С.Б. Состояние и перспективы использования технологий эксплуатации малодебитных скважин в ОАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. – 2014. – № 11. – С. 4–12.

Развитие нефтегазовой промышленности Российской Федерации требует надежной и безаварийной эксплуатации всего комплекса сооружений, но особенное значение имеют объекты, которые могут нанести наибольший потенциальный ущерб при возникновении аварийных ситуаций. К таким конструкциям в первую очередь относятся резервуары большого объема, расположенные на терминалах отгрузки нефти. С одной стороны, значительный потенциальный ущерб, с другой стороны, специфический режим работы с наличием значительного числа циклов слива-налива на протяжении всего жизненного цикла делает данные строительные конструкции возможным источником угрозы для всех окружающих объектов. В такой ситуации важнейшей задачей является недопущение возникновения любых дефектов данных конструкций. Развитие и расширение применения технологий трехмерного моделирования реального пространственного положения объектов позволяет оценить такие потенциальные угрозы, которые до недавних пор оставались малоизученными. К таким угрозам в первую очередь относится вероятность возникновения усталостных трещин по механизму малоцикловой нагрузки. В статье проведен анализ текущих требований (как российских, так и зарубежных) к учету данных дефектов, показана их неполнота и недостаточность. Выполнен анализ возможных мест локализации дефектов подобного типа, показана потенциальная возможность их реализации в локальных дефектах геометрии, не привязанных к сварным швам. Обозначены задачи дальнейшего исследования данной проблематики и вопросы, решение которых необходимо для реализации полноценной методики анализа малоцикловой прочности конструкций вертикальных стальных резервуаров.

Список литературы

1. О проведении работ по трехмерному лазерному сканированию РВСП 20000 / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, А.П. Сальников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 1 (17). – С. 54–59.

2. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО «АК «Транснефть» / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, А.П. Сальников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 2 (18). – С. 48–55.

3. Напряженно-деформированное состояние резервуаров, находящихся в эксплуатации / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2015. – № 6 (52). – С. 41–44.

В Российской Федерации в последние годы уделяется повышенное внимание промышленной безопасности опасных производственных объектов. Вследствие этого в 2013 - 2014 гг. внесены изменения в Федеральный закон "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ и актуализирован ряд нормативных документов Ростехнадзора, таких как «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», приказ Ростехнадзора от 06 ноября 2013 г. №520; «Рекомендации по оформлению и хранению документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного рабочего давления, при эксплуатации опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», приказ Ростехнадзора от 02 июня 2014 г. №233; «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», приказ Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. №538.

В процессе эксплуатации магистральных трубопроводов в соответствии с требованиями федерального законодательства и нормативных документов Ростехнадзора, проводится процедура оценки технического состояния (ОТС). Одним из основных этапов ОТС является определение допустимого рабочего давления, с выполнением значительного количества расчетов. При этом используются данные технического диагностирования, результатов испытаний и сведения из проектной, исполнительной и эксплуатационной документации.

В статье рассмотрен функционал программного комплекса, разработанного ООО «НИИ Транснефть» и применяемого организациями системы «Транснефть» для автоматизации расчетов, включающий унифицированные расчетные методики и формы отчетных документов; эргономичный, интуитивно понятный интерфейс для исключения ошибок, связанных с «человеческим фактором»; средства формирования и ведения базы данных несущих способностей и допустимых рабочих давлений. Рассмотрены актуальные вопросы и предложения по дальнейшему развитию и совершенствованию программного комплекса.

Список литературы

1. http://www.enbridge.com

2. https://www.transcanada.com

3. http://www.interpipeline.com

4. Лисин Ю.В., Неганов Д.А., Сергаев А.А. Определение допустимых рабочих давлений для длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 6(26). – С. 30–37.

5. Лисин Ю.В. Исследования физико-химических свойств стали длительно эксплуатируемых трубопроводов, оценка ресурса безопасной работы// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4 (2015). – С. 18–28.

При смене режимов перекачки нефти и нефтепродуктов происходят технологические переключения между магистральными насосными агрегатами. Для обеспечения необходимого направления потока транспортируемой среды, исключения ее перетока между магистральными насосными агрегатами и защиты оборудования трубопровода от гидравлического удара применяют обратные затворы различных конструктивных исполнений. Развитие и модернизация трубопроводной системы России ставит задачи увеличения объемов перекачки нефти и нефтепродуктов, что достигается в том числе за счет применения трубопроводов больших диаметров (до 1200 мм) и высоких давлений, развиваемых насосными агрегатами (10,0 МПа и более). Обеспечение бесперебойной работы трубопровода невозможно без применения технологичного, высоконадежного оборудования, в том числе обратных затворов. При больших номинальных диаметрах и высоких давлениях перекачки закрытие запирающего элемента обратного затвора сопровождается ударом о контактную поверхность седла корпуса, за счет воздействия транспортируемой среды на запирающий элемент, с силой более 10⁷ Н. Удар такой силы разрушительно действует на детали и узлы оборудования и трубопровод. В случае возникновения гидравлического удара возникающие при закрытии запирающего элемента усилия трудно прогнозировать. Существующие конструктивные решения по демпфированию достаточно сложны, металлоемки и, главное, не обладают ресурсом сопоставимым с ресурсом корпусных деталей обратного затвора. Если основные детали обратного затвора выдерживают эксплуатацию в течение 50 лет и более, то сложные демпфирующие устройства могут выйти из строя после нескольких срабатываний. Это может повлечь за собой аварийную ситуацию, экологический ущерб и остановку транспортировки нефти или нефтепродуктов на неопределенный срок.

В статье дано описание разработанного ООО «НИИ Транснефть» технического решения, которое направлено на повышение экологической безопасности эксплуатации, ресурса деталей оборудования и надежности, а также предупреждение отказов в работе обратных затворов, эксплуатируемых на нефте- и нефтепродуктопроводах, водопроводах и тепловых сетях. В частности, предложенный метод демпфирования удара контактной уплотнительной поверхности запирающего элемента о контактную поверхность седла корпуса позволяет снизить металлоемкость оборудования и повысить технологичность изготовления. Узел затвора, реализующий данный метод демпфирования, упрощает конструкцию оборудования и исключает необходимость выполнения в корпусных деталях технологических отверстий для выхода вала, что исключает ероятность экологического ущерба при поломке демпфера и разгерметизации оборудования.

Список литературы

1. Исследования изменений свойств металла трубопроводов в процессе эксплуатации: обобщение результатов и перспективные разработки уфимской научной школы / Ю.В. Лисин, Д.А. Неганов, В.И. Суриков, К.М. Гумеров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 2. – С. 22–30.

При разработке месторождений углеводородного сырья учитываются не только технологические показатели (уровни добычи углеводородов, пластовой воды, объемы закачки воды для поддержания пластового давления, расчетные коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата), но и последствия воздействий, оказываемых на природную среду системами разработки и объектами обустройства. При этом степень воздействия и последствия воздействия в значительной степени зависят от длительности разработки месторождений. Особенно это актуально для районов Западной Сибири, территория которой характеризуется высокой степенью заболоченности и заозеренности, большим количеством водотоков.