В настоящее время научные исследования и технологии играют ключевую роль в успешном решении нефтегазовыми компаниями стратегических задач и соблюдении ими экономических требований в области энергетики. Технологическая инновация является наиболее важным фактором в нефтегазовой отрасли, начиная с поисково-разведочных работ и заканчивая переработкой углеводородов. Инновационная деятельность включает этапы исследований, усовершенствований и распространения соответствующих продуктов, процессов и технологий. Используя новые технологические разработки, создавая и коммерциализируя новые продукты, применяя инновационные производственные процессы, отечественная нефтегазовая отрасль способна эффективно повышать свою конкурентоспособность. Ключевым направлением, лежащим в основе осуществления всех видов стратегической, технологически ориентированной деятельности, в рамках реализации стратегии устойчивого развития компании является усиление роли инновации в технологическом менеджменте, как на уровне предприятий, так и в инжиниринговых (сервисных) подразделениях. Инновация играет существенную роль в поддержке долгосрочной деятельности в сфере научно-исследовательских и конструкторских работ (НИОКР) и вносит все больший вклад в реализацию инжиниринговых функций и мероприятий в рамках конкретных инвестиционных проектов. Эффективная интеграция опыта, полученного от тактических функций инжиниринга, с определением долгосрочных функций НИОКР должна способствовать основному вкладу в прибыль, получаемую краткосрочной и долгосрочной перспективе. Многочисленные инновационные исследования позволили получить глубокие и масштабные знания о собственно инновационном процессе. Однако еще не решен ряд сложных методических и практических проблем, связанных с созданием корпоративной структуры управления инновационными процессами. Главные трудности заключаются в комплексной оценке инновационных предложений и коммерциализации НИОКР в условиях риска и неопределенности в рамках соответствующих инновационных проектов.

Список литературы

1. Булискерия Г.Н., Синельников А.А. Управление инновационными процессами в нефтегазовом комплексе // Нефть, газ и бизнес. – 2014. – № 3. – С. 25–31.

2. Синельников А.А. Концепция системы прогнозно-аналитического обеспечения комплексной оценки научно-технических приоритетов интегрированных инжиниринговых решений // Нефть, газ и бизнес. – 2013 – № 12. – С. 17–22.

3. Синельников А.А. Методические основы формирования портфеля инновационных проектов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2014. – № 2. – С. 4–8.

4. Андреев А.Ф., Булискерия Г.Н., Бурыкина Е.В. Риск и неопределенность в прикладных задачах нефтегазовой экономики // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 30–33.

В статье рассмотрены условия образования коллекторов продуктивного пласта Б₅ с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в венд-нижнекембрийских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы, расположенных на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть». По материалам литологического исследования керна скважин и петрофизическим данным установлено, что на стадии седиментогенеза и диагенеза происходило засолонение карбонатных пород нижнеустькутского горизонта. Это засолонение имело региональный и афациальный характер. Литогенез пород осадочного чехла и прежде всего отложений непской свиты венда сопровождался элизионными процессами при переходе глинистых осадков в аргиллиты. На этапе преобразования глинистых отложений в аргиллиты вследствие уплотнения пород высвободилась захороненная свободная и физически связанная вода. Миграция флюидов определялась строением кристаллического фундамента. Важную роль в направлении движения глубинных флюидов играли эрозионные выступы в фундаменте и особенности структурной перестройки осадочного чехла в их пределах. При реконструкции условий литогенеза установлено, что по мере уплотнения глинистых отложений, вода отжималась в проницаемые песчаные прослои, в которых движение флюида являлось латеральным, направленным в сторону выступов в силу их геоморфологических особенностей. В пределах выступов нарастающее поровое давление приводило к субвертикальной миграции флюидов. В процессе вертикальной флюидомиграции элизионные растворы, достигая уровня засолоненных доломитов пласта Б₅ непосредственно над выступами фундамента, растворяли прежде всего галит. Таким образом, образование коллекторов с высокими ФЕС являлось следствием локального рассололонения карбонатных пород венд-кембрийских отложений при элизионных процессах фонового литогенеза. Изучение и установление особенностей миграции флюидов, связанных с элизионными и инфильтрационными процессами, откроют новые возможности для прогноза залежей углеводородов в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы.

Список литературы

1. Непско-Ботуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР // под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука.А.С. – Новосибирск: Наука, 1986. – 244 с.

2. Махнач А.А. Стадиальный анализ литогенеза. – Минск: БГУ, 2000. – 255 с.

3. Shefrman D.J. Origin of marine evaporates by diagenesis // Trans. Inst. Min. Met. – 1966. – V. 75B. – P. 208–215.

4. Холодов В.Н. Геохимия осадочного процесса. – М.: ГЕОС, 2006. – 608 с.

5. Баранов В.А. Закономерности уплотнения осадочных пород // Геотехнічна механіка. – 2013. – № 112. – С. 83–100.

6. Романовский С.И. Седиментологические основы литологии. – Л.: Недра, 1977. – 408 с.

7. Каячев Н.Ф., Колесов В.А., Квачко С.К. Роль литогенеза в формировании зон улучшенных фильтрационно-емкостных свойств подсолевых карбонатных отложений венда и нижнего кембрия (Восточная Сибирь) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 15. – № 20. – С. 216–231.

8. О ведущей роли фактора рассоливания в формировании улучшенных ФЕС продуктивного горизонта Б5 в элизионную стадию преобразования карбонатных пород венда-кембрия Восточной Сибири / Н.Ф. Каячев, Д.В. Назаров, Н.М. Дадакин [и др.] // Петрология магматических и метаморфических комплексов. Вып. 10. Материалы X Всероссийской конференции с международным участием. – Томск: Изд-во Томского ЦНТИ, 2018. – С. 180–185.

Большая часть залежей в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений контролируется одиночными и барьерными органогенными постройками, приуроченными к бассейнам некомпенсированного осадконакопления. В пределах Республики Башкортостан изучение закономерностей и прогноз распределения рифов являются актуальными задачами для определения новых направлений нефтепоисковых работ. Рифы и биогермы контролируют формирование залежей как в самом карбонатном комплексе, так и в структурах их облекания. Кроме того, такие постройки являются в настоящее время недоизученными. При проведении сейсморазведочных работ 2D методом общей глубинной точки (МОГТ) плотность профилей является недостаточной для выявления всех органогенных построек. В связи с этим необходимо детальное геологическое изучение региона с целью выдачи рекомендаций на постановку дальнейших геолого-разведочных работ.

В статье актуализирована принципиальная модель осадконакопления с конца франского по конец турнейского веков. Уточнены причины формирования органогенных построек и закономерности их распространения. Проведен анализ распределения залежей, которые контролируются рифами и биогермами. В пределах Южно-Татарского и Башкирского сводов отмечены закономерности распределения органогенных построек. Анализ условий формирования осадочного чехла в позднедевонскую эпоху позволил определить области массового распространения рифов и биогермов, а также выделить неблагоприятные зоны для существования карбонатных построек. Изучение развития органогенных построек во времени и в пространстве, их взаимосвязи с положением коллекторов и пород-флюидоупоров позволит определить наиболее перспективные области для лицензирования, проведения сейсморазведочных работ, поиска залежей нефти, выбора структур для бурения и пополнения ресурсной базы углеводородов.

Список литературы

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

2. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М.М. Алиев, Г.П. Батанова, Р.О. Хачатрян [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 216 с.

3. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. – М.: Недра, 1977. – 304 с.

4. Сюндюков А.З. Литология, фации и нефтегазоносность карбонатных отложений западной Башкирии. – М.: Наука, 1975. – 176 с.

5. Связь литотипов и петрофизической неоднородности карбонатных коллекторов верхнего девона платформенной части Башкортостана / Т.В. Бурикова, А.С. Душин, О.Р. Привалова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 42–45.

Большинство мелких нефтяных месторождений юга России имеет в геологическом разрезе сложные нетрадиционные трещиноватые глинистые коллекторы. Для обоснования эффективности поисково-разведочных работ рассмотрена петрофизическая модель фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) природного резервуара в продуктивных хадумско-баталпашинских отложениях. Глинистые породы олигоцена при определенных процессах приобретают эффективную пористость, становятся коллекторами с наличием необходимых фильтрационно-емкостных свойств и являются одним из резервов увеличенияминерально-сырьевой базы. Установлено, что тонкие поры матрицы, межплитчатые и межлистоватые пустоты заполнены пленочной, капиллярной и свободной водой, которая неподвижна. Нефть в глинах содержится в виде пленок и линз вдоль литогенетических трещин, которые развиваются по плоскостям напластования глин различного состава. Мобильность нефти обеспечивается трещинами с повышенной раскрытостью. Результаты изучения палеогеографических условий осадконакопления показывают, что продуктивная толща состоит из двух различных по ФЕС глинистых пород-коллекторов. Наблюдается тенденция формирования сначала преимущественно глинистой хадумской толщи, затем баталпашинской с улучшенными ФЕС. Изучение литологических характеристик нижнемайкопских отложений позволило сделать вывод о широкой сидеритизации пород, в том числе глинистых, ранее оцененных как «некарбонатные». Выявлено, что если контрастность петрофизических параметров может служить критерием нефтеносности разреза в конкретной скважине, то критерием продуктивности отдельного интервала может служить однородность слагающих его пород. Эта особенность подтверждает влияние вторичных физико-химических процессов на выравнивание петрофизических параметров пород в соответствии с новыми термодинамическими условиями. Рассмотренный комплекс геолого-геофизических и лабораторных методов поисков залежей нефти в глинистых отложениях позволит повысить эффективность поисково-разведочных работ.

Список литературы

1. Гасумов Р.А. Причины отсутствия притоков пластовых флюидов при освоении скважин малых месторождений (на примере хадум-баталпашинского горизонта) // Записки Горного института. – 2018. – Т. 234. – С. 630–636.

2. Аксакалова Ю.С. Основные направления поисков ловушек неструктурного типа в Центральном и Восточном Предкавказье // Вестник СевКав­ГТУ. – 2009. – № 3. – С. 6–11.

3. Гасумов Р.А. Особенности разработки малых месторождений (на примере газоконденсатных месторождений Северного Кавказа) // Записки Горного института. – 2016. – Т. 220. – С. 556–563.

4. Исследования горно-геологических условий для проведения геологоразведочных работ в Предкавказье / Р.А. Гасумов, В.А. Гридин В.Г. Копченков [и др.] // Записки Горного института. – 2017. – Т. 228. – С. 654–661.

5. Гасумов Р.А., Керимов И.А., Харченко В.М. Влияние геологических факторов на коллекторские свойства продуктивных пластов с трещиноватыми глинистыми коллекторами при их вскрытии бурением // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 7. – C. 28–32.

6. Гасумов Р.А., Керимов И.А., Харченко В.М. О непроницаемости глинистых коллекторов малых месторождений // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 8. – С. 46–52.

7. Гасумов Р.А. Обоснование нефтегазонасыщенной толщины и проницаемости нижнемайкопских глинистых коллекторов (на примере месторождений Северного Кавказа) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2018. – № 3. – Т. 13. – https://doi.org/10.17353/2070-5379/31_ 2018.

8. Гасумов Р.А. Выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров глинистых коллекторов // Наука. Инновации. Технологии. – 2018. – № 2. – С. 115–126.

9. Влияние геомеханических свойств пласта на успешность геолого-технических мероприятий разработки месторождений Восточного Предкавказья / Р.А. Гасумов, С.В. Нелепов, М.В. Нелепов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 11. – С. 59–65.

10. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Геологические факторы, влияющие на обводнение нефтяных скважин малых месторождений // Наука. Инновации. Технологии. – 2019. – № 4. – С. 8–18.

В статье рассмотрено одномерное моделирование нефтегазоносных систем в разрезе скважины Толонского газоконденсатного месторождения. Месторождение в тектоническом плане приуроченного к Хапчагайскому мегавалу, который осложняет центральную часть Вилюйской гемисинеклизы. Моделирование выполнялось с целью восстановления истории погружения и тепловой истории осадочных комплексов в палеозойское, мезозойское и кайнозойское время, количественной оценки генерационного потенциала нефтегазоматеринских толщ и определения времени их вхождения в главные зоны нефте- и газообразования. Установлено, что нефтегазоматеринские отложения куонамской формации вошли в главную зону нефтеобразования 449 млн лет назад в катийское время, в главную зону интенсивного газообразования – 410 млн лет назад в пражское время. Нефтегазоматеринские отложения перми кровлей вошли в главную зону нефтеобразования 249 млн лет назад в оленекское время, центральная часть нефтегазоматеринских отложений перми погрузилась в главную зону интенсивного газообразования 258 млн лет назад в вятское время. На конец формирования основных флюидоупоров, неджелинской и мономской свит, для залежей верхней перми и нижнего триаса нефтегазоматеринские отложения куонамской формации уже вышли из главных зон нефтеобразования и интенсивного газообразования, и залежи углеводородов, генерированные аквагенным органическим веществом, не сохранились. В настоящее время верхняя и центральная части нефтегазоматеринских отложений перми находятся в главных зонах нефтеобразования и интенсивного газообразования, и залежи углеводородов, генерированные преимущественно террагенным органическим веществом, могли накапливаться в резервуарах верхней перми и нижнего триаса. Максимальные температуры и скачок катагенетической преобразованности органического вещества, приуроченные к границе перми и триаса, свидетельствуют о наличии трапповых тел в разрезе осадочного бассейна. Нефтегазоматеринские отложения куонамской формации и породы в основании нефтегазоматеринских отложений перми полностью исчерпали свой нефтегазогенерационный потенциал, тогда как породы в кровле нефтегазоматеринских отложений перми обладают значительными генерационными возможностями. Общее количество генерированных углеводородов составляет 18,942 млрд т условных углеводородов, подавляющая часть которых образована породами нефтегазоматеринских отложений перми. Нереализованный углеводородный потенциал нефтегазоматеринских отложений перми составляет 5,187 млрд т условных углеводородов. Количество аккумулированных углеводородов в ловушках достигает 0,7 % генерированных, что соответствует начальным запасам углеводородов промышленных категорий в пределах Толонского месторождения.

Список литературы

1. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 4. Лено-Вилюйский бассейн / А.Э. Конторович [и др.]. – Новосибирск: СО РАН, 1994. – 107 с.

2. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов [и др.]. – М.: Недра, 1981. – 552 с.

3. Нефтегазогеологическое районирование Сибирской платформы (уточненная версия) / А.Э. Конторович [и др.] // Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология // Материалы Международной научной конференции «Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2017», Новосибирск, 17–21 апреля 2017 г. – Т. 1. – Новосибирск: СГУГиТ, 2017. – С. 57–64.

4. Девятов В.П., Трущелев А.М., Гриненко В.С. Стратиграфия триасовых отложений Верхоянской фациальной области (Центральная Якутия) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2012. – № 2. – С. 24–37.

5. Томилова Н.Н., Юрова М.П. Нижнетриасовые вулканогенные ловушки газа Якутии: генезис, строение коллектора, особенности // В сб. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. – С. 208–216.

6. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация. – Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. – 254 с.

7. Кероген куонамской свиты кембрия. / Т.М. Парфенова [и др.] // Геология и геофизика. – 2010. – Т. 51. – № 3. – С. 353–363.

8. Прогноз зон генерации жидких и газообразных углеводородов в центральной части Вилюйской синеклизы (на примере сверхглубокой скважины Средневилюйская 27) / А.Н. Фомин [и др.] // Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых // Геоэкология. Материалы Международной научной конференции «Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2016». – Т. 1. – Новосибирск, 18–22 апреля 2016 г. – Новосибирск: СГУГиТ, 2016. – С. 26–30.

9. Бизнес-портал NEDRADV. Толонское газоконденсатное месторождение. – https://nedradv.ru/nedradv/ru/find_place/?obj=c1aa75568145898d9a4fe5dae70b61a2

10. PetroMod Petroleum Systems Modeling / Schlumberger Information Solutions. – 2011. – 256 p.

11. Thermal effects of magmatism on surrounding sediments and petroleum systems in the northern offshore Taranaki Basin, New Zealand / A. Kutovaya [et al.] // Geosciences. – 2019. – V. 9. – https://www.mdpi.com/2076-3263/9/7/288/htm

12. Полякова И.Д., Богородская Л.И., Соболева Е.И. Преобразования органического вещества угленосных отложений Вилюйской синеклизы на больших глубинах // В сб. Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. – C. 48–57.

13. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. – Berlin: Springer, 1984. – 699 p.

Имеющийся опыт разработки отложений баженовской свиты в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции свидетельствует о наличии значительного потенциала освоения запасов нефти, а также о высокой сложности локализации продуктивных интервалов и выбора технологии извлечения нефти. В статье рассмотрена минеральная компонентная модель для выделения потенциальных продуктивных интервалов в разрезе баженовской свиты.

Общепринятый подход к построению минерально-компонентных моделей (МКМ) подразумевает использование материалов либо широкого, либо стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). В первом случае возникает проблема охвата исследованиями большого фонда скважин из-за ограниченности их общего списка. Во втором случае невозможно построить МКМ со сложным составом. При настройке объемной минералогической модели на данные стандартного комплекса ГИС имеются сложности, связанные с нормализацией кривых нейтронного и гамма-каротажа, которые могут увеличить погрешность модели. В связи с этим предложено при отсутствии полного комплекса применять двухшаговый метод.  На первом шаге на керне выделяются макрокомпоненты. Выполняется построение непрерывной модели по условно «расширенному» комплексу ГИС с настройкой петрофизических констант на выделенные макрокомпоненты. На втором шаге модель, построенная по данным стандартного комплекса ГИС, настраивается на непрерывную модель, созданную на первом шаге. При этом макрокомпоненты на керне выделялись таким образом, чтобы их можно было определить на имеющихся материалах ГИС и чтобы с помощью их линейной комбинации восстанавливалась исходная МКМ. После получения объемной МКМ устанавливается связь минералогического состава пород с геомеханическими, геохимическими свойствами и результатами эксплуатации скважин. На основе объемной МКМ и установленных связей методами машинного обучения выделяются потенциальные продуктивные интервалы. Полученные результаты могут быть в дальнейшем использованы как входные данные для петроупругого моделирования, решения задач сейсмической интерпретации, а также для прогноза текущего нефтегенерационного потенциала, количества присутствующих в поровом пространстве углеводородов (как сорбированных, так и свободных), индексов хрупкости и продуктивности с дальнейшим прогнозированием продуктивных толщин.

Список литературы

1. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. – М.: Недра, 1985. – 310 с.

2. Меркулов В.П., Посысоев А.А. Оценка пластовых свойств и оперативный анализ каротажных диаграмм. – Томск: ТПУ, 2004. – 176 с.

3. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика / Под ред. Н.Б. Дортман. – М.: Недра, 1984. – 455 с.

4. Электронный ресурс «Библиотека необсаженного ствола». Prime (Geotec). Уфа, 2017. – 67 с. – http://www.primegeo.ru/assets/files/bns.pdf

5. Куляпин П.С. Разработка интерпретационной и петроупругой моделей пород-коллекторов многокомпонентного состава и сложной структуры емкостного пространства: автореф. дисс. ... канд. геол.-минер. наук. – М., 2016. – 26 с.

6. Данько Д.А. Разработка принципов изучения нетрадиционных глинистых коллекторов на основе петроупругого моделирования и амплитудной инверсии сейсмических данных: дисс. … канд. техн. наук. – М., 2018 . – 273 с.

7. https://archive.org/details/2009EditionLogInterpretationCharts/mode/2up

8. Hartigan J.A., Wong M.A. A k-means clustering algorithm // Applied Statistics. – 1979. – № 28. – Р. 100–108.

9. Ту Дж., Гонсалес Р. Принципы распознавания образов. – М.: Мир, 1978. – 414 с.

В статье рассмотрены перспективы развития бурения и буровых технологий в мире и в России. Приведены основные критерии, от которых будут зависеть объемы бурения в России. Исследованы основные приоритетные направления развития буровых технологий в мире – создание буровых установок, или цифрового бурового комплекса, с высокими и ультравысокими техническими характеристикам. Даны основные технические характеристики оборудования. Проанализированы международные технические, технологические и организационные тренды в бурении и ситуация на отечественном нефтесервисном рынке. Приведены данные о текущем состоянии рынка буровых установок. Для промышленно-производственных отраслей экономики показаны приоритетные направления развития буровых технологий, создания нового и модернизации существующего отечественного наземного и скважинного оборудования. Развитие этих направлений позволит удержать текущий уровень добычи в ближайшие 15 лет. В качестве приоритетов определены следующие направления: вышкостроение, система автоматизации спускоподъемных операций, система верхнего привода, система очистки бурового раствора, буровая система высокого давления, цементировочный комплекс, противовыбросовое оборудование, автоматизированная система управления технологическими процессами буровой установки, автономная и адаптивная система управления буровым комплексом, скважинные технологические системы и оборудование. Отмечено, что для развития указанных направлений особенно важно появление на рынке отечественных элементов электронной компонентной базы для создания современных и перспективных автоматизированных систем управления буровыми установками, подшипников различного назначения, гидравлических комплектующих от соединений до гидравлических насосов, немагнитных сталей, специальных сталей и сплавов, износостойких уплотнений, высокотемпературных скважинных датчиков, высокотемпературных элементов системы высокого давления, современного отечественного станочного парка и др. Предложена стратегия развития данного направления, основанная на укреплении отечественного кадрового потенциала, а также вовлечении в гражданские промышленные программы предприятий оборонно-промышленного комплекса.

Список литературы

1. Шмелев П. ТРИЗ как объективная реальность // Сибирская Нефть. – 2018. – Т. 149. – С. 17–23. – https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2018-march/1489610/

2. Spears &. Associates, Inc. Oilfield Market Report 2019. – https://spearsresearch.com/reports

3. Looking into the future with Alan Orr, executive vice president of engineering & development for Helmerich & Payne International Drilling Co. Rigs Of The Future / Wells Of The Future // Drilling Contractor. – 2007. – January/February. – Р. 24–26.

4. Robinson K.A., Mazerov K. Land drillers usher in era of super-spec rigs // Drilling Contractor (IADC official magazine).  – 2018. – August. – https://www.drillingcontractor.org/land-drillers-usher-in-era-of-super-spec-rigs-48413

5. Beyazay B. The Nature of the Firm in the Oil Industry: International Oil Companies in Global Business. – Routledge, 2018. – 167 с.

6. Воевода А.Н., Карапетян К.В., Коломацкий В.Н. Монтаж оборудования при кустовом бурении скважин. – М.: Недра, 1987. – 206 с.

В статье представлена технология оценки рисков поглощений в процессе бурения с использованием 1D геомеханического моделирования и данных интерпретации сейсмических материалов МОГТ-3D. Целью работы являлось повышение эффективности строительства скважин за счет снижения непроизводительного времени и ресурсов, связанных с ликвидацией поглощений бурового раствора в процессе бурения горизонтальных скважин. На основе комплексирования данных сейсморазведки и геомеханики разработана методика оценки эквивалентной циркуляционной плотности, при превышении которой происходит поглощение бурового раствора. Это позволяет повысить надежность прогноза рисков при бурении скважин и предусматривать мероприятия по их предотвращению без увеличения стоимости бурения. Прогноз поглощений, выполненный по предложенной методике, подтвердился в 21 из 29 рассмотренных скважин (72 %). Результаты апробации методики с использованием данных Среднеботуобинского месторождения свидетельствует о ее эффективности для оценки зон повышенного риска и прогнозирования безопасного окна бурения. Это позволит на предбуровом этапе разрабатывать мероприятия по предотвращению возможных осложнений и обеспечивать снижение непроизводительного времени, повысив эффективность строительства скважин.

Для дальнейшего совершенствования методики рекомендовано применение специальных методов геофизических исследований скважин для определения характера зон с повышенными рисками поглощения и уточнения направления максимального горизонтального напряжения, а также проведение тестов на утечки бурового раствора для оценки давления начала поглощения и гидроразрыва. Сейсмогеомеханическая модель, построенная по предложенной методике, может быть также использована для решения других задач, в том числе поиска зон повышенных фильтрационно-емкостных свойств, корректировки расположения портов многозонного гидроразрыва пласта, оценки рисков повышенного износа долот.

Список литературы

1. Эволюция подходов к разработке нефтяных оторочек терригенных коллекторов месторождений Восточной Сибири / А. Леванов, А. Кобяшов, А. Чупров [и др.] // SPE-187772-RU. – 2017.

2. Применение геомеханического моделирования для бурения скважин на Косухинском месторождении / О.В. Грачев, Д.В. Малютин, А.А. Пименов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – C. 41–45.

3. Zoback M.D. Reservoir geomechanics. – USA, New York: Cambridge University Press, 2007. – 505 с.

4. Petroleum related rock mechanics / E. Fiaer, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.] //

В статье представлены результаты исследования причин полных поглощений бурового раствора в неогеновых и пермских отложениях на месторождениях Самарской области. Показано, что проблема полных поглощений при бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин в верхних интервалах заключается в недостаточной изученности природы данных осложнений, отсутствии информации о территориальной распространенности зон поглощений, а также детального описания разреза с возможными зонами осложнений. По результатам анализа отчетов бурения поисково-разведочных, эксплуатационных и структурных скважин с 60-х годов ХХ века по настоящее время определены причины полных поглощений в неогеновых и пермских отложениях (на примере Жигулевско-Пугачевского свода), которые связаны с разрушением массивов горных пород, оставшихся после полных размывов вышележащих горизонтов, образования врезов русел палео-рек. Установлена региональная закономерность территориального распространения зон поглощений и их интенсивности от Бузулукской впадины к Жигулевско-Пугачевскому и Южно-Татарскому сводам, Сокской седловине. Для более точного прогнозирования зон осложнений рекомендовано использовать детальную геолого-технологическую информацию, содержащуюся в отчетах бурения структурных скважин. Отмечено, что на основе анализа бурения структурных скважин удалось идентифицировать четыре основные зоны полных поглощений на месторождениях Жигулевско-Пугачевского свода по глубине и возрасту: в неогеновых отложениях, калиновской свите казанского яруса, сакмарском и ассельском ярусах. Дано обоснование конструкции скважины с перекрытием неогеновых, калиновских и сакмарско-ассельских отложений исходя из толщин и глубин залегания этих отложений. Предложена методика прогнозирования региональных зон поглощений в неогеновых и пермских отложениях, основанная на детализации геологического разреза проектируемой скважины по результатам бурения поисково-разведочных, эксплуатационных и структурных скважин.

Список литературы

Вследствие воздействия высоких температур в буровых растворах усиливается коагуляция, что приводит к потере агрегативной и кинетической устойчивости растворов. В практике бурения коагуляцию бурового раствора вызывают повышение концентрации твердой фазы, агрессивное воздействие электролитов и рост температуры. Эти факторы обусловливают различные формы и уровни коагуляционных процессов. При нагревании раствора возрастает пептизация глинистых частиц, но при этом снижаются вязкость дисперсионной среды и защитное действие стабилизаторов. В зависимости от концентрации твердой фазы, воздействия солей, наличия стабилизатора и его свойств повышение температуры может привести либо к коагуляционному разжижению, либо к загустеванию, но в любом случае возрастает показатель фильтрации. Даже небольшая концентрация солей при нагревании вызывает коагуляцию, которая не наблюдается при умеренных температурах. В настоящее время отсутствуют термостойкие ингибирующие буровые растворы для проходки неустойчивых глинистых пород, предотвращающие их гидратацию и набухание, а также термосолестойкие соленасыщенные буровые растворы повышенной плотности для проходки солевых отложений, устойчивых к поливалентным катионам. Это является сдерживающим фактором для глубокого бурения во многих перспективных нефтегазоносных регионах.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана поликатионная система «Катбурр», в которой устранены недостатки традиционных полианионных и неионных растворов. Разработаны и исследованы следующие утяжеленные модификации поликатионных растворов, устойчивые к воздействию температуры 200 ^оС и более: соленасыщенный состав для подсолевых юрских отложений центральной части Северного Кавказа; сероводородостойкий состав для девонских отложений Астраханского газоконденсатного месторождения; утяжеленный состав для среднеюрских отложений западной части Северного Кавказа.

Список литературы

1. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.

2. Кистер Э.Г., Пондоева Е.И. Исследование механизма стабилизации глинистых суспензий хроматами // Тр. ин-та / ВНИИБТ. – 1971. – Вып. 27. ­ – С. 95–103.

3. Поликатионные системы Катбурр – новое направление в области буровых растворов / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, Д.В. Храбров [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – № 7. – С. 36–49.

4. Поликатионные буровые растворы Катбурр и перспективы их использования / М.М-Р. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 7. – С. 19–25.

5. Применение поликатионных буровых растворовна Астраханском ГКМ / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.Д. Норов [и др.] // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. – 2016. – № 2. – С. 20–23.

6. Опыт применения утяжеленных катионных буровых растворов / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.Д. Норов, М.М–Р. Гайдаров // Hефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 44–48.

7. Применение поликатионных буровых растворов при бурении соленосных отложений в Прикаспийской впадине / А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров, Д.В. Храбров [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – № 1. – С. 33–39.

8. Гайдаров А.М., Хуббатов А.А., Гайдаров М.М-Р. Опыт применения модификаций Катбурр на Астраханском ГКМ // Инженер-нефтяник. – 2018. – № 2. – С. 15–21.

Проблеме разработки залежей тяжелой и высоковязкой нефти, мировые запасы которой оцениваются в 1 трлн. т, в последнее время уделяется особое внимание. При разработке подобных залежей широко применяются тепловые методы увеличения нефтеотдачи, в частности, паротепловое воздействие на пласты. Как правило, для предварительной оценки применимости той или иной технологии в лабораторных условиях проводятся специальные фильтрационные исследования на образцах керна, имитирующие происходящие в пласте процессы. В данной статье в качестве объекта паротеплового воздействия выбрана залежь высоковязкой битуминозной нефти (вязкость - 35,5 тыс. мПа×с, плотность - 1021 кг/м³) с начальным пластовым давлением 6,8 МПа и температурой парообразования 280 ⁰С. В этих условиях использование стандартного кернодержателя, который может обеспечивать максимальную температуру 180 ⁰С, не представляется возможным. В АО «ВНИИнефть» разработаны методика и лабораторная установка для физического моделирования вытеснения нефти в результате закачки пара при высоких температурах. В традиционном кернодержателе уплотнение цилиндрического образца керна обеспечивается обжатием пластичной манжеты давлением жидкости. В предложенной методике керн монтируется внутри специальной фильтрационной модели, разработанной для экспериментов по вытеснению высокотемпературным паром, при помощи уплотнительного материала, выдерживающего заданную температуру. Серия тестовых экспериментов подтвердила, что при нагреве за счет теплового расширения происходит надежное уплотнение образца керна внутри модели, полностью предотвращающее возможность проскальзывания вытесняющего агента вдоль кромки образца или стенки модели.

Список литературы

1. Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 1. – С. 16–23.

2. Хисамов Р.С. Анализ эффективности выработки запасов сверхвязкой битуминозной нефти при парогравитационном воздействии // Нефтяное хозяйство. – 2014. – №7. – С. 24–27.

Определение фазового состояния углеводородных смесей на основе кубических уравнений состояния является неотъемлемой частью моделирования технологических процессов, сопровождающих разработку месторождений. При использовании уравнений состояния необходимо определить критические свойства каждого компонента или фракции, входящих в состав смеси. Качество входных данных в виде корректно заданных значений критических параметров влияет на достоверность результатов моделирования. Критические свойства чистых компонентов, таких как метан, этан и др., являются справочными данными. Однако данные в библиотеках наиболее известных программных комплексов (ПК) отличаются от значений критических параметров, приведенных в справочниках и используемых в других ПК. Расчет параметров свойств фракций осуществляется на основе различных корреляционных зависимостей, при этом отсутствуют универсальные корреляции для определения свойств фракций. Это обусловливает необходимость сравнения значений свойств, вычисляемых по корреляциям и приведенных в справочниках и библиотеках ПК.

В статье представлены результаты анализа значений критических свойств индивидуальных веществ, приведенных в справочной литературе, свойств фракций, рассчитываемых по корреляциям и используемых в коммерческом ПО, с целью определения наиболее качественного набора данных. По итогам выполненного анализа разработаны рекомендации по использованию различных корреляций. Это позволит получать достоверные результаты при моделировании фазового равновесия и расчете PVT свойств флюидов. Полученные результаты могут быть использованы при разработке инструментов для моделирования технологических процессов, в частности, в корпоративном программном комплексе «РН-СИМТЕП».

Список литературы

1. Михайлов В.Г., Волков М.Г., Халфин Р.С. Алгоритм автоматизированной настройки термодинамической модели углеводородной системы на лабораторные данные месторождений Западной Сибири // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 4 (110). – С. 100–110.

2. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газ. – М.: Грааль, 2002. – 575 с.

3. Ahmed T. A Equation of State and PVT Analysis. Applications for Improved Reservoir Modeling. – Elsevier, 2016. – 626 p.

4. Pedersen K.S., Christinsen P.L., Shaikh J.A. 0 Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. – CRC Press, 2015. – 446 p.

5. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior. – Texas: SPE, 2000. – 235 p.

6. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М.: Наука, 1972. – 721 с.

7. Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей. ВНИПИнефть, Термодинамический центр В/О «Нефтехим». – М.: Химия, 1974. – 248 с.

8. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей / пер. с англ. под ред. Б.И. Соколова. – Л.: Химия, 1982. – 592 с.

9. Фатеев Д.Г. Исследование фазовых переходов газоконденсатных смесей в условиях аномально высокого пластового давления: дисс. ... канд. тех. наук. – Тюмень, 2015. – 131 с.

10. Aspen HYSYS Simulation Basis. – Aspen Technology, Inc., 2017. –527 p.

11. https://www.pvtsimnova.com/uploads/Modules/Footerbrochure/pvtsim-technical-overview-2018.pdf

12. PVTi Reference Manual// Schlumberger, 2010. – 428 p.

13. Katz D.L, Firoozabadi A. Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients // J. Petrol. Technol. – 1978. – V. 30. – November. – Р. 1649–1655.

В статье представлены результаты определения коррозионной активности нефтяного газа низкого давления и газлифтного газа месторождений СП «Вьетсовпетро». Приведены концентрации углекислого газа, сероводорода и воды в газлифтном газе за последние 5 лет. Показано, что скорость внутренней коррозии газопроводов возросла в 1,5 раза вследствие увеличения содержания углекислого газа, сероводорода и воды в нефтяном газе. Проведен сравнительный анализ скоростей коррозии, полученных тремя разными методами: гравиметрическим, с использованием коррозиметров электросопротивления и измерения остаточной толщины стенки трубопровода. Особого внимания уделено трубопроводам газлифтного газа, работающим при высоком давлении (более 10 МПа), так как высокие парциальные давления углекислого газа и сероводорода способствуют развитию коррозионных процессов. Результаты обследования толщины стенок вырезанного участка трубопровода подтверждают высокую агрессивную активность газлифтного газа, которая приводит к появлению локальных коррозионных дефектов в виде питтинга.

Одним из распространенных и эффективных способов защиты трубопроводов систем газлифта является ингибиторная защита. Рассмотрены основные требования к ингибиторам коррозии, применяемым в трубопроводах газлифтного газа. В результате промысловых испытаний отобран ряд ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов газлифта. Определены режимы и нормы дозирования ингибиторов коррозии в систему газлифта в зависимости от общей протяженности трубопроводов. Предварительный анализ данных о скорости коррозии, полученных с помощью системы мониторинга коррозионных процессов, показал, что отобранные ингибиторы коррозии проявили высокою эффективность и обеспечили снижение скорости коррозии более чем в 10 раз. Разработаны практические рекомендации по ингибиторной защите трубопроводов газлифта.

Список литературы

1. Медведева М.Л. Коррозия и защита от коррозии оборудования при переработке нефти и газа. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005. – 312 с.

2. Palmer A.C., King Roger A. Subsea Pipeline Engineering. – US: PennWell Corporation, 2008. – 570 p.

3. De Waard C., Lotz U. Prediction of CO2 corrosion of carbon steel // CORROSION. – 1993. – V. 6. – № 2. – P. 3–32.

4. Srinivasan S., Jangama V.R., Kane R.D. Prediction of corrosivity of multiphase CO2/H2S systems // EUROCORR’97. – 1997. – V. 1. – P. 35.

От качества очистки перфорационных каналов и призабойной зоны от кольматанта напрямую зависит продуктивность скважин и пластов. Одним из методов воздействия на призабойную зону с целью интенсификации добычи является волновое воздействие. Предполагается, что при совпадении оси перфорационного канала и оси насадки (в составе роторного устройства или непосредственно спускаемой в скважину на колонне НКТ) при ее возвратно-поступательном (вдоль оси скважины) или вращательном движении импульсное повышение давления в перфорационных каналах складывается из близкого к статическим условиям давления, возникающего в тупике при истечении высоконапорной жидкости, и ударного повышения давления за счет чередования положительных и отрицательных гидроударов (при чередовании совпадения осей насадки и перфорационного канала). В результате перфорационные каналы эффективно очищаются от кольматантов, а генерируемые колебания воздействуют на призабойную зону пласта. Для повышения качества управления параметрами виброволнового воздействия с целью очистки перфорационных каналов и призабойной зоны пласта выполнено численное моделирование турбулентных затопленных струй, бьющих в тупик, с использованием программного комплекса ANSYS Workbench 19.1. Количественно определено избыточное давление, возникающее в перфорационных каналах, при различных расстояниях устьев насадок от входных отверстий перфорационных каналов и при других переменных условиях. Получены расчетные зависимости импульсного давления, возникающего в тупике перфорационного канала при совпадении струи высоконапорной струи жидкости и перфорационного канала, с учетом скорости перемещения насадки, геометрических параметров скважинного устройства, диаметра эксплуатационной колонны, свойств жидкости, профиля насадки и других факторов. Сопоставление результатов моделирования и экспериментальных данных свидетельствует об их удовлетворительной сходимости.

Список литературы

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

2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 414 с.

3. Пат. 2542015 РФ Ротационный гидравлический вибратор / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2014104385/03; заявл. 07.02.14; опубл.  20.02.15.

4. Абрамович Г.Н. Теория турбулентных струй. – М.: Физматгиз, 1960. – 715 с.

5. Козодой А.К. Определение параметров гидромониторных затопленных струй // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1959. – № 6. – С. 103–108.

6. Варламов Е.П. Гидродинамические процессы на забое скважины и совершенствование систем промывки буровых долот: дис. ... д-ра техн. наук. – Уфа, 1997. – 284 c.

7. Родионов В.П. Моделирование кавитационно-эрозионных процессов, возбуждаемых гидродинамическими струйными излучателями: дис. ... д-ра техн. наук. – С.-Петербург, 2001. – 345 c.

8. Varapaev V.N., Doroshenko A.V., Lantsova I.Yu. Numerical simulation of propagation of plane turbulent straitened jet in counter flow using LES turbulence model // Procedia Engineering. – 2016. – V. 153. – P. 816–823. – https://doi.org/10.1016/j.proeng.2016.08.248

9. Уколов А.И., Родионов В.П. Верификация результатов численного моделирования и экспериментальных данных влияния кавитации на гидродинамические характеристики струйного потока // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Естественные науки. – 2018. – № 4. – С. 102–114. – https://doi.org/10.18698/1812-3368-2018-4-102-114

10. Elkafas A.G., Elgohary M.M., Zeid A.E. Numerical study on the hydrodynamic drag force of a container ship model // Alexandria Engineering Journal. – 2019. – V. 58. – Iss. – P. 849–859. – https://doi.org/10.1016/j.aej.2019.07.004

11. CFD simulation of dust particle removal efficiency of a venturi scrubber in CFX / M. Ali, C. Yan, Z. Sun [et al.] // Nuclear Engineering and Design. – 2013. – V. 256. – P. 169–177. – https://doi:10.1016/j.nucengdes.2012.12.013

12. Кучумов Р.Я., Шагиев Р.Г. Исследование влияния вибоударных волн на проницаемость искусственного керна// Тр. ин-та / УНИ. – 1974. – Вып. 17. – С. 44–46.

В статье рассмотрены комплексы оборудования для реализации технологии термогазохимического воздействия с применением бинарных смесей (ТГХВ БС), разработанной для повышения продуктивности добывающих скважин за счет увеличения проводимости призпбойной зоны пласта. Выполнен анализ основных недостатков использования традиционного универсального оборудования при применении ТГХВ БС на месторождениях. Показана типовая схема расстановки такого оборудования на кустовой площадке. Представлен опыт проектирования опытных образцов технологических установок для ТГХВ БС. Приведен состав спроектированный и изготовленных технологических комплексов оборудования для ТГХВ БС, его основные характеристики. Дана типовая схема расстановки опытного комплекса оборудования на кустовой площадке. Показаны основные преимущества разработанного комплекса по сравнению с традиционным оборудованием. Сформулированы основные задачи, которые решались при проектировании установочного комплекса оборудования для ТГХВ БС. При проектировании учтены особенности и недостатки, выявленные при проведении двух этапов опытно промысловых опытной партии. Приведен состав установочного комплекса оборудования. Рассмотрены его основные отличия от опытного комплекса, преимущества и особенности. Даны основные характеристики средств автоматизации, автоматизированной системы управления технологически процессами. В качестве примера приведен вид панели управления (мнемосхемы) насосной установки УН-01. Сделан вывод, что благодаря использованию специализированного высокотехнологичного оборудования, разработанного и изготовленного в рамках комплексного проекта, технология ТГХВ БС может быть внедрена в промысловую практику российских нефтегазодобывающих компаний. Ее применение позволит значительно увеличить продуктивность скважин на завершающей стадии разработки, добычу нетрадиционной нефти, восстановить эксплуатацию ранее остановленных и законсервированных скважин, повысить рентабельность работы нефтегазодобывающих предприятий.

Список литературы

1. Разработка и внедрение термобарохимического метода увеличения продуктивности нефтегазовых скважин/ М.М. Аглиуллин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2004. – № 2. – С. 1–19.

2. Повышение продуктивности добывающих скважин на Леоновском газонефтяном месторождении / А.Я. Третьяк, В.Ф. Чихоткин, Ю.М. Рыбальченко, А.В. Чикин // Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. – 2004. - № 2. – С. 67–69.

3. Хисамов Р.С. Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей // Георесурсы. – 2007. – № 3 (22). – С. 8–10.

4. Новые технологии добычи и использования углеводородного сырья / М.А. Силин [и др.]. – М.: Национальный институт нефти и газа,  2014. – 452 с.

5. Кинетика химических реакций при термогазохимическом воздействии на призабойную зону водными растворами бинарных смесей/ В.Е. Вершинин, М.В. Вершинин, В.Б. Заволжский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 114–117.

6. Высокотемпературный режим реакции бинарных смесей и стимулирование добычи нефти на обводненных месторождениях/ Е.Н. Александров [и др.] // Нефтехимия. – 2013. – Т. 53. – № 4. – С. 312–320.

7. Окисление углеводородов в пористой среде в условиях сверхкритического состояния исходных и конечных продуктов реакции / Е.Н. Александров [и др.] // Наука и технологии в промышленности. – 2012. – № 3 – С. 80–87.

8. Оценка теплового эффекта обработки призабойной зоны пласта энерговыделяющими бинарными смесями / В.Е. Вершинин, А.И. Варавва, А.В. Татосов, А.Н. Лищук // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 122–125.

9. Гидродинамическое моделирование термохимического воздействия на низкопроницаемые керогеносодержащие коллекторы / М.Н. Кравченко [и др.] // Георесурсы. – 2018. – Т. 20. – № 3. – С. 178–185.

10. Технология термохимического стимулирования добычи нефти и битумов с уменьшением количества воды в нефтяном пласте / Е.Н. Александров [и др.] // Георесурсы. – 2009. – № 1 (29). – С. 2–6.

11. Пат. 2696714 РФ. Способ термохимической обработки нефтяного пласта / В.Е. Вершинин, М.Н. Кравченко, А.В. Катаев, А.Н. Лищук, К.Н. Рысев, Н.Б. Филиппова; заявитель и патентообладатель АО «Сибнефтемаш». – №2018121647; заявл. 14.06.18; опубл. 05.08.19.

12. Пат. 2638259 РФ. Двухфазный насос – смеситель / А.В. Катаев, В.Н. Никтин, К.Ю. Кедровских; заявитель и патентообладатель АО «Сибнефтемаш». – №2016149130; заявл. 14.12.16; опубл. 12.12.17.

13. Пат. 2635800 РФ. Передвижная установка для приготовления раствора бинарной смеси для термохимической обработки нефтегазоносного пласта / Ю.А. Гильманов, А.В. Катаев, А.Н. Лищук, В.А. Платунов, К.Н. Рысев; заявитель и патентообладатель АО «Сибнефтемаш». – №2016152009; заявл. 28.12.16; опубл. 16.11.17.

В статье проанализирована возможность создания установки электроцентробежного насоса (ЭЦН) с малой подачей (13-35 м³/сут) для малодебитных скважин, не уступающей по коэффициенту полезного действия (к.п.д.) установкам ЭЦН средней производительности с учетом осложненных условий эксплуатации насоса. Применение ЭЦН с малой подачей для эксплуатации малодебитных скважин является низкий к.п.д., обусловленный гидравлическими потерями в узких проточных каналах рабочего колеса и конструктивными особенностями насосов. Рассмотрен новый подход к повышению гидравлического к.п.д. никопроизводительной устновки ЭЦН. Приведены результаты исследования влияния формы проточных каналов рабочего колеса на гидравлические потери. Показано, что щелевидный проточный канал характеризуется наибольшей удельной поверхностью и наименьшим гидравлическим радиусом, соответственно потери за счет гидравлического трения в нем будут наибольшими по сравнению с потерями в каналах другой формы. Проведены исследования влияния ширины проточных каналов рабочих колес. Установлено, что увеличение ширины проточных каналов колеса для насосов с малой подачей приводит к уменьшению его радиального размера и снижению подачи и напора.

При проектировании насоса с малой подачей за базовый вариант принят насос ЭЦН-80. Диметр уменьшен в 2 раза, проточный канал расширен до квадратной формы сечения, частота вращения рабочего колеса повышена  от 3000 до 6000 мин^-1. Расчетный коэффициент быстроходности проектируемого насоса составил 122,5. Это значение находится в зоне наибольшего к.п.д. и характеризует проектируемый насос как высокоэффективный по гидравлическому к.п.д. Приведены результаты оценки эффективности эксплуатации УЭЦН с малой подачей в зависимости от компоновочной длины секции.

Список литературы

1. Материалы научно-практической конференции по ЭЭ УЭЦН // Нефтегазовая вертикаль. – 2001. – № 1 (пилотный номер). – С. 1–42.

2. Кузьмичев Н.П. КЭС – Энергоэффективный способ добычи нефти из мало- и среднедебитных скважин // Нефтегазовая вертикаль. – 2013. – № 2. – С. 70-72.

3. Ивановский В.Н. Энергетика эксплуатации скважин механизированными способами, выбор способа эксплуатации, пути повышения энергоэффективности // Инженерная практика. – 2010. – № 3.

4. Есьман И.Г., Есьман Б.И., Есьман В.И. Гидравлика и гидравлические машины. – Баку: Азербайджанское государственное издательство нефтяной и научно-технической литературы, 1955. – 480 с.

В настоящее время одной из наиболее актуальных задач механизированной добычи нефти является увеличение рентабельности эксплуатации скважин, особенно малодебитного и осложненного фонда. Одним из перспективных путей ее решения является совершенствование традиционных и разработка альтернативных технологий эксплуатации, в частности, плунжерные насосные установки с погружным линейным приводом. Эффективность работы погружных плунжерных установок в значительной степени определяется нагрузкой, действующей на плунжер насоса. Существенный рост циклических переменных нагрузок на плунжер и привод обусловлен колебаниями давления в лифтовых трубах, возникающими вследствие неравномерной подачи насоса в течение цикла откачки.

В статье исследовано формирование полей скорости потока и давления в лифтовых трубах при эксплуатации скважин установками плунжерных насосов с погружным приводом. Предложено использование в составе насосной установки пневматических компенсаторов, обеспечивающих сглаживание скорости потока и давления в лифтовых трубах. Разработана математическая модель нестационарного течения жидкости в лифтовых трубах плунжерной установки с системой пневмокомпенсаторов, базирующаяся на законах сохранения массы и импульса для потока. Получена аналитическая зависимость, позволяющая для заданных закона изменения подачи насоса и энергоемкости системы пневматических компенсаторов рассчитать динамику давления на выкиде насоса. Моделированием откачки высоковязкой жидкости погружной плунжерной установкой показало, что оборудование скважины системой пневмокомпенсаторов позволяет значительно уменьшить амплитуду колебаний скорости потока и давления в лифтовых трубах. Благодаря уменьшению амплитуды колебаний давления на выкиде насоса снижается максимальная нагрузка на плунжер насоса и привод, а также потребляемая насосной установкой мощность.

Список литературы

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

2. Гилаев Г.Г., Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р. Современные методы насосной добычи нефти. – Уфа: Изд-во Восточная печать, 2016. – 412 с.

3. Новый метод количественной диагностики технологических параметров штанговых установок решением обратных задач методами многомерной оптимизации / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, А.Е. Белов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 118–122.

4. Насосные установки для малодебитных скважин / К.Р. Уразаков, В.П. Жулаев, Ф.З. Булюкова, В.А. Молчанова // Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. – 236 с.

5. Новые технологии эксплуатации малодебитного и периодического фонда / Э.Ю. Вдовин, Л.И. Локшин, М.А. Лурье [и др.] // Инженерная практика. – 2017. – № 11. – С. 40–43.

6. Зотов А.Н., Тимашев Э.О., Уразаков К.Р.  Методы гашения колебаний давления на устье штанговых установок // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. –  № 6. – С. 56–64.

7. Уразаков К.Р., Тимашев Э.О., Тухватуллин Р.С. Устьевой пневмокомпенсатор штанговой скважинной насосной установки // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2017. – № 12. – С. 60–64.

8. Хасанов М.М., Валеев М.Д., Уразаков К.Р. О характере колебаний движения жидкости в НКТ глубиннонасосных скважин // Известия вузов. Сер. Нефть и Газ. – 1991. – № 11. – С. 32–36.

9. Тимашев Э.О., Уразаков К.Р. Динамика скорости потока и давления в лифтовых трубах установок плунжерных насосов с погружным приводом // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 5. – С. 45–55. 

10. Уразаков К.Р., Молчанова В.А., Топольников А.С. Математическая модель штанговой установки с эжектором для откачки газа из затрубного пространства // Нефть. Газ. Новации. – 2007. – № 6. – С. 54–60.

11. Топольников А.С., Давлетшин Ф.Ф. Динамическая модель штанговой насосной установки для скважин с направленным профилем ствола / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 4. – С. 64–72.

12. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. – М.: Наука, 1987. – 464 с.

Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов с поверхностными дефектами связано с длительными и дорогостоящими испытаниями полноразмерных труб и трубных плетей, так как реализовать двухосное напряженно-деформированное состояние, возникающее в стенке трубы под действием внутреннего давления, на стандартных образцах не представляется возможным. Разработаны методика и специальная форма образца-сегмента для циклических испытаний трубных сталей по критериям механики разрушений. Полнотолщинный образец вырезается по образующей из стенки исследуемого трубопровода. Определены минимальные геометрические размеры его рабочей части, зависящие от толщины стенки трубы и позволяющие моделировать напряженно-деформированное состояние (НДС) стенки трубопровода, нагруженного внутренним давлением, в центре рабочей части образца при одноосном растяжении. Нанесение в центре рабочей части образца искусственного поверхностного трещиноподобного концентратора напряжений с некоторой фиксированной глубиной и протяженностью не более 30 % от ширины рабочей части образца позволяет с использованием метода «меток» оценивать параметры трещиностойкости металла трубопровода в условиях циклического нагружения. Построение кинетических диаграмм усталостного разрушения металла стенки трубы дает возможность численно оценить влияние длительности эксплуатации трубопровода в сложных природно-климатических условиях на изменения физико-механических характеристиках металла. В качестве  параметра принят текущий коэффициент интенсивности напряжений в вершине развивающейся поверхностной трещины.

Рассмотрены особенности ремонта поверхностных дефектов трубопровода вышлифовкой. Исследована циклическая трещиностойкость металла труб из сталей класса прочности К52 – К54 в состоянии поставки и после 45 – 55 лет эксплуатации. Параметры циклического нагружения соответствовали параметрам действующего магистрального нефтепровода и схематизировались методом «дождя». Выполнен прогноз остаточного ресурса стенки трубопровода с вышлифовкой глубиной 20 % и поверхностным концентратором напряжений на дне вышлифовки глубиной 1,5 мм, протяженностью 20 мм и раскрытием 0,2 мм. Размеры поверхностного концентратора выбраны из условия стабильной регистрации существующими неразрушающими методами контроля даже в подводном положении. На образцах из труб класса прочности К60 контролируемой прокатки оценивалась циклическая долговечность стенки трубопровода, восстановленной после вышлифовки ручной электродуговой наплавкой.

Список литературы

1. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепроводов/ С.Г. Радионова, П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] //Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – С. 20–31.

2. Учет масштабного эффекта при обосновании прочности магистральных трубопроводов/Ю.В. Лисин, Д.А. Неганов, Н.А. Махутов, Н.Е. Зорин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – №6. – С. 112–116.

3. Зорин Е.Е. Разработка основ прогнозирования работоспособности сварных трубопроводов из феррито-перлитных сталей с учетом условий эксплуатации: автореф. дис… д-ра техн. наук. – М., 1993. – 333 c.

4. Демина Н.И., Зилова Т.К., Фридман Я.Б. Методы механических испытаний листовых материалов при двухосном растяжении // Заводская лаборатория. – 1964. – № 5. – C. 35–39.

5. Ляпичев Д.М. Моделирование двухосного напряженного состояния на крупномасштабных трубных сегментах в условиях одноосного растяжения. Выпускная квалификационная работа бакалавра. 552800. – М., 2009. – 64 с.

6. Басов К.А. ANSYS: справочник пользователя. – М.: ДМК Пресс, 2005. – 640 с.

7. Зорин Н.Е. Экспериментальная оценка работоспособности труб магистральных газопроводов при циклическом нагружении: дис… канд. техн. наук. – М., 2010. – 143 c.

8. Неганов Д.А., Махутов Н.А., Зорин Н.Е. Формирование требований к надежности и безопасности эксплуатируемых участков линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 106–112.

9. Гейт А.В., Зорин Е.Е., Михайлов И.И. Применение системы автоматизированного ультразвукового контроля для оценки качества кольцевых сварных соединений магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 3. – С. 92–101.

При эксплуатации месторождений углеводородного сырья воздействию подвергаются все компоненты окружающей среды, однако наибольший интерес представляют поверхностные воды и донные отложения. В то же время при изменении гидрохимического состояния поверхностных вод, вызванного обильными осадками, колебаниями температурного режима и другими факторами, донные отложения менее подвержены временным флуктуациям и выступают индикатором состояния поверхностных вод в целом. Донные отложения как природный накопитель позволяют понять природу нахождения в них тех или иных загрязняющих веществ. Кроме антропогенных причин, вызывающих загрязнение водных объектов, на их состояние существенно влияют геохимические факторы формирования водосбора, ландшафтная структура территории и особенности питания водотоков (соотношение источников питания).

Добыча углеводородов на территории Рогожниковского месторождения ведется 15 лет, а исследования состояния окружающей среды – 20 лет. Это позволило не только определить фоновое состояние природных сред, но и оценить их состояние в динамике. При этом учитывались экстернальные загрязнения, привносимые воздушными потоками и транзитными водотоками, а также природно-географические особенности геохимической провинции, в пределах которой находится месторождение. Важным фактором является то, что юго-западная часть месторождения разрезается р. Обью и многочисленными протоками и затапливается во время половодья на несколько месяцев многометровым слоем воды. Поэтому любое загрязнение, попавшее в водотоки, будет разнесено за пределы очага сброса.

Анализ данных, полученных за 20-летний период наблюдений за состоянием поверхностных вод, включая донные отложения, позволяет констатировать, что содержание определяемых при экологическом мониторинге ингредиентов находится в пределах установленных нормативов качества и соответствует геохимическим характеристикам, свойственным Белогорской ландшафтной провинции. Это свидетельствует, что длительное освоение Рогожниковского месторождения не привело к загрязнению поверхностных вод и донных отложений. Геохимических аномалий, обусловленных добычей углеводородов, не зафиксировано.

Список литературы

1. О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2016 и 2017 годах. Государственный доклад. – М.: ООО «Минерал-Инфо», 2018. – 370 с.

2. Об экологической ситуации в Ханты-Мансийском автономном округе-Югре в 2018 г. // Доклад. Ханты-Мансийск: служба по контролю и надзору в сфере охраны окружающей среды, объектов животного мира и лесных отношений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. – 2019. – 187 с.

3. Уварова В.И. Современное состояние качества воды в р. Оби в пределах Тюменской области // Вестник экологии, лесоведения и ландшафтоведения. – Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2000. – С. 23–33.

4. Солодовников А.Ю., Хатту А.А. Белогорье: природные особенности и состояние природных сред // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 76–80.

Экологические и технологические требования к процессам эффективной системы утилизации отходов бурения, исключают вероятность поступления загрязняющих веществ в составе отходов в объекты окружающей среды. Необходимость выполнения данных требований обусловила развитие научных исследований в области разработки улучшенных способов утилизации отходов бурения, особенно в условиях Крайнего Севера и Арктики, где ведется разработка крупнейших нефтегазовых бассейнов страны. Задачи снижения и предотвращения загрязнения на территориях северных месторождений могут быть решены с применением технологичных способов обезвоживания отходов бурения с использованием геотекстильных фильтрующих контейнеров. Такие контейнеры затем могут использоваться в том числе в качестве строительных элементов для обустройства дорог и кустовых площадок.

В статье предложена эффективная технология обезвоживания отходов бурения с использованием мягких фильтрующих контейнеров. Обезвоженные буровые шламы были отнесены к 5 группе опасности (практически неопасные отходы) и могут быть применены в строительных работах в районе промысла. Получаемый водный фильтрат поступает на очистку от жидких углеводородов и подается для повторного приготовления бурового раствора или в систему поддержания пластового давления. Достигнутые высокие показатели эффективности процесса обработки буровых шламов стали основой для разработки декантера из текстильных материалов для обезвоживания и расфасовки бурового нефтяного шлама. В настоящее время технология проходит опытно-промысловые испытания на полигоне буровых отходов в Новом Уренгое. Новых данные, полученные в результате этих работ, позволят провести дополнительную оптимизацию процесса обработки отходов.

Список литературы

1. Оценка потенциальной опасности для морской экосистемы буровых отходов, образующихся при бурении в море / В.Г. Семёнычев, Е.А. Мазлова, Е.Ю. Савонина, Т.А. Марютина // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2014. – № 12. – С. 73–77.

2. Матвиенко В.В., Кузнецов В.А., Цеханский М.В. К вопросу о современных методах переработки и утилизации отходов бурения // Нефть и Газ Сибири. – 2017. – №3 (28). – http://sib-ngs.ru/journals/article/681

3. Перевалов С.Н., Ивлева А.А. Актуальные технологии и способы обезвреживания отходов бурения // Международный научно-исследовательский журнал. – 2013. – № 11-1 (18). – С. 63–66.

4. http://geotub.ru/manufacture

5. Леонов В.В., Антоновский Д.М. Возможности использования объемных обезвоживающих (фильтрующих) конструкций на основе геотуб. – https://www.abok.ru/for_spec/articles/33/6784/6784.pdf

6. Технология обезвоживания GEOTUBE® // Компания IAAT. – http://iaat.ru/ukladka_geotub.pdf

7. https://www.geoace.com/app/Environmental-Protection/Sludge-Treatment

8. Применение технологии Geotube® в ЖКХ. – http://admir-ea.ru

9. Экспериментальное обоснование программы гигиенической оценки метода геотубирования при складировании осадков городских сточных вод / К.Б. Фридман, О.В. Мироненко, А.С. Белкин [и др.] // Вестник Санкт-Петербургского университета. – 2017. – Т. 12. – Вып. 2. – С. 202–211.

10. Experimental Investigation of Dewatering of Dairy Sludge by Pressure Filter Using Geotextile and Alum, Nano Particles for Sludge Conditioning / S.M. Mattoo, V. Shrivastava, N.K. Raji [et al.] // American Journal of Environmental Science and Engineering. – 2018 – V. 2. – № 2. – P. 26–31. – DOI: 10.11648/j.ajese.20180202.11.

11. Геотекстиль тканый из полипропиленовых нитей. – https://www.megatehdv.ru/goods/92077454-geotextil_tkany_iz_polipropilenovykh_nitey_pt_pp_50_50

12. TenCate Geotube® geocontainment technology has protected shorelines, rebuilt beaches, and reclaimed land from the sea. – https://www.archiexpo.com/prod/tencate/product-59331-1065545.html

13. Кизилова C.А. Предпосылки возведения искусственных островных территорий XXI века // Architecture and Modern Information Technologies. – 2018. – № 1 (42). – С. 187–200.

14. Пат. № 2688820 РФ. Устройство и способ переработки нефтяного шлама / В.Г. Семенычев, И.Г. Барышев, Е.А. Мазлова; заявитель и патентообладатель ООО «Политехника». – № 2017141392; заявл. 28.11.17; опубл. 22.05.19.