Один из основных вопросов, который волнует широкую общественность, экспертное сообщество, специалистов, занимающихся задачами государственного управления часто формулируется следующим образом: «На сколько лет в стране хватит нефти?». Нередко ответ на данный вопрос у специалистов вызывает затруднения. Вопрос, несмотря на кажущуюся простоту, весьма многозначный и требует уточнений, а именно: на сколько вообще хватит нефти, как долго можно поддерживать текущий или иной заданный уровень добычи нефти, когда нефть перестанет быть востребованной или что нужно делать для сохранения существующих объемов добычи в среднесрочной перспективе.

Устойчивое развитие нефтяной промышленности в среднесрочной перспективе зависит от многих факторов, ключевым из которых является обеспеченность сырьевой базы технологическими и рентабельными запасами нефти. С 2003 по 2018 г. наблюдалось расширенное воспроизводство технологических запасов нефти. Для достоверной оценки уровней добычи нефти наряду с технологическими необходимо также учитывать рентабельные запасы, введение которых стало возможным после внедрения классификации 2013 г., когда вся архитектура ресурсов и запасов стала проектно-ориентированной. Постоянный анализ взаимного изменения технологических и рентабельных запасов позволяет не только осуществлять планирование объемов добычи нефти, но и создать научно обоснованную систему государственного управления запасами углеводородного сырья. У государства и компаний-недропользователей появляется возможность итерационного моделирования вариантов разработки и поиска наиболее оптимального из них с позиций как экономической эффективности, так и рационального недропользования. Результаты проведенной в 2019-2020 гг. по решению Правительства России инвентаризации запасов в различных экономических сценариях позволили сделать выводы как о категориях и объеме трудноизвлекаемых запасов в России, так и о возможных последствиях изменения экономических сценариев разработки месторождений, а также о необходимости регулярного продолжения такой работы.

Список литературы

1. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года. – http://static.government.ru/media/files/WXRSEBj6jnRWNrumRkDakLcqfAzY14VE.pdf

2. Преобразование нашего мира: Повестка дня в области устойчивого развития на период до 2030 года. Организация Объединенных Наций, 2015 г. – https://unctad.org/system/files/official-document/ares70d1_ru.pdf

3. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. 2013 г. – http://docs.cntd.ru/document/499058008

В статье рассмотрены ключевые события и изменения систем технического регулирования и стандартизации в России и Евразийском экономическом союзе (ЕАЭС) за последние 5 лет в контексте нефтегазового комплекса (НГК). Отмечены предпосылки создания общего рынка нефти, нефтепродуктов и газа в ЕАЭС, представлены технические регламенты (ТР ЕАЭС) для обеспечения работы единого энергетического пространства. Проанализированы подходы к формированию перечней стандартов к региональным техническим регламентам. Показана высокая значимость включения в доказательную базу для ТР ЕАЭС межгосударственных стандартов. Отмечены нововведения в российской системе стандартизации после вступления в силу Федерального Закона № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации»: рассматриваются задачи разработки информационно-технических справочников наилучших доступных технологий для нужд НГК, важность механизма ссылки на стандарты в нормативно-правовых актах федеральных органов исполнительной власти, стратегические комплексные программы стандартизации нефтегазового оборудования и технологий. Подчеркнута существенная роль профильных технических комитетов по стандартизации ТК 023, ТК 024, ТК 052 и других в подготовке прогрессивных национальных стандартов для нефтегазовой отрасли. Рассмотрена методологическая база деятельности технических комитетов в настоящее время. Выделены перспективные направления совершенствования отечественной стандартизации применительно к НГК в соответствии с дорожной картой развития стандартизации в России до 2027 г. Показана необходимость усиления позиций в международных организациях ИСО и МЭК. Затронута также тема отраслевой стандартизации, приведен пример межкорпоративного Института нефтегазовых технологических инициатив, созданного по инициативе ПАО «Газпром». Рассмотрены достижения данного общества в формировании системы добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ.

Список литературы

1. Нормативно-правовые аспекты импортозамещения в нефтегазовом комплексе / Г.И. Шмаль, В.Я. Кершенбаум, Т.А. Гусева, А.Ю. Мороз // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 6–9.

2. Бурмистров В.А. Необходима концепция развития системы технического регулирования // Стандарты и качество. – 2020. – № 6. – С. 10–13.

3. Зубков И. Бак с двойным дном: глава Росстандарта – о проверках бензина и поверках счетчиков // Российская газета. – 2020. – 16 сентября.

4. https://www.rst.gov.ru/portal/gost/home/activity/standardization/techcom.

5. Соколов С. Как оценивать и регулировать работу ТК по стандартизации // Стандарты и качество. – 2019. – № 5. – С. 20–25.

6. Пугачев С.В. Стандарты стандартов. Разработка: один шаг вперед – два назад // Стандарты и качество. – 2020. – № 1. – С. 20–24.

7. Григин Н.В. О восстановлении статуса отраслевых стандартов // Стандарты и качество. – 2016. – № 7. – С. 27–29.

8. Фомин А. О необходимости легализации отраслевых стандартов // Стандарты и качество. – 2015. – № 2. – С. 26–28.

9. Подобедова Л. Нефтяники нашли способ защитить российских производителей от санкций // РБК. – 2019. – 04 декабря.

10. Эксперты ТПП РФ обсуждают в Санкт-Петербурге проблемы импортозамещения в нефтегазовой промышленности // Официальный сайт Торгово-промышленной палаты Российской Федерации. – https://tpprf.ru/ru/news/eksperty-tpp-rf-obsuzhdayut-v-sankt-peterburge-problemy-importozameshcheniy...

11. Официальный сайт Института нефтегазовых технологических инициатив. – https://inti.expert.А

12. Иващенко А.В. Система сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ – эффективный механизм управления рисками / А.В. Иващенко, И.П. Шабалов, С.Б. Хорунжий, О.П. Таланов // Газовая промышленность. – 2019. – № S4 (793). – С. 16–21.

Основные запасы углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири связаны с различными типами неантиклинальных объектов в среднеюрском нефтегазоносном комплексе. Коллекторы имеют сложное строение и зачастую относятся к телам канальной формы. В настоящее время данные объекты представляют большой нефтегазопоисковый интерес. Основной задачей являлось выделение подобных русловых каналов и фаций авандельты в продуктивном пласте Ю₂ тюменской свиты по данным сейсморазведки МОГТ 2D. Детальная сейсморазведка МОГТ 3D достаточно легко справляется с такими задачами посредством послойного изучения кубов амплитуд, сейсмофаций, частотного разложения и др. Для сейсморазведки МОГТ 2D существует ряд ограничений. В статье рассмотрена технология создания синтетических кубов 3D из профильных псевдотрехмерных данных, дано описание принципов ее применения и приведены результаты решения поставленной задачи. Построение синтетического куба позволило интерпретировать интересующие объекты не только в плоскости, но в объеме трехмерного пространства. В результате выполненных исследований с привлечением псевдотрехмерного куба на территории, не изученной бурением, удалось закартировать перспективные объекты флювиального типа, прогноз которых по профильным данным был бы затруднительным. Отмечен возрастающий интерес к подобным решениям в связи с сохранением значительных объемов сейсморазведочных работ МОГТ 2D. Технологии синтезирования псевдотрехмерных сейсмических кубов из профильных данных предоставляют целый комплекс возможностей для снятия ограничений при оценке пространственного расположения объектов поиска по данным 2D, особенно имеющих сложное геологическое строение.

Список литературы

1. Нижне-среднеюрские отложения Западно-Сибирской плиты, особенности их строения и нефтегазоносность  / В.С. Сурков [и др.] // В сб. «Теоретические региональные проблемы геологии нефти и газа». – Новосибирск: Наука, 1991. – 156 c.

2. Комплексные геолого-геофизические работы по изучению глубинного строения, оценке перспектив нефтегазоносности и технико-экономическому обоснованию освоения недр Юганско-Колтогорской зоны / А.В. Шпильман [и др.]. - Тюмень, 2015. – 3124 с.

3. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. – Тверь: ГЕРС, 2011. – 152 с.

4. First Abu Dhabi 2D/3D Seismic Merge. Fast Track Approach for Seismic Data Integration at Regional Scale in Exploration Studies / H. Parra [et al.]. //

SPE-193066-MS. – 2018.

5. Isaac J.H., Lawton D.C. Squeezing more out of 2D seismic data: Processing and interpretation of a pseudo-3D seismic survey from New Zealand // CREWES Research Report. – 2013. – № 5.

6. Trinchero E., Vernengo L., Roizman M. 3D seismic processing and interpretation from 2D seismic data: Application in environmentally sensitive areas of the Neuquén Basin, Argentina // The Leading Edge. – 2014. – No. 33 (7). – P. 714–720. – DOI: 10.1190/tle33070714.1.

7. 3D imaging from 2D seismic data, an enhanced methodology / W. Whiteside, B. Wang, H. Bondeson, Z. Li // 2013 SEG Annual Meeting, 22–27 September, Houston, Texas. – DOI: 10.1190/segam2013-1148.1.

8. Технология седиментационного анализа сейсмических данных / Г.Н. Гогоненков [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 1. – С. 62–69.

9. Пат. 2165630 РФ. Способ сейсмической разведки и обработки данных/ Г.Н. Гогоненков, А.В. Бадалов, В.З. Гарипов, А.С. Кашик, С.С. Эльманович;

заявитель и патентообладатель Г.Н. Гогоненков. – № 2000124289/28; заявл. 26.09.00; опубл. 20.04.01.

В статье рассмотрен один из крупнейших активов ПАО «НК «Роснефть» на территории Восточной Сибири, промышленная нефтегазоносность которого связана с древнейшими осадочными отложениями планеты. Юрубчено-Тохомское месторождение характеризуется сложным геологическим строением и практически не имеет аналогов. Коллекторские свойства пород связаны с развитой системой естественной трещиноватости и наличием высококавернозных зон. Представлен комплексный подход к выделению и прогнозированию высокоемких кавернозных интервалов в рифейских карбонатных породах. Проанализированы концептуальные геологические модели образования повышенной кавернозности в рифейских карбонатах. Приведены результаты классификации кавернозности по данным керна и дано эмпирическое обоснование ее распространения в пространстве. Разработана методика интерпретации материалов геофизических исследований скважин на основе стандартных методов и с применением передовых технологий. Предложены различные подходы для прогноза участков повышенной кавернозности по данным материалов 3D сейсморазведки. Для прогноза использованы как современные технологии интерпретации стандартного метода отраженных волн, такие как сейсмическая инверсия и спектральная декомпозиция, так и инновационные технологии обработки и интерпретации рассеянных сейсмических волн. Полученные результаты позволят повысить эффективность геолого-разведочных работ, проектирования разработки и геологического сопровождения бурения скважин. Актуальность работы обусловлена, во-первых, тем, что ранее рифейские коллекторю Юрубчено-Тохомского месторождения рассматривались исключительно с позиции прогноза трещиноватости, а кавернозности не уделялось достаточного внимания из-за слабой изученности керном. Во-вторых, рассотрены передовые технологии, которые могут быть полезны при изучении других объектов компании с каверновым или каверново-трещинным типом коллектора.

Список литературы

1. Мерецкий А.А., Мерзликина А.С. Использование рассеянных сейсмических волн для прогноза коллекторских свойств // Доклад на II научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений», Уфа, 15–17 апреля 2009 г. – М.: Нефтяное хозяйство, 2009.

2. Трещинные резервуары нефти и газа / В.В. Харахинов, С.И. Шленкин [и др.]. – М.: Научный мир, 2015. – 284 с.

3. Харахинов В.В., Шленкин С.И. Нефтегазоносность докембрийских толщ Восточной Сибири на примере Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления. – М.: Научный мир, 2011. – 420 с.

4. Ветрова Н.И. Геохимия и C-, Sr-хемостратиграфия позднедокембрийских карбонатных отложений Сибирской платформы (хорбусуонская серия и дашкинская свита): дис. … канд. геол.-мин. наук. – Новосибирск, 2018. – 166 с.

5. Коробов А.Д., Коробова Л.А. Гидротермальная природа кавернообразования венд-рифейских коллекторов Байкитской антеклизы – ключ к прогнозу зон нефтегазонакопления // Известия Саратовского университета. Сер. Науки о Земле. – 2006. – Вып. 1. – Т. 6. – С. 57–63.

6. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы. (Стратиграфия, история развития). – Новосибирск:

СНИИГГиМС, 2018. – 177 с.

7. Спектральная декомпозиция – эффективная методика для изучения геологических особенностей, на примере месторождений Восточной Сибири / А.А. Козяев, А.Н. Бибик, С.К. Квачко [и др.] // Геомодель 2016 – 18-я научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа. – 2016. - https://doi.org/10.3997/2214-4609.201602210

8. Практические аспекты разделения пустотного пространства каверново-трещиных коллекторов в условиях предельно низкой пористости / А.А. Осипенко, О.И. Бойков, Д.В. Назаров [и др.] // Каротажник. – 2019. – Вып. 6 (300). – С. 134–144.

9. Поздняков В.А., Шиликов В.В., Мерзликина А.С. Выделение зон повышенной трещиноватости в карбонатных отложениях Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – C. 86–88.

10. Рассеянные волны: численное моделирование и построение изображений. Ч. 1. Двумерные среды / В.В. Лисица [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2013. – № 1. – С. 46-58.

11. Лихачев П.А., Козяев А.А. Изучение характеристик системы естественной трещиноватости и кавернозности для оптимизации разработки карбонатного резервуара // Геомодель 2019 – 21-я научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа. – 2019. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.201950022

12. Оценка возможности выделения тонких кавернозных прослоев по рассеянным волнам в трещиноватом разрезе Юрубчено-Тохомского месторождения / К.Г Гадыльшин., Д.Р. Колюхин, В.В. Лисица [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2017. – № 1. – С. 56–62.

13. Vuggy zone forecast through the integration of logging data and azimuthal characteristics of scattered seismic waves / A. Kozyaev, D. Petrov, A. Melnik [et al.] // Proceedings of 6th scientific conference – Tyumen 2019, Tyumen, 25–29 March 2019.

С начала геологических исследований доманиковые отложения Республики Башкортостан рассматривались в качестве основной нефтегазопроизводящей толщи с высоким генерационным потенциалом. К настоящему времени разработаны общие региональные представления о распространении этих пород, фациальных и палеогеографических условиях их формирования. Однако распространение, свойства, состав и перспективы нефтегазоносности доманиковых отложений остаются недоизученными. Доманиковые отложения (семилукский горизонт), обогащенные рассеянным органическим веществом (РОВ) (от 0,5-1 до 27,31 %), сосредоточены в западной части территории Башкортостана. Совокупный анализ данных ООО «РН-БашНИПИнефть» и АО «ИГиРГИ» (дочерние общества компании ПАО «НК «Роснефть») об уровне термической зрелости РОВ в доманикитовой формации в пределах территории Башкортостана показал, что степень зрелости органического вещества пород девона в целом сравнительно низкая, как в пределах сводовых поднятий, так и на большей части территории Благовещенской впадины. По данным пиролиза и замеренным значениям T_max для доманикоидных отложений верхнего палеозоя большей части территории Башкортостана отмечены градации катагенеза органического вещества пород - конец протокатагенеза (ПК₃) – начало мезокатагенеза (МК_1-2). Удельное количество углеводородов, генерированных материнскими породами доманикового горизонта, на территории Башкортостана изменяется от 0,1 до 2 млн т/км². Отмечено, что наибольшие объемы генерации наблюдаются в зонах катагенеза МК₁ и МК₂ в районе Предуральского прогиба, в области наибольшего погружения доманиковых отложений.

На основании текущего уровня изученности доманиковых толщ в регионе к перспективным территориям для проведения геолого-разведочных работ, направленных на поиск углеводородов в доманиковых отложениях, можно отнести области Благовещенской впадины, имеющие наиболее высокие показатели содержания органического вещества, достаточную катагенетическую зрелость отложений - подстадия МК₁, максимальные толщины высокоуглеродистых отложений, а также области восточного склона Башкирского свода, где по результатам испытаний скважин получены притоки углеводородов из доманиковых отложений.

Список литературы

1. Государственный доклад МПР о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2016–2017 гг. / под ред. Е.А. Киселева. – М., 2018. – https://www.mnr.gov.ru/docs/o_sostoyanii_i_ispolzovanii_mineralno_syrevykh_resursov_rossiyskoy_feder...

2. Лян С.П., Галушин Г.А., Филиппов В.П. Условия формирования доманикитов юго-востока Русской платформы // Георесурсы. – 2015. – № 3 (62). – Т. 2. – С. 54–63.

3. Каюкова Г.П., Романов Г.В., Плотникова И.Н. Геохимические аспекты исследования процесса восполнения нефтяных залежей // Георесурсы. – 2012. – № 5. – С. 37–40.

4. Schmoker J.W. Volumetric Calculation of Hydrocarbons Generated / In L.B Magoon,  W.G. Dow, eds. // The petroleum system-from source to trap: AAPG Memoir. – 1994. – V. 60. – P. 323–326.

В настоящее при сопровождении геолого-разведочных работ на территории Восточной Сибири, особенно актуальной становится задача технологического «перевооружения», включающего на первом этапе проведение опытно-промысловых испытаний современного оборудования и оценку применимости с учетом специфики геологического разреза. В статье рассмотрены результаты оценки технологии mini-DST (Drill Stem Test – испытание пласта на буровом инструменте). Отмечено, что накоплен большой опыт проведения таких исследований нефтегазоносных объектов по всей территории лицензионных участков Иркутской области. Доля исследований mini-DST + испытание в колонне в 2017-2020 гг. составила 65 % общего объема поисково-разведочного бурения. Комплекс mini-DST + испытание в колонне подразумевает предварительное опробование пластов в открытом стволе сразу после завершения бурения (специальный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС)) с последующим испытанием после крепления ствола обсадной колонной и вторичного вскрытия. Благодаря наличию в составе mini-DST специального комплекса ГИС уточняется оценка насыщения и при необходимости корректируется программа испытаний. Стандартная компоновка рассматриваемых пластоиспытателей mini-DST представляет собой модульную сборку (комплекс приборов). Для гидродинамического тестирования используются устройство прижимного зонда и модуль двойного пакера/модуля откачки. Приведены результаты определения фильтрационно-емкостных свойств, замеров пластового давления, качества глубинных проб нефти при опробовании карбонатных пластов на бурильных трубах в открытом стволе и при проведении традиционного полномасштабного комплекса испытаний в обсадной колонне. Сопоставление результатов применения двух методов исследования позволило оценить применимость mini-DST и достоверность данных, получаемых с помощью этой технологии, в условиях сложнопостроенных нефтегазоносных пластов карбонатного типа.

Список литературы

1. A New Method for Gas Well Deliverability Potential Estimation Using MiniDST and Single Well Modeling: Theory and Examples / K.K. Natarajan, S. Joshi, R. Banerjee, K.M. Sundaram // SPE-113650-MS. –2008. – doi:10.2118/113650-MS.

2. Пластоиспытательное оборудование для гидродинамических исследований пластов нефтяных и газовых скважин / П.С. Варламов, В.Г Григулецкий, Г.П. Варламов, С.П. Варламов. – Уфа: Уфимский полиграфкомбинат, 2004. – 620 с.

3. Узе О., Витура Д., Фьярэ О. Анализ динамических потоков. – KAPPA, 2008. – Вып. 4.10.01. – 359 c. – https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-analiz-dinamicheskih-potokov.pdf

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. — М.: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 288 с.

5. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: ИД «Грааль», 2002. – 575 с.

Возможность применения гидродинамических методов разработки нефтяных месторождений, особенно внутриконтурного заводнения, в начале их внедрения (50-ые годы ХХ века) многими специалистами подвергалась сомнению и вызывала опасения. Критика этого метода, в частности, принципов разработки месторождений с применением заводнения, продолжалась вплоть до 80-ых годов и практически прекратилась в конце ХХ века. Однако с началом ХХI века появились работы И.А. Мустафина, резко критиковавшего применение гидродинамических методов на примере супергигантов – Ромашкинского и Самотлорского месторождений. Его брошюра «Геолого-технологические результаты гидродинамического метода разработки месторождений нефти в РФ на примере супергигантов Ромашкино и Самотлор» была разослана большинству нефтяных компаний и специалистам отрасли, ученым и даже направлена Президенту Республики Татарстан. В ней использовался достаточно жесткий термин – «разрушение» месторождения. Из-за этого мифического разрушения автор предлагал перейти на более щадящие методы (по существу те, которые применялись в начале внедрения метода), а лучше применять другие методы (тепловые, газовые и др.). Предлагалось переучивать студентов в вузах и специалистов, в корне изменить системы разработки.

В статье дана краткая характеристика становления и развития технологий гидродинамического воздействия и рассмотрены перспективы их дальнейшего применения. Поскольку автор данной статьи был непосредственным участником и руководителем практически на всех этапах внедрения гидродинамических методов, большинство решений на Ромашкинском и других месторождениях Республики Татарстан принималось с его непосредственным и активным участием. Представленный анализ важен для нефтяной общественности, ученых настоящих и будущих специалистов, а главное – для благополучной эксплуатируемых нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. – Казань:

Изд-во КГУ, 1979. – 212 с.

2. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 492 с.

3. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. 75 лет опыта. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 608 с.

4. Муслимов Р.Х. Негативное влияние процесса «старения» залежей на потенциальные возможности нефтедобычи и пути повышения эффективности разработки на поздней стадии// Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: матер. V междунар. конференции. Ч. II. – М.: Изд-во МГУ, 2001.

5. Особенности состава остаточной нефти в заводненных терригенных коллекторах / Т.Н. Юсупова, Л.М. Петрова, Р.З. Мухаметшин [и др.] // Труды межд. конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)», Казань, 1994.

6. Непримеров. Н.Н., Шарагин А.Г. Особенности внутриконтурной выработки нефтяных пластов. – Казань: Изд-во КГУ, 1961. – 213 с.

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

8. Славин В.И., Химич В.Ф. Геодинамические модели формирования АВПД и их практическое значение // Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД // Тр. ин-та / ВНИГРИ. – 1987.

9. Муслимов Р.Х. Освоение супергигантского Ромашкинского месторождения – выдающийся вклад ученых и специалистов России в мировую нефтяную науку и практику разработки нефтяных месторождений // Георесурсы . – 2008. – № 4. – С. 2–6.

10. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. – Казань: Изд-во КГУ, 2003. – 596 с.

11. Мустафин И.А. Геолого-технологические результаты гидродинамического метода разработки месторождений нефти в РФ на примере супергигантов Ромашкино и Самотлор». – Казань: Фолиант, 2018. – 88 с.

12. Мустафин И.А., Шайхутдинов Р.С. Гидродинамические этапы разработки нефтяных месторождений // Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов: материалы международной научно-практической конференции. – Казань, 2–3 сентября 2015 г. – С. 229–230.

13. Мустафин И.А, Мустафин Г.М(А). Геолого-технологические условия применения методов увеличения нефтеотдачи пластов // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений: материалы международной научно-практической конференции. – Казань, 7–8 сентября 2016 г. – Т. II. – С. 56–58.

14. Мустафин И.А. К проектированию горизонтальных скважин на обводненных месторождениях нефти // Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений: материалы международной научно-практической конференции. – Казань, 6–7 сентября 2017 г. – С. 230–231.

15. Мустафин И.А. Некоторые результаты внутриконтурного заводнения нефтяных месторождений // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов: материалы международной научно-практической конференции. – Казань, 9–11 сентября 2009 г. – С. 294–295.

16. Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Наноминеральные системы нефтяного пласта и их роль в процессе разработки // Георесурсы. – 2007. – № 3 (22). – С. 21–23.

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

18. Муслимов Р.Х., И.Н. Плотникова. Альтернативные подходы – залог создания прорывных технологий в области поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений // Нефть.Газ.Новации. – 2018. – № 9 (214). – С. 14–17.

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

Традиционно считается, что скин-фактор должен принимать положительные значения в связи с негативным влиянием буровых растворов на призабойную зону. Действительно, имеются скважины, в которых скин-фактор даже при вскрытии всей толщины пласта достигает значительных положительных величин. Вместе с тем, большой объем кривых давления, регистрируемых в ПАО «Татнефть» ежегодно, свидетельствует об обратной тенденции – среднее распределение суммарного скин-фактора близко к -3,7. Причины этой тенденции могут быть разными. Прежде всего необходимо различать суммарный скин-фактор, определяемый по кривым давления, и его составляющие – геометрический и механический скин-факторы. Значительное количество обработок призабойной зоны и гидроразрывов пласта, выполняемых в компании, приводит к получению отрицательных геометрических скин-факторов. Среднее распределение механического скин-фактора близко к нулю, т.е. значительно отличается от суммарного скин-фактора. Это часто настораживает экспертов, полагающих, что данный параметр, характеризующий призабойную зону, должен принимать только положительные значения. Такое мнение обусловлено упрощенной трактовкой механического скин-фактора. В этот параметр дополнительно входят составляющие, которые могут как завышать скин-фактор (потери на трение от пласта до датчика давления и др.), так и снижать его (нелинейно-вязкие свойства нефти, физико-химическое взаимодействие жидкости с открытой поверхностью поровых каналов, разрушение забоя необсаженных скважин в слабосцементированных коллекторах, естественная трещиноватость терригенных коллекторов, наличие заколонных перетоков или активных водонасыщенных прослоев и др.). Все это приводит к необходимости отдельного выяснения причин получения того или иного значения скин-фактора с учетом имеющейся информации о пласте и скважине.

Однако в целом существующие представления о том, что призабойная зона скважин значительным образом ухудшена, требуют пересмотра с учетом многочисленных результатов исследований скважин. Выполненные ранее эксперименты по оценке качества вскрытия пластов на депрессии и традиционным способом, моделирование притока к перфорационным отверстиям подтверждают, что способ вскрытия не так существенно влияет на скин-фактор. Кроме того, негативное влияние на призабойную зону в процессе первичного вскрытия большей частью нивелируется при вторичном вскрытии и освоении скважины.

Список литературы

 1. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore // The Petroleum Engineer. – 1953. – V. XXV. – № 1. – P.  B6–B16.

2. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с.

3. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 396 с.

4. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. – М.: Альянс, 2009. – 510 с.

5. Иктисанов В.А. Описание установившегося притока жидкости к скважинам различной конфигурации и различным частичным вскрытием //

Записки Горного института. – 2020. – Т. 243. – С. 305–312.

6. Dynamic Flow Analysis / O. Allain [et al.]. – KAPPA, 2007.

7. Иктисанов В.А. Изучение особенностей релаксационной фильтрации жидкости. – Palmarium Academic Publishing, 2012. – 125 c.

8. Бэтчелор Дж. Введение в динамику жидкости. – М.: Мир, 1973. – 758 с.

9. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. – М.: Недра, 1972.  – 200 с.

10. Hawkins M.F. A note on the skin-effect // JPT. – 1956. – № 65–66. – https://doi.org/10.2118/732-G

11. Нуриев И.А. Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2011. – 25 с.

12. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. – М.: Недра, 1966. – 198 с.

13. Оценка качества первичного, вторичного вскрытия пластов и освоения скважины по результатам гидродинамических исследований / В.А. Иктисанов, Н.Х. Мусабирова, А.В. Байгушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 33–35.

Общая тенденция снижения добычи нефти требует постоянного прироста вовлекаемых запасов. Большинство осваиваемых в настоящее время объектов имеет низкие коллекторские свойства и характеризуется относительно невысоким конечным коэффициентом извлечения нефти. При проектировании разработки таких объектов решающую роль играют экономические факторы. В то же время в первых проектных документах вследствие недостаточности исходных знаний о пласте система разработки часто выбирается на основе оптимистичных представлений о величине и качестве запасов. При вводе месторождения в промышленную разработку предусматривается максимально возможный темп освоения запасов.

Заводнение, особенно в случае низкопроницаемых объектов, часто реализуется в условиях недостаточно обоснованной, с точки зрения рациональной добычи, интенсивности системы подержания давления. Это выражается в оптимизации (уменьшении) количества нагнетательных скважин и выборе менее сложных вариантов их заканчивания. Последствия таких проектных решений компенсируются повышением давления нагнетания. В статье рассмотрена взаимосвязь между параметрами эксплуатации системы поддержания пластового давления и стремительным обводнением добывающих скважин. На основе большого объема фактических данных определены факторы, влияющие  на динамику и темп обводнения скважин в низкопроницаемых коллекторах, и показана их взаимосвязь. Отмечено, что даже в условиях наличия подвижных запасов в области дренирования образование сквозных техногенных трещин кратно увеличивает сроки извлечения запасов и снижает интенсивность вытеснения.

Список литературы

1. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.С. Закиров [и др.]. – М.: Недра, 2004. – 504 с.

2. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. – М.: Недра, 1975. – 216 с.

3. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки / В.В. Мальцев, Р.Н. Асмандияров, В.А. Байков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 70–73.

4. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 496 c.

5. Клячко В.А. Апельцин И.Э. Очистка природных вод. – М.: Стройиздат, 1971. – 579 с.

6. Чепкасова Е.В., Иванов М.Г. Оценка технологической эффективности применения воды в качестве агента вытеснения в условиях низкопроницаемого коллектора // Территория Нефтегаз. – 2016. –№ 2. – C. 82–86.

7. Подготовка подтоварных вод для использования в системе ППД низкопроницаемых коллекторов нефти / В.Д. Назаров [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2017. – № 6. – С. 35–36. – http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/6_2017/ ogbus_6_2017_p35-56_NazarovVD_ru.pdf

8. Кузнецов В.С. Зависимость приемистости нагнетательных скважин от качества воды закачиваемой в нефтяные пласты // Нефтепромысловое дело. – 1978. – № 6. – С.  13–17.

9. Неймарк Ю.И., Ланда П.С. Статистические и хаотические колебания. – М.: Наука, 1987. – 424 с.

10. О детерминированном характере колебаний проницаемости при фильтрации гетерогенных систем / Т.И. Зайнетдинов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1999. – № 3. – С. 15–17.

11. Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП / М.М. Хасанов, В.А. Краснов, Т.Р. Мусабаров, Р.К. Мухамедшин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 2. – С. 92–96.

12. Kuzmina S.S., Butula K.K. Reservoir pressure depletion and water flooding influencing hydraulic fracture orientation in low permeability oilfields //

SPE-120749. – 2009.

13. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов, З.Ю. Степанова // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 65–75.

В статье рассмотрено формирование системы поддержания пластового давления (ППД) на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении ПАО «НК «Роснефть». Месторождение расположено в Республике Саха (Якутия). Регион характеризуется с рядом климатических и гидрогеологических особенностей, которые обусловливают особые требования к выбору источника водоснабжения. На Среднеботуобинском месторождении реализован комплексный проект организации водоснабжения для нужд ППД с использованием как поверхностных, так и подземных источников. Для поиска перспективных подземных источников проведены поисково-оценочные работы. В разрезе месторождения выделены два перспективных водоносных горизонта: бордонская и метегеро-ичерская свиты. Вода бордонской свиты может быть использована в качестве закачиваемого агента без предварительной подготовки. Воды метегеро-ичерской свиты, в которых присутствует сероводород, требуют дополнительной подготовки перед использованием для нужд ППД. Лабораторные эксперименты на керновом материале позволили установить влияние фактора смешивания вод поверхностных и подземных источников на проницаемость пласта. Технико-экономическая оценка дала возможность сделать выбор в пользу вод бордонской свиты. В результате сформирована комплексная стратегия развития системы ППД, направленная на минимизацию риска преждевременного обводнения скважин, предусматривающая двухэтапнуый перевод скважин в систему ППД. На первом этапе, когда основным источником закачиваемой воды являются реки и водозаборные скважины (вязкость воды – не более 1,5 мПа×с), реализуется обращенная девятиточечная система заводнения. На втором этапе, по мере возрастания доли подтоварной воды вязкостью 4 мПа×с в суммарном объеме закачки, создается однорядная система заводнения. Стратегия развития системы ППД подтвердила свою эффективность. Трансформация девятиточечной системы заводнения в рядную позволила обеспечить восстановление пластового давления, исключив при этом прорывов воды и преждевременное обводнение и создав предпосылки для кратного увеличения отборов.

Список литературы

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

2. Обоснование концепции разработки крупного сложнопостроенного месторождения Восточной Сибири на основе гидродинамического моделирования / А.Н. Леванов, В.Ю. Белянский, И.А. Волков [и др.] //

SPE-176636-RU. – 2015.

3. Динамика и режим межмерзлотных подземных вод радиационно-тепловых таликов при разработке Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / В.А. Гринченко, Р.Р. Валеев, А.А. Аксеновская, Е.А. Савельев // Недропользование XXI век. – 2019. – № 1 (77). – С. 84–89.

4. Карта ресурсного потенциала подземных вод Российской Федерации. – М.: Роснедра, ЗАО «ГИДЭК», 2011.

5. Подход к решению проблемы дефицита воды для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений Восточной Сибири (на примере Среднеботуобинского НГКМ) / Р.Р. Валеев, Д.В. Колесников, И.В. Буддо  [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 1. – Р. 55–67.

В настоящее время гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из самых широко применяемых методов воздействия на пласт с целью увеличения дебита жидкости. Проведение ГРП сопряжено с большим количеством рисков, снижающих его эффективность. С целью повышения успешности проведения ГРП применяются результаты моделирования в специализированных симуляторах, в основу которых заложены различные математические модели. Большинство из используемых программных продуктов зарубежного производства. В статье представлена математическая модель, позволяющая рассмотреть особенности процесса течения вязкой жидкости с примесью частиц в раскрывающейся трещине ГРП. Рассматриваемая модель является альтернативой представленным на рынке коммерческим симуляторам ГРП с опцией экспресс-оценки. При выполнении вычислительного эксперимента установлено, что присутствие частиц в жидкости ГРП существенно вылияет на характер процесса формирования трещины, останавливая ее рост (в частности, вследствие закупоривания кончика трещины). Уменьшение концентрации частиц в закачиваемой смеси приводит к замедлению выпадения осадка и продолжительному росту трещины. Установлена зависимость предельной длины трещины, времени подачи смеси и момента остановки роста трещиныот объемного содержания частиц. В статье представлены результаты численного решения задачи о процессе формирования трещины ГРП при закачивании в скважину жидкости гидроразрыва. Входными параметрами являются: параметры упругой среды (коэффициент Пуассона, модуль Юнга), фильтрационно-емкостные свойства породы, концентрация и время подачи смеси. Выполнено сравнение параметров трещины, полученных в ходе вычислительного эксперимента, с величинами, рассчитанными на зарубежном симуляторе ГРП.

Список литературы

1. Perkins T.K., Kern L.R. Widths of hydraulic fractures // Journal of Petroleum Technology. – 1961. – V. 13. – P. 937–949.

2. Nordgren R.P. Propagation of a vertical hydraulic fracture // SPE-18959-PA. – 1972.

3. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. Отделение технических наук. – 1955. – Вып. 5. – С. 3–41.

4. Методы моделирования зарождения и распространения трещины / С.Г. Черный, В.Н. Лапин, Д.В. Есипов, Д.С. Курнаков. – Новосибирск:

Изд-во СО РАН, 2016. – 312 с.

5. Подходы к моделированию гидроразрыва пласта и направления их развития / М.М. Хасанов, Г.В. Падерин, Е.В. Шель [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 37–41.

6. Чесноков Ю.Г. Влияние числа Рейнольдса на закономерности турбулентного течения жидкости в плоском канале // Журнал технической физики. – 2010. – Т. 80. – Вып. 12. – С. 33–39.

7. Татосов А.В., Шляпкин А.С. Движение проппанта в раскрывающейся трещине гидроразрыва пласта // Изв. Саратовского ун-та. Новая серия. Математика. Механика. Информатика. – 2018. – Т. 18. – Вып. 2. – С. 217–226. –

DOI: 10.18500/1816-9791-2018-18-2-217-226.

8. Карнаков П.В., Лапин В.Н., Черный С.Г.  Модель гидроразрыва, включающая механизм закупоривания трещины пропантом // Вестник Новосибирского государственного университета. Сер. Информационные технологии. – 2014. – Т. 12. – Вып. 1. – С. 19–33.

Необходимость разработки и применения эффективных технологий очистки и современного энергосберегающего оборудования для их реализации является актуальной задачей для многих нефтегазодобывающих и сервисных организаций. В настоящее время отмечается возрастание роли современных методик и программных средств, предназначенных для конструирования и подбора оборудования, с возможностями моделирования рабочих процессов. Использование математических моделей позволяет разработать наиболее оптимальную конструкцию без изготовления опытных образцов.

Численными методами выявлены основные закономерности затопленных и незатопленных струйных истечений для разрушения отложений с высокой адгезией на поверхности нефтегазопромыслового оборудования. Численное моделирование течения многофазных потоков выполнялось в программном комплексе для решения задач вычислительной гидродинамики методом конечных элементов. В статье дано описание применяемых гидродинамических моделей расчета, особенностей построения сетки, выбора параметров решателя. Проведен ряд математических экспериментов, в том числе моделирование течения и сравнение течений для трех видов насадок: конического сходящегося с цилиндрических выходом, цилиндрического и конического расходящегося. Полученные результаты верифицированы практической апробацией в натурных условиях Усовершенствованная технология высоконапорной  очистки внедрена на нефтегазовых и сервисных предприятиях Росийской Федерации и Украины. Результаты реализованы при проектировании различных установок гидродинамической кавитационной очистки рабочих органов электроцентробежных насосов и насосно-компрессорных труб от отложений солей с повышенной радиоактивностью; насосно-компрессорных труб от асфальтосмолопарафиновых отложений с высокой адгезией и прочностью; установок гидродинамической очистки устройств подготовки газа газодобывающих предприятий и подземных хранилищ газа.

Список литературы

1. Применение кавитационной технологии в процессах обращения с отработавшим ядерным топливом / Т.А. Кулагина, В.А.Кулагин, В.В. Москвичев, В.А.Попков // Экология и промышленность России. – 2016. – Т. 20. - № 10. – С. 4–10.

2. Омельянюк М.В. Дезактивация нефтепромыслового оборудования от природных радионуклидов // Экология и промышленность России. – 2013. – № 2. – С. 1–9.

3. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Разработка и внедрение технологии кавитационно-волновой очистки радиационно-загрязненного нефтепромыслового оборудования // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 117–121.

4. Brennen C.E. Fundamentals of Multiphase Flows. – Cambridge University Press, 2005. – 410 p.

5. Davis M.R., Fungtamasan B. Two-phase flow through pipe branch junctions // International Journal of Multiphase Flow. – 1990. – V. 15. – No. 5. – Р. 799–817.

6. Gao F., Wang H., Wang H. Comparison of different turbulence models in simulating unsteady flow // Procedia Engineering. – 2017. - V. 205. – PP. 3970–3977. – https://doi.org/10.1016/j.proeng.2017.09.856

7. Launder B.E., Spalding D.B. Lectures in Mathematical Models of Turbulence. – London: Academic Press, 1972. – 169 p.

8. Stenmark Elin. On Multiphase Flow Models in ANSYS CFD Software. Master’s Thesis in Applied Mechanics. – Göteborg, Sweden: Chalmers University of Technology, 2013. – 61 p. – http://publications.lib.chalmers.se/records/fulltext/182902/182902.pdf

9. Lavooij C.S.W., Tusseling A.S. Fluid-structure interaction in liquid-filled piping systems // Journal of Fluids and Structures. – 1991. – V. 5. – No. 5. – Р. 573–595.

10. Kothe D.B., Rider W.J., Mosso J., Brock J.S. Volume tracking of interfaces having surface tension in two and three dimensions // AIAA  96–0859. – 1996. – https://digital.library.unt.edu/ark:/67531/metadc669588/m2/1/ high_res_d/219267.pdf

11. Егорычев В.С., Шаблий Л.С., Кудинов И.В. Численное моделирование двухфазных потоков в форсунке камеры ЖРД. – М.: Минобр. и науки РФ, Самарский гос. Аэрокосмический университет им. С. П. Королева, 2013. – http://repo.ssau.ru/handle/Uchebnye-izdaniya/Chislennoe-modelirovanie-dvuhfaznyh-potokov-v-forsunke-...

12. Родионов В.П. Моделирование кавитационно-эрозионных процессов, возбуждаемых гидродинамическими струйными излучателями:  автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – СПб., 2001. – 345 с.

13. Омельянюк М.В. Разработка технологии гидродинамической кавитационной очистки труб от отложений при ремонте скважин: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Краснодар, 2004. – 23 с.

14. Уколов А.И., Родионов В.П. Верификация результатов численного моделирования и экспериментальных данных влияния кавитации на гидродинамические характеристики струйного потока // Вестник Московского государственного технического университета им. Н.Э. Баумана. Серия Естественные науки. – 2018. – № 4 (79). – С. 102–114.

В статье рассмотрены основные принципы математического моделирования пробозаборных устройств (ПЗУ) с целью определения конструкции их пробозаборных трубок, позволяющих обеспечить наилучшую представительность проб. Расчеты выполнены для ПЗУ щелевого типа, широко применяемых в настоящее время в системах измерений количества и показателей качества нефти. Для установления пограничных условий смешивания компонентов обоснованы критерии смешивания. Для расчетов выбрана дисперсионная k-e модель турбулентности, реализованная в прикладном программном обеспечении ANSYS. В качестве анализируемых компонентов, содержащихся в потоке, приняты вода, хлористые соли и механические примеси. Основные полученные результаты свидетельствуют о работоспособности математической модели, позволяющей проводить расчеты ПЗУ для различных несжимаемых сред. Установлено также, что увеличение содержания хлористых солей в потоке улучшает представительность отбираемых проб по воде; повышенная турбулизация потока может приводить как к улучшению, так и к ухудшению при определенных условиях представительности проб; в отдельных случаях представительность проб по воде и хлористым солям может совпадать. В процессе исследований отмечена невозможность получения одинакового улучшения представительности для всех веществ, содержащихся в нефти (в отдельных случаях улучшение представительности проб по механическим примесям приводило к ухудшению ранее достигнутой представительности по воде). Таким образом, в качестве оптимизационной принята задача равномерного улучшения представительности проб по воде, механическим примесям и хлористым солям. В процессе исследований данная задача была решена: полученная конструкция ПЗУ с пятью отверстиями позволяет улучшить представительность проб по воде на 17,29 %, по хлористым солям на 21,89%, по механическим примесям на 6,77 %.

Список литературы

1. Шабаров А.Б. Гидрогазодинамика. – Тюмень: Тюменский гос. университет, 2013 – 459 с.

2. Морозов Д. Программы для численного решения задач обтекания и теплообмена // Наука и инновации. – 2017. – № 167. – С. 29–32.

3. Шустрова М.Л., Аминев И.М., Байтимиров А.Д. Средства численного моделирования гидродинамических параметров процессов // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – № 14. – С. 221-224

Для прогнозирования потерь бензина от испарения из резервуаров, не оборудованных средствами сокращения потерь, необходимо располагать достоверными методами оценки массоотдачи от поверхности бензина. К настоящему времени известно множество таких методов, от упрощенных эмпирических формул или графиков до критериальных уравнений. Использование упрощенных эмпирических формул позволяет существенно упростить расчеты. Однако это достигается ценой высокой погрешности расчетов. При прогнозировании концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуаров на момент начала «выдоха» на протяжении нескольких десятков лет также используются графики прироста относительной концентрации паров бензина во времени. Кривые на них имеют вид параболы и различаются только показателем степени. Однако монотонный характер прироста относительной концентрации в течение нескольких десятков часов противоречит основам теории потерь от «малых дыханий», согласно которой концентрация углеводородов в газовом пространсте резервуаров утром минимальна, затем с восходом солнца растет, достигает максимума в послеобеденные часы, после чего снижается. Предпочтительно использование критериальных уравнений, поскольку массоотдача от поверхности бензина в резервуарах представляет собой термодинамический процесс, скорость которого определяется множеством факторов: температурой, давлением насыщенных паров, концентрацией углеводородов над поверхностью испаряющейся жидкости, интенсивностью ее перемешивания, скоростью обтекания поверхности бензина струями воздуха и др. В известных критериальных уравнениях эти факторы учитываются в виде безразмерных критериев подобия Шервуда, Шмидта, Рейнольдса, Прандтля и Грасгофа. Однако эти критериальные уравнения имеют ряд недостатков, в числе которых недостаточный учет реальных условий протекания процессов (уровня заполнения резервуаров, интенсивности перемешивания бензина и др.), несоответствие требованию предельного перехода при низких скоростях заполнения-опорожнения резервуаров и др. Кроме того, при расчете критериев подобия используется средняя концентрация углеводородов над поверхностью бензина, что делает расчет массоотдачи итерационным. В статье приведены критериальные уравнения массоотдачи, позволяющие выполнять расчеты без многочисленных итераций.

Список литературы

1. Прогнозирование кинетики потерь топлива при хранении в полимерных резервуарах / Ю.Н. Рыбаков, С.Н. Волгин, С.В. Ларионов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 2. – С. 142–146.

2. Бажайкин С.Г., Мухаметзянов Р.Р., Степанюгин А.В. Нормирование потерь нефтепродуктов в системе обеспечения аэропорта авиационным топливом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 2. – С. 142–146.

3. Коршак А.А., Коршак Ан.А. Метод прогнозирования потерь нефти и нефтепродуктов от «больших дыханий» за длительный период // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 5. – С. 79–87.

4. Коршак А.А., Леонтьев С.А., Фоминых О.В. Снижение потерь углеводородов в системах сбора и подготовки скважинной продукции. – Тюмень: Тюменский индустриальный университета, 2019. – 95 с.

5. Абузова Ф.Ф., Сковородникова Т.К. Упрощенный метод расчета потерь нефтепродуктов от больших дыханий из наземных металлических резервуаров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – № 2. – C. 22–24.

6. Абузова Ф.Ф. Исследование потерь нефти и нефтепродуктов и эффективности средств сокращения их в резервуарах: дис. … д-ра техн. наук. –Уфа, 1977. – 334 с.

7. Мухамедьярова Р.А., Абузова Ф.Ф. Массоотдача от испаряющейся поверхности при насыщении газового пространства резервуара // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1981. – № 4. – С. 27–29.

8. Молчанова Р.А. Исследования по выбору типов резервуаров для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов: дис… канд. техн. наук. – Уфа, 1981. – 168 с.

9. Мартяшова В.А., Хабибуллина С.С. Массоотдача при заполнении емкости «горячим» бензином // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1977. – № 11. – С. 1–3.

10. Коршак С.А. Совершенствование методов расчета потерь бензинов от испарения из резервуаров типов РВС и РВСП: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2003. – 174 с.

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

12. Коршак А.А., Коршак С.А. Универсальный метод расчета суммарных потерь от «дыханий» резервуаров // Известия вузов «Нефть и газ». – 1999. – № 4. – С. 85–87.

Для обеспечения оперативного получения, хранения и анализа информации необходимо создание единой информационной системы, пронизывающей все подразделения нефтегазовой компании и связывающей их в согласованно функционирующий механизм. Такое построение системы управления позволяет получать достоверную производственно-финансовую информацию по всей цепочке процессов нефтегазовой компании: разведка – добыча – переработка – транспорт – сбыт – управление. Устойчивая тенденция развития информационных технологий в нефтегазовом бизнесе обусловливает актуальность вопросов создания специализированных информационных систем управления.

В статье рассмотрен опыт разработки модуля информационной системы управления бурением (ИСУБ), обеспечивающего минимизацию рисков получения осложнений и аварий при бурении скважин, с целью сокращения временных и финансовых затрат при бурении скважин в Группе компаний АО «Зарубежнефть». Дано описание этапов создания единого информационного пространства и инструментария для планирования, контроля и управления строительством скважин для всех уровней управления группы компаний АО «Зарубежнефть» посредством внедрения ИСУБ. Приведены характеристики основных блоков нового модуля, проанализированы его функциональные возможности на всех уровнях управления работами по бурению скважин, показаны создаваемые модулем информационные потоки. Представлен детальный обзор всех новых программных блоков ИСУБ, раскрывающий основные технические характеристики и возможности данного программного продукта. Проанализировано также влияние работ над проектом по созданию нового модуля ИСУБ на технико-экономические показатели предприятия. Подведены первые итоги разработки нового модуля, отмечены достигнутые результаты. Отмечено, что разработка и внедрение подобных информационных решений способствует совершенствованию информационных систем управления вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

В статье рассмотрены результаты геоэкологической оценки технологии использования БШ в составе асфальтобетона и исследования зависимости физико-механических показателей асфальтобетона от количества БШ в его составе. Результаты анализа физикохимических свойства БШ позволяют подобрать оптимальное содержание БШ в составе асфальтобетонной смеси. Проведены лабораторные исследования исходных образцов бурового шлама. Установлено, что превышения нормативов по содержанию тяжелых металлов в подвижной форме в образцах бурового шлама отсутствуют. Анализ физико-химических характеристик водных вытяжек показал высокие значения химического потребления кислорода, содержание нефтепродуктов, сухого остатка, хлоридов, превышающие санитарные нормы. Это свидетельствует о потенциальном негативном воздействии на объекты окружающей среды. Выбранный способ утилизации предполагает использование буровых шламов в качестве минерального порошка, что позволит снизить негативную нагрузку за счет размещения бурового шлама в плотной гидрофобной структуре асфальтобетона. Для исследования зависимости значений физико-механических свойств асфальтобетона от содержания бурового шлама проведены три серии испытаний с разным компонентным составом. Анализ полученных данных показал, что с увеличением содержания бурового шлама в составе асфальтобетонной смеси увеличивается ее средняя плотность, уменьшается показатель водонасыщения. Избыточное количество бурового шлама приводит к снижению прочности покрытия. Это обусловлено неоднородностью состава бурового шлама из-за входящих в него хлоридов, реагентов бурового раствора и нефтепродуктов, которые способствуют ухудшению физико-механических свойств асфальтобетона. Установлено, что оптимальное содержание бурового шлама в составе асфальтобетона может достигать 7 % по массе, при этом физико-механические свойства будут соответствовать требованиям ГОСТ 9128-2013.

Список литературы

1. Kujawska J. Potential influence of drill cuttings landfill on groundwater quality-comparison of leaching tests results and groundwater composition // Desalination and Water Treatment. – 2016. – V. 57. – P. 1409–1419.

2. Оценка геоэкологической устойчивости дорожно-строительного материала на основе бурового шлама / Л.В. Рудакова, Е.А. Пичугин, Б.Е. Шенфельд, И.А. Елизарова // Экология и промышленность России. – 2019. – Т. 23. – № 12. – С. 48–53.

3. Heavy metal pollution of oil-based drill cuttings at a shale gas drilling field in Chongqing, China: A human health risk assessment for the workers / Т. Xu, L. Wanga, X. Wanga [et al.] // Ecotoxicology and Environmental Safety. – 2018. – No. 165. – P. 160–163.

4. Aboutabikh M., Soliman A.M., Naggar M.H. El.  Properties of cementitious material incorporating treated oil sands drill cuttings waste // Construction and Building Materials. – 2016. – No. 111. – P. 751–757.

5. Junttila J., Dijkstra N., Aagaard-Sorensen S. Spreading of drill cuttings and sediment recovery of three exploration wells of different ages, SW Barents Sea, Norway // Marine Pollution Bulletin. – 2018. – No. 135. – P. 224–238.

6. Пичугин Е.А. Оценка воздействия бурового шлама на окружающую природную среду // Молодой ученый. – 2013. – № 9. – С. 122–123.

7. Ягафарова Г.Г., Рахматуллин Д.В., Инсапов А.Н. Современные методы утилизации буровых отходов // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. – № 2. – С. 123–129.

8. Mostavi E., Asadi S., Ugochukwu E. Feasibility Study of the Potential Use of Drill Cuttings in Concrete // Procedia Engineering. – 2015. – No. 118. – P. 1015–1023.

9. Novel sintered glass-ceramics from vitrified oil well drill cuttings / O.E. Abbe, S.M. Grimes, G.D. Fowler, A.R. Boccaccini // Journal of Materials Science. – 2009. – No. 44. – P. 429106–4302.

10. Kujawska J., Pawłowska M. Effects of Soil-Like Materials Mix from Drill Cuttings, Sewage Sludge and Sawdust on the Growth of Trifoliumpratense L. and Transfer of Heavy Metals // Journal of Ecological Engineering. – 2018. – V. 19. – P. 225–230.

11. Дубинецкий В.В. Буровой шлам как источник сырья для производства строительной керамики пластического формования // Инженерный вестник Дона. – 2015. – № 4. – http://www.ivdon.ru/uploads/article/pdf/IVD_171_Vdovin.pdf_06d2d71a29.pdf

12. Okparanma Reuben N., Araka Perez P. Towards enhancing sustainable reuse of pre-treated drill cuttings for construction purposes by near-infrared analysis: A review // Journal of Civil Engineering and Construction Technology. – 2018. – No. 9. – P. 19–39.

13. Кузнецов В.С., Супрун И.К., Петров Д.С. Оценка и снижение влияния отходов бурения на компоненты окружающей среды // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – C. 94–95.

14. Власов А.С., Пугин К.Г. Использование бурового шлама в составе асфальтобетона // Молодежь и научно-технический прогресс в дорожной отрасли Юга России. Материалы XIII Международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. – 2019. – С. 114–118.

Каталитическая демеркаптанизация – это одностадийное селективное окисление сероводорода и меркаптанов соответственно в серу и дисульфиды. Реакция протекает в присутствии катализатора и кислорода воздуха. Концентрация кислорода составляет 50 % общей концентрации меркаптановой серы, что на порядок ниже пределов воспламенения. Выход серы и дисульфидов составляет 99,9999%, включая тяжелые меркаптаны. Селективность реакции составляет 100 %. Температура реакции – более 25 ^oC, давление не регламентировано. Сероочистка/демеркаптанизация нефтяного газа, основанная на одностадийной реакции, осуществлена при температуре 25-35 ^oC, давлении 0,5 MПa в присутствии катализатора в неводном растворителе. Создан и апробирован на месторождении прототип мобильной установки сероочистки газа. Исходная концентрация сероводорода и меркаптанов составляла около 2 % по объему. Расход газа варьировался от 4 до 25 нм³/ч, концентрация катализатора – от 1 до 30 %. Установлено, что содержание сероводорода и меркаптанов снижается до 1-3 ppm. Селективность конверсии сероводорода в серу составила 100 %, селективность конверсии меркаптанов в дисульфиды – 100 %. Показано, что конверсия сероводорода и меркаптанов составляет соответственно 99,995-100 и 99,875-100 %. Таким образом, в результате очистки нефтяного газа на месторождении установлено, что технология каталитической сероочистки может обеспечить решение всей совокупности проблем сероочистки в одну технологическую стадию, включая сероочистку газа с остаточным содержанием сероводорода менее 1 ppm; демеркаптанизацию  газа с остаточным содержанием сероводорода менее 1 ppm; утилизацию сероводорода с конверсией более 99,9 %; конверсию меркаптанов более 99 %. Созданный прототип мобильной установки сероочистки позволяет обеспечить адаптацию технологии к условиям промысловых объектов в целях оптимизации капитальных и эксплуатационных затрат на сероочистку газа и нефти на разных месторождениях.

Список литературы

1. Amosa M., Mohammed I.,Yaro S. Sulphide scavengers in oil and gas industry // A review. Nafta. – 2010. – № 61. – C. 85–92.

2. Мазгаров А.М., Корнетова О.М. Технологии очистки попутного нефтяного газа от сероводорода. – Казань: Казан. ун-т, 2015. – 70 с.

3. Бусыгина Н.В., Бусыгин И.Г. Технологии переработки природного газа и газового конденсата. – Оренбург: ИПК «Газпромпечать» ООО «Оренбурггазпромсервис», 2002. – 432 с.

4. El-Gendy N.S., Speight J.G. Handbook of Refinery Desulfurization. – USA, Boca Raton: Taylor & Francis, 2015. – 492 p.

5. Грунвальд В.Р. Технология газовой серы. – М.: Химия, 1992. – 272 с.

6. Пат. 2649442 РФ. Установка, способ и катализатор очистки газообразного углеводородного сырья от сероводорода и меркаптанов/ А.И. Тюрин, И.Г. Тарханова, А.А. Тюрин, Л.А. Тюрина; заявитель и патентообладатель ООО «Старт-Катализатор». – № 2016116049; заявл. 25.04.16; опубл. 03.04.18.

7. Pat. 10,144,001 USA. Device, process, and catalyst intended for desulfurization/demercaptanization/dehydration of gaseous hydrocarbons / L.A. Tyurina, A.I. Tyurin, I.G. Tarkhanova, A.A. Tyurin; assignee START-CATALYST LLC. – Appl. No. 15/539,882; filed 04.06.16; publ. 04.12.18.

8. Kohl A.L., Nielsen R.B. Chapter 2 – Alkanolamines for Hydrogen Sulfide and Carbon Dioxide Removal. In Gas Purification. – USA, Houston: Gulf Professional Publishing, 1997. – P. 40–186.

9. Assessing anhydrous tertiary alkanolamines for high-pressure gas purifications / P.M. Mathias, L.V. Jasperson, D. VonNiederhausern [et al.] // Ind. Eng.Chem. Res. – 2013. – No. 52. – Р. 17562–17572.

10. Хайрулин С.Р., Исмагилов З.Р., Керженцев М.А. Прямое гетерогенно­каталитическое окисление сероводорода в элементную серу // Химическая промышленность. – 1996. – № 4. – С. 265–268.

11. Реак­тор с кипящим слоем катализатора для процесса прямого окисления серово­дорода в элементарную серу. Создание опытно-промышленной установки на Бавлинской УСО. Катализ в промышленности / З.Р. Исмагилов, С.Р. Хайрулин, М.А. Керженцев [и др.] // Катализ в промышленности. Специальный выпуск. – 2004. – С. 50–55.

В статье рассмотрены вопросы оценки биотехнологических аспектов отбора микологических аборигенных биодеструкторов для проведения биологической очистки почвы от моторного масла. Данная проблема является актуальной при разработке биотехнологий ремедиации окружающей среды от загрязнения нефтью и нефтепродуктами, поиске и выделении штаммов микро- и микобиоты, развивающихся в региональных почвенно-климатических условиях, обладающих штаммовой специфичностью трансформации ароматических углеводородов.

Изучен комплекс показателей 52 образцов моторного масла. Качественный метод определения токсичности образцов почвогрунта применяли для индикаторного микроорганизма (культуры дрожжеподобных грибов рода Candida, принадлежащей к виду Candida chilensis).Дрожжеподобные грибы рода Candida выделяли на среде Сабуро, для их селективной изоляции использовали среду Candi Select 4 (BioRad, Франция), обеспечивающей прямую идентификацию видов дрожжеподобных грибов. Микологическую идентификацию культур осуществляли на основе изучения характерных морфологических, культуральных, биохимических свойств. Разработаны технологические режимы выращивания штаммов-деструкторов с целью получения клеточной биомассы для аспорогенных дрожжевых культур с использованием ряда питательных сред. Отобраны образцы почвогрунта, загрязненного моторным маслом и контрольные образцы. Выполнены исследования биотоксичности, каталазной и целлюлазной активности. Отобраны после микологического выделения культуры грибов, установлена слабая степень обогащения ферментом каталазой образцов почвогрунта, загрязненных моторным маслом, сильно выраженные биотоксичность и целлюлазная активность. Показано, что отобранные дрожжевые микроорганизмы являются активными биодеструкторами, устойчивыми к высоким концентрациям нефтепродукта моторного масла. Предложено использовать эти микроорганизмыдля создания микробного консорциума при проведении мероприятий биологической очистки почвы, загрязненной моторным маслом.

Список литературы

1. Лашхи В.Л. Некоторый взгляд на химмотологию моторных масел // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2014. – № 2. – С. 23–27.

2. Нефть и нефтепродукты как загрязнители почв. Технология комбинированной физико-биологической очистки загрязненных почв/ Г.К. Васильева, Е.Р. Стрижакова, Е.А. Бочарникова [и др.] // Российский химический журнал. – 2013. – Т. 57. – № 1. – С. 79–104.

3. Fate and transport of petroleum hydrocarbons in vadose zone: Compound-specific natural attenuation / M. Yang, Y. S. Yang, X. Du [et al.] // Water, Air & Soil Pollution. – 2013. – V. 224. – № 3, art. 1439. – 14 p.

4. Котровский М.Н. Газпромнефть,смазочные материалы – самый мощный в России комплекс по производству моторных масел введен в эксплуатацию // Горная промышленность. – 2014. – № 4 (116). – С. 74–76.

5. Метод адаптивной оптимизации биоремедиации загрязненных нефтью и нефтепродуктами земляной массы / Н.Г. Джавадов, Р.А. Эминов, Н.З. Мурсалов [и др.] //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 1 (117). – С. 144–153.

6. Mohajeri L., Aziz H.A., Isa M.H. Ex-situ bioremediation of crude oil in soil, a comparative kinetic analysis // Bulletin of Environmental Contamination & Toxicology. – 2010. – V. 85. – № 1. – P. 54–58.

7. Хаустов А.П., Редина М.М. Трансформации нефтяных загрязнений геологической среды под влиянием живого вещества // Нефть. Газ. Новации. – 2013. – № 10. – С. 22–30.

8. Life cycle of petroleum biodegradation metabolite plumes, and implications for risk management at fuel release sites /D.A. Zemo, K.T. O’Reilly, R.E. Mohier [et al.] // Integrated Environmental Assessment & Management. – 2017. – V. 13. – № 4. – P. 714–727.

9. Nilanjana D., Chandran P. Microbial degradation of petroleum hydrocarbon contaminants: an overview // Biotechnology Research International. – 2011. – V. 1. – P. 1–12.

10. Красильников П.А., Середин В.В., Леонович М.Ф. Исследование распределения углеводородов по разрезу грунтового массива // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2. – С. 3100–3104. 

11. Evidence for iron-mediated anaerobic methane oxidation in a crude oil-contaminated aquifer / R.T. Amos, B.A. Bekins, I.M. Cozzarelli [et al.] // Geobiology. – 2012. – V. 10. – № 6. – P. 506–517.

12. Иванова А.Е., Канатьева А.Ю., Курганов А.А. Аэробная биодеградация жидких моторных топлив в условиях экстремальной кислотности // Микробиология. – 2019. – Т. 88. – № 3. – С. 318–327.

13. Chesnokova M.G., Shalay V.V., Kriga A.S. Biocorrosive activity analysis of the oil pipeline soil in the khanty-mansiysk autonomous region of Ugra and the Krasnodar territory of the Russian Federation // AIP Conference Proceedings. – 2017. – V. 1876. – Р. 020019-1 –020019-4. – https:// doi.org/ 10.1063/1.4998839

14. Chesnokova M.G., Shalay V.V. An actuality of soil micromyceta community studies for soil biocorrosive activity evaluation on the oil pipeline routes // AIP Conference Proceedings. – 2018. – V. 2007: Oil and Gas Engineering. – Р. 020006-1–20006-4. – https://doi.org/10.1063/1.5051845

15. Rojo F. Degradation of alkanes by bacteria // Environmental Microbiology. – 2009. – V. 11. – № 10. – P. 2477–2490.