Общие закономерности развития нефтегазовой отрасли заставляют компании ужесточать требования к точности и обоснованности оценок на этапе концептуального проектирования. Как правило, задача решается через применение укрупненных удельных показателей, которые не обеспечивают нужного результата. Отсутствие масштабируемости оценок, технической гибкости, а также высокая чувствительность результатов оценки к используемым объектам-аналогам требуют пересмотра стандартных подходов и применения комплексных решений. В качестве альтернативы укрупненным удельным показателям предложено комплексное применение стоимостных баз данных модульных объектов-аналогов (для площадных объектов), а также параметрических стоимостных моделей (для линейных объектов). Благодаря типизированным классификаторам и возможности формирования удельных показателей на нижних уровнях база данных является гибкой и приспособленной для моделирования стоимости новых объектов. Стоимостные модели позволяют выразить в численной форме зависимости между основными влияющими факторами. Представлены критерии успешного создания моделей комплексной оценки, доступные для улучшения качества оценки инструменты. Приведен пример использования предлагаемого метода. Выполненный анализ расхождений между первоначальными оценками на основе укрупненных удельных показателей и результатами оценки с применением предложенного метода позволил с учетом фактических данных о стоимости строительства сделать вывод об эффективности комплексного подхода. Эффективность оценивалась через увеличение не только точности, но и скорости оценки капитальных затрат. Показано, что комплексное применение стоимостных расчетных моделей и модульных объектов-аналогов для оценки стоимости строительства скважин и объектов нефтегазового производства на предпроектном этапе позволяет адаптировать оценку к особенностям каждого конкретного проекта; проанализировать влияние параметров оценки и стоимости отдельных объектов на уровне технологических блоков; повысить точность оценки и бенчмаркинга проектов, а также снизить риски инвестиционных решений даже при отсутствии полных исходных данных по техническим характеристикам объектов строительства.

Список литературы

1. Бозиева И.А., Зиннатуллин Д.Ф. Аспекты создания корпоративной информационной системы формирования стоимости объектов строительства и обустройства месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 2. – С. 114–117.

2. Чижиков С.В., Дубовицкая, Е.А., Пащенко А.Д. Проблемы оценки затрат на строительство нефтегазовых объектов в России и пути их решения // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 92–95.

3. Чижиков С.В., Дубовицкая Е.А., Ткаченко М.А. Стоимостное моделирование: инструмент учета изменений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 64–68. http://dx.doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-64-68.

4. Опыт реализации базы капитальных вложений по объектам строительства наземной инфраструктуры нефтяных месторождений в ПАО АНК «Башнефть» / А.Р. Атнагулов, Р.Д. Рахмангулов, П.В. Виноградов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 98–101.

5. Цифровой концептуальный инжиниринг: автоматизация размещения объектов обустройства / Р.А. Панов, А.Ф. Можчиль, Д.Е. Дмитриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 72–75. http://dx.doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-72-75.

6. Стоимостной инжиниринг в бурении: создание прототипа программного комплекса по оценке стоимости скважины и его возможности / И.Ф. Рустамов, А.О. Соболев, Г.В. Созоненко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 24–27.

7. Повышение точности оценки капитальных вложений на ранних стадиях реализации проектов / М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – № 12. – С. 22–27.

8. Стоимостной инжиниринг в ПАО «Газпром нефть»: текущая ситуация и перспективы развития / М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов, О.О. Скударь // Нефтяное хозяйство. – № 12. – С. 30–33.

9. Чижиков С.В., Дубовицкая Е.А. Новый подход к оценке и управлению стоимостью нефтегазовых проектов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 9. – С. 98–101.

В статье представлены результаты изучения современных «трещинных» путей миграции углеводородных растворов в пределах акватории российского сектора Северо-Западного Каспия. На скважинном уровне установлена взаимосвязь пространственных особенностей внутреннего строения пород (присутствие проницаемой трещиноватости), избирательного по разрезу нефтенасыщения пород и присутствия/ количественного содержания редких газов (гелий, водород) в составе пластовых флюидов, отобранных из поисково-разведочных скважин. Критериями для прогнозирования проницаемых разрывных нарушений молодого возраста (проницаемых для флюидов) и степени активности развития в их пределах современных миграционных процессов являлись присутствие/отсутствие в составе пластовых флюидов (нефть, выделившийся газ, свободный газ) редких газов (гелий, водород), имеющих глубинное происхождение и специфические физико-химические особенности, представляющие ценность для настоящего исследования. Разноориентированные разломно-трещинные системы молодого возраста, установленные в пределах рассматриваемой акватории, дифференцированы по направлению и степени активности развития в их пределах современных миграционных процессов. Так, в пределах вертикальной и наклонной разломных систем (особенно в южной и восточной частях российского сектора Северо-Западного Каспия) современные миграционные процессы развиваются очень быстро. Пластовые флюиды из скважин, пересекающих данные разрывные нарушения, содержат гелий и водород по всему разрезу. В пределах горизонтальной многоярусной разломно-трещинной системы, регионально развитой в среднеюрском-нижнемеловом разрезе, современные миграционные процессы развиваются не так быстро. В составе пластовых флюидов из данных трещинных интервалов гелий присутствует, а водород отсутствует. Результаты выполненного исследования раскрыли возможность прогнозирования современных «трещинных» миграционных путей на скважинном уровне еще на стадии проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Список литературы

1. Касьянова Н.А. Новый взгляд на формирование и строение Ракушечно-Широтного вала в Северном Каспии // Геология нефти и газа. – 2017. – № 1. – С. 24–31.

2. Касьянова Н.А. Роль трещиноватости в формировании залежей углеводородов в Северо-Западном Каспии // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 36–39.

3. Касьянова Н.А. Современная пространственно-временная миграция тектонической напряженности в земной коре Кавказа и Предкавказья. В сер. Общая и  региональная геология, геология морей и океанов, геологическое картирование // Геоинформмарк. – 1994. – № 3. – С. 1–15.

4. Касьянова Н.А., Абрамова М.Е., Гайрабеков И.Г. О горизонтальных деформациях Восточного Кавказа на основе высокоточных геодезических измерений // Геотектоника. – 1995. – № 2. – С. 86–90.

В статье приведены результаты трехмерного моделирования нефтегазоносных систем Вилюйской гемисинеклизы, в административном отношении расположенной на территории Республики Саха (Якутия). Моделирование выполнялось с целью восстановления истории изменения катагенетической преобразованности органического вещества, определения очагов генерации углеводородов и количественной оценки генерационного потенциала нефтегазоматеринских толщ. Пермские угленосные отложения, обогащенные терригенным органическим веществом, являются основным источником генерации углеводородов для залежей верхнего палеозоя и мезозоя на территории Вилюйской гемисинеклизы. Заполнение ловушек углеводородами происходило в нижнемеловое время, когда структуры современного плана, основные элементы верхнепермско-мезозойской нефтегазовой системы уже сформировались, и процессы генерации и миграции углеводородов протекали на территории исследования. Критический момент наступил для нефтегазоматеринсокой толщи перми 253 млн лет назад, в вятское время. В настоящее время верхняя часть этой толщи находится в главной зоне нефтеобразования и главной зоне интенсивного газообразования. Очаг генерации углеводородов сосредоточен на территории Линденской впадины. Количество углеводородов, генерированных пермской угленосной толщей, и ее нереализованный углеводородный потенциал составляют соответственно более 4 трлн и 1 трлн т условных углеводородов. Обогащенные аквагенным органическим веществом породы куонамских отложений обладают генерационным потенциалом в наиболее приподнятых северной и южной частях Вилюйской гемисинеклизы, где глинистые флюидоупоры опесчаниваются и выклиниваются. При наличии благоприятных условий для аккумуляции углеводородов возможно образование залежей, генетически связанных с глинистыми и глинисто-углистыми отложениями юры, в районах распространения Линденской впадины.

Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 19-35-90039

Список литературы

1. Состояние и проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородов в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) / А.Э. Конторович [и др.] // Минеральные ресурсы России. – 2014. – № 6. – С. 15–27.

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

3. Губин И.А. Уточнение строения Вилюйской гемисинеклизы по результатам переинтерпретации сейсморазведочных работ // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2020. – № 4. – С. 40–52.

4. Новейший прогноз и актуализация освоения нефтегазовых объектов Вилюйской синеклизы / В.С. Ситников [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/6/9_2017.pdf

5. Рифтогенная природа формирования Вилюйского бассейна (Восточная Сибирь) на основе реконструкций осадконакопления и механико-математических моделей / О.П. Полянский [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 2. – С. 163–183.

6. Томилова Н.Н., Юрова М.П. Нижнетриасовые вулканогенные ловушки газа Якутии: генезис, строение коллектора, особенности освоения // В сб. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром

ВНИИГАЗ, 2012. – С. 208–216.

7. 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 апр. 2017 г. – Новосибирск: СГУГиТ, 2017. – Т. 1. – С. 57–64.

8. Москвин А.Г. Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция. – Большая российская энциклопедия, 2004. – https://bigenc.ru/ geology/text/2139848

9. Геохимия нефтей востока Сибирской платформы / В.А. Каширцев [и др.]. – Якутск: ЯНЦ СО РАН, 2009. – 180 с.

10. Кероген: Методы изучения, геохимическая интерпретация / Л.И. Богородская [и др.]. – Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. – 254 с.

11. Закономерности преобразования террагенного органического вещества в мезо- и апокатагенезе / А.Э. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 2020. – Т. 61. – № 8. – С. 1093–1108.

12. PetroMod Petroleum Systems Modeling. – Schlumberger Information Solutions, 2011. – 256 p.

13. Космачева А.Ю., Федорович М.О. К вопросу о нефтегазопроизводящих толщах центральной части Логлорского вала на основе одномерного моделирования нефтегазоносных систем (Андылахское месторождение, Республика Саха (Якутия)) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2021. – Т. 16. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/2021/7_2021.html

14. Одномерное моделирование нефтегазоносных систем (бассейновое моделирование) в разрезе скважины Толонского месторождения Республики Саха (Якутия) / М.О. Федорович [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 31–35.

15. Олли И.А. Органическое вещество и битуминозность осадочных отложений Сибири. – М.: Наука, 1975. – 135 с.

Накопленные данные о геологическом строении баженовской свиты и ее латеральных аналогов, современные высокотехнологические исследования кернового материала, а также инновационные подходы к комплексированию данных позволили выйти на новый уровень изучения этого сложного геологического объекта и выделить баженовскую высокоуглеродистую формацию (БВУФ) в единый комплекс морских отложений, в которых современные концентрации органического вещества превышают 2,5 %. БВУФ, являясь региональным резервуаром, одновременно представлена как нефтематеринской породой, так и пластом-коллектором и покрышкой. Причем это функциональное, с точки зрения промысловой геологии, разделение не контролируется литологическим фактором.

В статье предпринята попытка обобщить накопленную геолого-геофизическую информацию разных уровней, необходимую для  детального описания строения регионального резервуара. Рассмотрены подходы к исследованиям и интерпретации полученных результатов при изучении БВУФ. Представлен алгоритм комплексирования результатов разномасштабных исследований. Приведены характеристики коллекторских свойств основных литотипов, пример оконтуривания залежи и выделения высокоперспективных территорий и количественного распределения  углеводородов в породах. Исходным элементом изучения БВУФ является разрез опорной скважины. Нефтеотдающие интервалы в опорной скважине можно выделить только по результатам опробования. В разрезе опорной скважины проводится комплексное аналитическое и геофизическое изучение нефтеотдающих и неприточных интервалов. На следующем этапе выполняется стратификация и корреляция разрезов по керну и материалам геофизических исследований, строятся палеогеоморфологические профили, отражающие латеральную изменчивость пластов на погруженных участках, на сводах, склонах структур. Показано, что площадь распространения пластов-коллекторов контролируется условиями седиментации радиоляритов, фосфоритов и биогенных карбонатов, а также степенью катагенетической преобразованности, определяющей объем и морфологию вторичных пустот, представленных порами, кавернами и трещинам. На высоких стадиях катагенеза все литологические разности в разрезе могут становиться коллекторами, а на низкой стадии чаще являются флюидоупорами.

Предложенный подход можно применять для других нефтепродуктивных высокоуглеродистых формаций со сложными литофациальным строением и структурой пустотного пространства.

Список литературы

1. Брехунцов А.М., Нестеров И.И. Нефть битуминозных глинистых, кремнисто-глинистых и карбонатно-кремнисто-глинистых пород // Вестник ЦКР Роснедра – 2010. –  № 6. – С. 3–16.

2. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. – http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/-7

3. Development of organic porosity in the Woodford Shale with increasing thermal maturity / M.E. Curtis, B.J. Cardott, C.H. Sondergeld, Ch.S. Raia // International Journal of Coal Geology. – 2012. – V. 103. – December. – Р. 26–31.     

4. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала. – М.: ГЕОС, 2017. – 246 с.

5. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г, Захаров В.А. Баженовский горизонт Западной Сибири. – Новосибирск: Наука, 1986. – 216 с.

6. Карта размещения скоплений нефти в баженовской свите на территории Западно-Сибирской НГП. – Министерство энергетики РФ. РАН. ИгиРГИ. Лаборатория недропользования, аудита запасов и СРП.

7. Возможность прогнозирования коллекторов баженовской свиты способами сейсмической инверсии / И.К. Кондратьев, В.И. Рыжков, М.Т. Бондаренко [и др.] // EAGE Tumen, Expanded Abstracts, 2013.

8. Кислухин И.В. Особенности геологического строения и   нефтегазоносность юрско-неокомских отложений полуострова Ямал / под ред. И.И. Нестерова. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 116 с.

9. Аномальные разрезы баженовской свиты: взгляд через полвека после обнаружения / А.А. Нежданов, С.Ф. Кулагина, В.А. Корнев, Ф.И. Хафизов // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2017. – № 6. – С. 34–42. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2017-6-34-42-

10. Рыжков В.И., Данько Д.А. Изучение свойств радиоляритовой пачки в интервале баженовской свиты по сейсмическим данным // Геофизика. – 2016. – № 3. – С. 2–11.

11. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты. Серия 4: Геология / Р.А. Хамидуллин, Г.А. Калмыков, Д.В. Корост [и др.] // Вестник Московского университета. – 2013. – № 5. – С. 57–64.

12. Батурин Ю.Е. Обоснование необходимости отмены налога на добычу полезных ископаемых при разработке нефти баженовских отложений // Вестник ЦКР Роснедра – 2010. – № 6. – С. 17–21.

13. Волянская В.В. Методологические аспекты построения структурно-тектонических моделей разного иерархического уровня // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 14–17.

14. Дмитриевский А.Н. Системный подход в геологии: теоретические и прикладные аспекты. Т.1. – М.: Наука, 2008. – 454 с.

15. Исследования морфологии пустотного пространства керогена баженовской свиты / А.Л. Васильев, Е.Б. Пичкур, А.А. Михуткин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 28–31.

В настоящее время в условиях роста стоимости геолого-разведочных работ (ГРР) требуется оптимальный и практичный подход к реализации ГРР. Методика Sweet Areas для оценки ресурсов, рисков и планирования ГРР основана на приоритизации перспективных объектов по степени их изученности и перспективности. В рамках работ ПАО «НК «Роснефть» при использовании данной методики удалось сформировать пул низко рискованных первоочередных объектов для включения в программу ГРР. Авторский подход позволяет не только ранжировать перспективные объекты по количеству ресурсов и степени риска, но и формировать оптимальную программу ГРР, направленную на скорейшее уточнение свойств и перспектив новой потенциальной ловушки. В рамках концепции Sweet Areas перспективные объекты объединяются в пять групп  по степени изученности: SA1 - ресурсы, находящиеся в контурах запасов категории С₁ (запасы, подготовленные к добыче); SA2 - ресурсы, находящиеся в контурах запасов категории С₂ (запасы, подготовленные к добыче, но требующие перевода в категорию С₁); SA3 - ресурсы, изученные в ходе сейсморазведочных работ (СРР) 3D , но не разведанные бурением; SA4 - ресурсы, закартированные по данным СРР 2D, требующие проведения СРР 3D для уточнения геометрии объектов; SA5 - ресурсы, условно локализованные на основании региональных трендов и зависимостей. В качестве примера рассмотрены перспективные объекты, приуроченные к выступам фундамента на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении. Анализ сейсморазведочных данных, а также оценка ресурсов и рисков по методике Sweet Areas позволили определить первый перспективный поисковый объект в пределах Среднеботуобинского месторождения на территории Курунгского лицензионного участка.

Список литературы

1. Интерпретационное сопровождение обработки данных СРР 2D и 3D в условиях Восточной Сибири / Р.С. Мельников, Е.А. Данько, Д.Н. Твердохлебов, А.Б. Клешнин // Недропользование XXI век. – 2019. – № 6. – С. 34–41

2. Гайдук А.В., Альмендингер О.А. Условия формирования и критерии прогноза зон улучшенных коллекторских свойств древних венд-кембрийских резервуаров (на примере Даниловского лицензионного участка (Восточная Сибирь)) // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 1. – С. 10–13.

3. Результаты проведения ПАО «НК «Роснефть» геолого-разведочных работ на лицензионных участках в Иркутской области за 10 лет / Я.И. Гордеев, А.В. Гайдук, А.В. Митюков, А.А. Филичев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – C. 15–17.

4. Закономерности развития перспективных карбонатных объектов в венд-кембрийском осадочном чехле южной части Сибирской платформы / А.В. Гайдук, Е.Г. Каширина, Н.А. Редькин [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 3. – С. 28–31.

5. Выявление перспективных на нефть и газ объектов в подсолевом карбонатном комплексе Непско-Ботуобинской антеклизы по результатам переобработки и переинтерпретации архивных данных МОГТ-2D /А.В. Гайдук, А.Е. Фомин, Д.Н. Твердохлебов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 3. – С. 44–48.

Выделение на временных разрезах динамических аномалий типа «яркое пятно» является традиционным качественным экспресс-методом прогноза газоносности ловушек углеводородов. Вместе с тем накопленный опыт показывает, что такие аномалии далеко не всегда обусловлены продуктивностью резервуаров, а их причиной, кроме флюидонасыщения, может быть литологическая неоднородность. Следовательно, в спорных случаях для ранжирования динамических аномалий по степени перспективности необходимо использование количественных методов интерпретации сейсмических данных. Одним из таких методов является синхронная инверсия. При применении этого метода поля амплитуд угловых сумм или сейсмограмм преобразуются в поля упругих параметров среды, а совокупность последних позволяет судить о литологическом распределении.

В статье представлены результаты анализа динамических аномалий типа «яркое пятно» в одном из небольших нефтегазоносных бассейнов. На площади имелись доказанная бурением структурная залежь газа, проявленная на временных разрезах в виде динамической аномалии типа «яркое пятно» и структурная ловушка с аналогичной динамической аномалией. Поскольку на сопредельном с ловушкой участке уже были пробурены скважины, не давшие притока, необходимо было выяснить природу указанной динамической аномалии. В результате синхронной инверсии специальным образом дообработанных угловых сумм установлено, что в пределах залежи динамическая аномалия типа «яркое пятно» обусловлена аномально низкой акустической жесткостью верхней части резервуара, обусловленной газонасыщением. В пределах ловушки аналогичная аномалия связана с особенностями строения перекрывающей резервуар ангидритовой покрышки. В результате проведенных работ сделан вывод о низких перспективах газоносности выявленной ловушки, вероятно обусловленной ее малыми размерами и неэффективной миграцией углеводородов.

Список литературы

1. Воскресенский Ю.Н. Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2001. – 68 с.

2. Степанов А.В. Обработка сейсмических данных: учебно-методическое пособие к курсам повышения квалификации «Петрофизика и геофизика в нефтяной геологии». – Казань: Казанский университет, 2013. – 24 с.

3. Способы реализации и оценка эффективности сейсмической инверсии / И.К. Кондратьев, В.И. Рыжков, Ю.М. Киссин, А.В. Шубин. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 62 с.

4. Inverting Pre-stack Data Seminar. March 08, 2007 / Hampson-Russell Software. – https://geosoftwaresupport.cgg.com/KnowledgeBase

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение представляет собой вытянутую структуру, состоящую из трех крупных тектонических блоков: Центрального, Восточного и Западного – с различными флюидальными контактами. Центральный блок находится в разработке, одновременно активно ведется доразведка месторождения для уточнения положения контактов и разломов, ограничивающих залежи. Для этого территория месторождения полностью покрыта сетью сейсморазведочных работ (СРР) 3D, а также с 2013 г. пробурены две поисковые и семь разведочных скважин. Бурение разведочных скважин на юге Центрального блока выявило отсутствие нефтяного насыщения структуры с доказанной нефтеносностью на тех же уровнях в его северной части. Отмеченное могло быть связано либо с наличием дополнительных разломов внутри Центрального блока, либо с линзовидным строением пласта. Второй проблемой на разрабатываемой части месторождения стало неподтверждение структурного плана, полученного по данным СРР 3D, от которого критически зависело последующее размещение кустовых площадок эксплуатационного бурения. При анализе полученных ошибок в структурных построениях установлено, что большинство из них связано с влиянием вышележащих интрузий, которые являются высокоскоростной аномалией и искажают временной и соответственно структурный план целевого ботуобинского пласта. Для решения указанных проблемами реализована процедура глубинной миграции сейсмических данных 3D. В процессе выполнения работ решалиись следующие задачи: восстановление структурного плана за счет учета влияния интрузии, улучшение фокусировки разломов и общее повышение качества сейсмического изображения.

Список литературы

1. Современные технологии обработки сейсмических данных на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении / А.Б. Клешнин, Д.Н. Твердохлебов, Е.И. Гогзуева, Р.С. Мельников // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 31–35.

2. Biondi B.L. Concepts and Applications in 3D Seismic Imaging. – SEG/EAGE Publications, 2007. – 243 p.

3. Prestack Depth Migration and Velocity Model Building / B.L. Biondi, J.T. Etgen, I.F. Jones, R.I. Bloor. – SEG Publications, 2008. – 880 p.

4. Berkhout A.J. Seismic Migration: Imaging of Acoustic Energy by Wave Field Extrapolation. – Elsevier Science, 2nd edition, 1985. – 286 p.

В 90-е годы ХХ века в Удмуртской Республике началось существенное уменьшение объемов сейсморазведочных работ вследствие завершения этапа поисков углеводородов в крупных и средних структурных ловушках. С 2001 г. прирост запасов нефти значительно отстает от объемов добычи. Одним из возможных путей увеличения геологических запасов нефти стали поиск и разведка мелких и очень мелких залежей нефти. Однако традиционные методы не позволяют эффективно и с достаточной точностью выявлять такие залежи и проводить их достоверное оконтуривание, что приводит к бурению большого числа «сухих» скважин. В качестве решения данной проблемы предложено применение технологии низкочастотной сейсморазведки, в ее различных вариантах, которая позволяет существенно сократить временные и материальные затраты на поиск, разведку и вовлечение в разработку нефтяных месторождений. Применение низкочастотной сейсморазведки дает возможность значительно уменьшить число пробуренных скважин за счет закладки поисковых и разведочных скважин с учетом их дальнейшего перевода в эксплуатационные, а также за счет бурения скважин в зонах интенсивной трещиноватости и высокой нефтенасыщенности продуктивного пласта. Это способствует значительному сокращению затраты, обеспечивает рентабельность разработки и повышает экономическую эффективность добычи. Кроме того, рассмотренная в статье технология может успешно применяться при исследовании уже открытых месторождений для уточнения положения водонефтяного контакта и контроля состояния разработки месторождения.

В статье приведены прогнозные схемы нефтегазоносности структур, опоискованных низкочастотной сейсморазведкой. Проанализированы особенности применения низкочастотной сейсморазведки для прогнозирования и контроля разработки нефтяных месторождений в Удмуртской Республике.

Список литературы

1. Савельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской Республики // Ижевск-М.: Институт компьютерных исследований, 2003. – 287 с.

2. Мешбей В.И. Сейсморазведка методом общей глубинной точки. – М.: Недра, 1973. – 152 с.

3. Технология АНЧАР при поиске и мониторинге залежей углеводородов / С.Л. Арутюнов, С.М. Карнаухов, С.В. Позднеухов [и др.] // Технологии сейсморазведки. – 2010. – № 1. – С. 58–66.

4. АНЧАР научно-технологический комплекс . – http://www.anchar.ru

5. Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Штык А.В. Инновационные сейсмоакустические технологии для разведки и разработки месторождений // Бурение & Нефть. – 2010. – № 2. – С. 3–8.

6. Инновационные пассивные микросейсмические методы в нефтегазовой отрасли – опыт применения в России / И.Р. Шарапов, Н.Я. Шабалин, Е.В. Биряльцев [и др.] // Материалы международной научной геологической конференции «АТЫРАУГЕО -2015». – Атырау, 2015.

7. Максимов Л.А., Ведерников Г.В., Яшков Г.Н. Геодинамический шум залежей углеводородов и пассивно-активная ceйсморазведка // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 6. – С. 55–64.

Технология бурения многоствольных скважин (МСС) широко применяется во всем мире и позволяет вводить в работу аварийный и неработающий фонд скважин, а также выполнять работы в скважинах, выработавших свои запасы. Нефтепромысловые сервисные компании с каждым годом уделяют все больше внимания разработке и продвижению новых решений по дальнейшему повышению эффективности этой технологии, что способствуют ее распространению среди нефтегазовых компаний. Основное преимущество МСС заключается в увеличении площади дренирования коллектора за счет бурения разнонаправленных боковых стволов из основного ствола.

В статье на примере скважины месторождения Западной Сибири спроектирована траектория скважины с горизонтальным окончанием и одним боковым стволом, длина горизонтальных участков – до 500 м. Показано, что увеличение зенитного угла до 90^о может привести к осложнениям как при бурении, так и при спуске обсадной колонны в боковой ствол. Одним из решений по предупреждению таких осложнений и аварий является изменение профиля основного ствола. Предложена методика изменения профиля многоствольной горизонтальной скважины с одним боковым стволом, которая позволят сократить общую проходку по скважине. Выполнены сравнительные расчеты траекторий скважин, построенных традиционным способом (без учета места ответвления бокового ствола), и с учетом координат точки, соответствующей месту вырезания окна. В результате расчетов установлено, что для рассмотренного случая при смещении точки вырезания окна на 700 м от устья общая длина бокового ствола уменьшается на 128,8 м, при смещении на 600 м от устья – на 144,9 м. При этом общая длина скважины сокращается соответственно на 91,7 и 99,6 м.

Список литературы

1. Гельфгат М.Я. Развитие технологий бурения скважин – ключевое направление развития нефтегазовой отрасли // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2020. – № 1. – С. 19–27.

2. Строительство многоствольной скважины на два горизонта на Шегурчинском месторождении ПАО «Татнефть» / Р.И. Шафигуллин, А.Я. Вакула, А.А. Мухаметшин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 15–17.

3. Воеводкин В.Л., Окромелидзе Г.В. Развитие технологии строительства боковых стволов на месторождениях Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 32–35.

4. Гавура А.В., Шафиков Р.Р., Разуменко В.Е. Особенности разработки морских месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ» // Нефть. Газ. Новации. – 2020. № 10 (239). – С. 70–77.

5. Пат. 2650161 РФ. Способ строительства многоствольной скважины / Д.Л. Бакиров, М.М. Фаттахов; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2016100899, заявл. 12.01.16; опубл. 09.04.18.

6. Щербаков А.В., Детин М.В. Особенности проектирования и строительства двуствольных скважин // XIII Конференция молодых ученых и специалистов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в  г. Тюмени. – Шадринск: Шадринский Дом Печати, 2014. – С. 336–350.

7. Щербаков А.В., Гречин Е.Г., Кузнецов В.Г. Изменение профиля наклонно-направленных скважин с целью последующего бурения бокового ствола // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 92–96.

8. Щербаков А.В. Определение места забуривания дополнительного ствола в многоствольной скважине // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 10. – С. 18–23.

9. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков, К.М. Солодкий / Под ред. А.Г. Калинина. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 647 с.

Коэффициент вытеснения нефти водой определяется в лабораторных условиях согласно действующему ОСТ 39-195-86 исходя из значений начальной и остаточной нефтенасыщенности. Для оценки начальной и остаточной нефтенасыщенности используются корреляционные зависимости между этими параметрами и абсолютной проницаемостью. При моделировании и анализе разработки нефтяных месторождений для пластов с известными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) существующими стандартами предусматривается определение только одного значения коэффициента вытеснения. В связи с этим проводится стандартная экспериментальная процедура (ОСТ 39-195-86). Эксперимент выполняют при линейной скорости вытеснения, соответствующей ожидаемой скорости фильтрации воды при разработке изучаемого объекта. Коэффициент вытеснения определяется при непрерывной прокачке (не менее 3–5 поровых объемов) до полного обводнения выходящей жидкости. На заключительной стадии эксперимента прокачивают еще 2 поровых объема воды при скорости, в 10 раз превышающей первоначальную. Для неоднородных пластов обычно строятся петрофизические связи между значениями коэффициентов вытеснения и фильтрационно-емкостными свойствами пласта. Однако общепринятый стандартный подход не учитывает структуру и подвижность остаточной нефти. В статье приведены результаты экспериментов, которые свидетельствуют о значительном изменении коэффициента вытеснения нефти водой при изменении условий вытеснения, характеризующихся разными значениями капиллярного числа. Получены экспериментальные зависимости коэффициентов вытеснения от капиллярного числа. Показано, что стандартные коэффициенты вытеснения при максимальных значениях капиллярных чисел могут кратно изменяться. Приведены примеры распределения коэффициентов вытеснения в элементах разработки с одинаковыми ФЕС, но с разными системами расстановки скважин. Показано влияние систем расстановки скважин на коэффициент вытеснения.

Широко известно, что прорыв нагнетаемой воды по высокопроницаемым каналам приводит к быстрому росту обводненности добывающих скважин. Эффективность выработки запасов нефти при этом резко снижается, хотя отбор от начальных извлекаемых запасов не превышает 40-50 %. Это свидетельстует, что большая часть геологических запасов остается вне зоны действия системы разработки. Для исправления сложившегося состояния и повышения эффективности действующей системы разработки применяют потокоотклоняющие технологии, которые позволяют ограничить фильтрацию закачиваемой воды по заводненным участкам коллектора и направить ее в невыработанные нефтенасыщенные зоны. В статье особенности применения потокоотклоняющих технологий рассмотрены на модельной залежи нефти. Выполнено сравнение эффективности применения потокоотклоняющих технологий и гидродинамического воздействия (изменения режима работы нагнетательной скважины). Основной целью исследования являлось выявление условий эффективного применения технологий. Полученные в работе результаты позволяют оценить, в каких случаях при применении потокоотклоняющей технологии в условно однородных по проницаемости коллекторах можно ожидать достаточно быстрой реакции добывающих скважин (как положительной, так и отрицательной). Кроме того, показано, что эффект от закачки полимерного раствора в условно однородных по проницаемости коллекторах не столь значим и в редких случаях превышает эффект от гидродинамической составляющей (изменения режима работы нагнетательной скважины). Сделан вывод, что в тех случаях, когда гидродинамические технологии (например, перевод нагнетательной скважины в периодический режим эксплуатации) сохраняют свою эффективность, целесообразно отказаться от применения потокоотклоняющих технологий.

Список литературы

1. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: Недра, 2002. – 639 с.

2. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. – Казань. Изд-во Казанского университета, 2002. – 596 с.

3. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. Применение полимеров в добыче нефти. – М.: Недра, 1978. – 213 с.

4. Астахова А.Н. Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2004. – 146 с.

5. Особенности применения потокоотклоняющих технологий в условно-однородных по проницаемости нефтенасыщенных коллекторах  / И.В. Владимиров, Э.М. Альмухаметова, Д.Т. Абилхаиров, А.А. Насибуллина // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 3. – С. 14–21.

6. Владимиров И.В. Несовершенство действующей системы разработки как основной фактор формирования застойных областей с запасами нефти // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 4. – С. 24.

В настоящее время текущие и перспективные зоны разбуривания Приобского месторождения характеризуются сверхнизкой проницаемостью (менее 0,001 мкм²) и высокой расчлененностью. При разработке коллекторов данного типа актуальным является вопрос о целесообразности организации системы заводнения. В статье приведены результаты исследований, выполненных на Горшковской площади, которая характеризуется наихудшей проницаемостью. Ачимовские отложения Горшковской площади относятся к глубоководным конусам выноса в фондоформной части клинокомплекса, со средней эффективной проницаемостью коллектора 0,004-0,005 мкм². В границах Горшковской площади выбраны четыре участка, один из которых разрабатывается на истощении, три – с поддержанием пластового давления (ППД). Сравнение основных показателей разработки рассматриваемых участков однозначно указывает на то, что на режиме истощения запасы вырабатываются менее эффективно, чем при применении системы ППД. На участке, который разрабатывается на режиме истощения дебит жидкости на установившемся режиме в 2 раза ниже, отбор от начальных изылекаемых запасов через 3-4 года в 1,7-2,4 раза ниже, а годовой темп отбора запасов 2,0-2,5 раза ниже.

Кроме того, для 12 участков Приобского месторождения выполнена оценка конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) как при наличии системы ППД, так и в случае ее отсутствия (режим истощения). Конечный КИН рассчитан в масштабе элементов заводнения. Для расчета прогнозного КИН выбраны участки Горшковской площади и левобережной части Приобского месторождения, аналогичные по фильтрационно-емкостным свойствам. КИН оценивался аналитическими методами (характеристики вытеснения, кривые падения дебита), для участка (сектора) в пределах Горшковской площади построена  гидродинамическая модель. Конечный КИН при заводнении, рассчитанный с использованием аналитических методов и гидродинамической модели, по участкам Горшковской площади составляет 22-27 %, на режиме истощения согласно гидродинамической модели – 7 %. Эффективность применения заводнения на Горшковской площади подтверждена результатами, полученными в рамках выполнения опытно-промышленных и научно-исследовательских работ. Отмечено, что использование заводнения позволяет увеличить конечный КИН в 2-3 раза по сравнению с разработкой на истощении.

References

1. Baykov V.A., Zhdanov R.M., Mullagaliev T.I., Usmanov T.S., Selecting the optimal system design for the fields with low-permeability reservoirs (In Russ.), Neftegazovoe delo, 2011, no. 1, pp. 84–98.

2. Shabalin M., Khabibullin G., Suleymanov E. et al., Tight oil development in RN-Yuganskneftegas (In Russ.), SPE-196753-MS, 2019, https://doi.org/10.2118/196753-MS

3. Rodionova I.I., Shabalin M.A., Mironenko A.A., Khabibullin G.I., Field development plan and well completion system optimization for ultra-tight and ultra-heterogeneous oil reservoirs (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2019, no. 10, pp. 72–76.

4. Wolcott D., Applied waterflood field development, Publ. of Schlumberger, 2001, 142 p. 

5. Fetkovich M.J., Decline curve analysis using type curves, SPE-4629-PA, 1973, https://doi.org/10.2118/4629-PA

6. Clark A.J., Determination of recovery factor in the Bakken formation,

SPE-133719-STU, 2009, https://doi.org/10.2118/133719-STU

7. Ling Kegang, He Jun, Theoretical bases of Arps empirical decline curves,

SPE-161767-MS, 2012, https://doi.org/10.2118/161767-MS.

К операциям гидравлического разрыва пласта (ГРП), проводимым в условиях месторождений, разработка которых находится на грани рентабеьности, предъявляются дополнительные требования адресной оптимизации с учетом геологических и технологических особенностей. В связи с этим актуальна разработка аналитических инструментов для анализа и планирования производительности скважин с трещиной ГРП, учитывающих особенности строения, с одной стороны, продуктивного пласта, а с другой, трещины ГРП, в частности неоднородное распределение проводимости. В статье предложен подход к оценке производительности вертикальной трещины ГРП на псевдоустановившемся режиме, основанный на применении методики фильтрационных сопротивлений. Однако в модели присутствует свободный параметр, характеризующий распределение притока в трещине и принимаемый равным единице, что соответствует трещине с равномерным притоком. Так как плотность притока к трещине конечной проводимости может существенно варьироваться по длине, это может привести к существенным погрешностям при оценке продуктивности скважины. Для повышения точности предложено оценивать плотность распределения притока к трещине при помощи эллиптической модели трещины. Преимущество такого подхода заключается в том, что результирующие формулы для производительности скважины имеют относительно простой вид даже для случаев трещины переменной проводимости. Представленная модель позволяет проводить количественную оценку влияния различных осложнений в трещине на продуктивность скважины. Рассмотрены случаи наличия загрязнений в начале и на конце трещины. Выполнено сравнение полученного решения с результатами расчетов в коммерческом симуляторе и на аналитических моделях, представленных в литературе.

Список литературы

1. Economides M., Oligney R., Valko P. Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. – Texas: Orsa Press Alvin, 2002. – Р. 141.

2. Transient pressure behavior for a well with a finite-conductivity vertical fracture / L.H. Cinco [et al.] // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1978. – Т. 18. – No. 04. – P. 253–264.

3. Meyer B.R., Jacot R.H. Pseudosteady-state analysis of finite-conductivity vertical fractures // SPE-95941-MS. – 2005. - DOI: https://doi.org/10.2118/95941-MS

4. Kang Ping Chen. Production from a fractured well with finite fracture conductivity in a closed reservoir: an exact analytical solution for pseudosteady-state flow// SPE-179739-PA. – 2016. – DOI: https://doi.org/10.2118/179739-PA

5. Kang Ping Chen, Yan Jin and Mian Chen. Pressure-gradient singularity and production enhancement for hydraulically fractured wells // Geophysical Journal International. – 2013. – V. 195. – No. 2. – P. 923–931.

6. Prats M. Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior – Incompressible–Fluid Case // SPE-1575-G. – 1961. – No. 1 (02). – P. 105–118.

В статье рассмотрены результаты оценки влияния этапа пробной эксплуатации на эффективность освоения шельфовой перспективной геологической структуры с берега в арктических климатических условиях в зоне лицензионного участка ПАО «НК «Роснефть». Одной из основных задач выполненной работы являлось определение технологической и экономической эффективности от этапа пробной эксплуатации по сравнению с вариантом только полномасштабной разработки. Ожидаемый эффект от этапа пробной эксплуатации заключается в возможности проведения исследований свойств продуктивного коллектора, результаты которых повысят эффективность полномасштабной разработки, а также в обеспечении ранней добычи нефти за счет эксплуатации разведочных скважин и, как следствие, более раннего получения положительного денежного потока проекта. Рассматриваемый регион характеризуется суровыми климатическими условиями, сезонными ограничениями передвижения транспорта, сложным геологическим строением и рельефом, а также наличием многолетнемерзлых грунтов. Главной задачей исследования являлся поиск технически реализуемого и экономически рентабельного решения по освоению перспективной структуры, включающего строительство инфраструктуры для пробной эксплуатации объекта. В результате оценки различных вариантов освоения структуры принята основная концепция разработки и обустройства, которая предполагает освоение шельфовой структуры при помощи горизонтальных скважин, пробуренных с береговой кустовой площадки, а также строительство в этой зоне объектов обустройства. В дальнейшем для выбранной концепции освоения рассмотрены варианты, в том числе с учетом и без учета реализации этапа пробной эксплуатации. Выполнена комплексная технико-экономическая оценка проекта для полученных вариантов освоения. В статье проанализированы ключевые факторы, влияющие на экономическую эффективность реализации этапа пробной эксплуатации, отмечена особая роль налоговой составляющей и режима начисления налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), применяемого для арктических шельфовых проектов.

В статье рассмотрены результаты внедрения в ПАО «НК «Роснефть» системы повышения качества эксплуатации механизированного фонда скважин в условиях негативного влияния осложняющих факторов. Ключевая задача проекта заключается в создании систематизированного процесса замкнутого цикла, включающего прогнозирование, технико-экономическую оценку, планирование и контроль качества эксплуатации скважин, том числе на стадии проектирования разработки. Одним из важных направлений является снижение удельных совокупных затрат на организацию защиты оборудования и повышение его средней наработки на отказ. Реализация проекта включает шесть основных этапов. Приведены принципы разработки единой для всех дочерних обществ компании системы градации фонда по признаку «осложняющий фактор» с описанием принципов категорирования вида и степени осложнения. Даны критерии формирования перечня существующих технологий, эффективных при том или ином виде осложнения, с учетом типа, категории осложнения и режима эксплуатации скважины. Кратко рассмотрены оценка и повышение качества принятия решений при выборе защиты глубиннонасосного оборудования от осложняющих факторов на основании «Модели Технико-Экономической оценки (ТЭО)». Проанализирована организация цикла бизнес планирования и реализации стратегии повышения эффективности работы механизированного фонда в условиях негативного влияния осложняющих факторов по каждому обществу группы ПАО «НК «Роснефть». Представлена последовательность организации работ по прогнозированию риска проявления осложняющих факторов на новых месторождениях компании. Отмечена важность этапа автоматизация и цифровизация процесса работы с осложненным фондом, на платформе корпоративной информационной системы ИС «Мехфонд». Показана эффективность работы реализованной системы и приведены достигнутые результаты.

Список литературы

1. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: Изд–во Макс Пресс, 2008. – 30 с.

2. Топольников А.С. Прогнозирование осложнений при эксплуатации механизированных скважин с помощью программы RosPump // Инженерная практика. – 2014. – №2. – С. 48–53.

3. Косилов Д.А. Повышение эффективности управления мехфондом скважин в текущих макроэкономических условиях // Инженерная практика. – 2015. – №12. – С. 8–11.

4. Ивановский В.Н. Новый концептуальный подход к защите погружного оборудования от солеотложений // Территория Нефтегаз. – 2013. – № 9. – С. 12–16.

5. Ивановский В.Н. Влияние на наработку установок электроприводных центробежных насосов подачи и частоты вращения насоса при эксплуатации скважин, осложненных выносом механических примесей // Территория Нефтегаз. – 2017. – № 9. – С. 58–64.

6. Косилов Д.А., Миронов Д.В., Наумов И.В. Корпоративная информационная система «Мехфонд»: достигнутые результаты, среднесрочные и долгосрочные перспективы // Нефтяное хозяйство. – 2018. – №11. – С. 70–73.

7. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ № 2019617219. Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин; заявитель и правообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2019613352; заявл. 29.03.19; опубл. 04.06.19.

В последние годы во всех нефтедобывающих компаниях наблюдается скачкообразный рост количества скважин периодического фонда, оборудованных установками электроцентробежных насосов (ЭЦН). Это способствует развитию математических моделей и инструментов для моделирования работы ЭЦН в условиях периодической эксплуатации. Простые инженерные подходы, которые использовались ранее, имеют большую погрешность и не позволяют оперативно адаптировать режим работы скважины и оборудования к быстро изменяющимся условиям эксплуатации. Основная сложность при этом заключается в нестационарном режиме работы скважины. Этот режим характеризуется сменой циклов, во время которых насос откачивает скважинную жидкость, и циклов накопления, во время которых насос выключен. В статье приведены сведения об используемых математических моделях и алгоритмах решения задач адаптации текущего режима работы скважины и оптимизации прогнозного периодического режима работы скважины. Рассмотрены модельные упрощения для расчета пласта и течения многофазного потока в элементах скважины, которые позволяют существенно повысить скорость расчетов без заметной потери точности решения. Выполнено сравнение с промысловыми данными на примере скважин с исправным и негерметичным обратным клапаном. Показано, каким образом в модели может быть учтена негерметичность обратного клапана. Дано краткое описание программных модулей «Анализ периодического режима ЭЦН» и «Пакетная оптимизация УПР/АПВ», которые реализованы в ПАО «НК «Роснефть» для целей мониторинга и оптимизации периодического фонда скважин. Представлен функционал программных модулей и решаемые с их помощью задачи, которые помогают технологическому персоналу увеличить добычу и снизить энергозатраты на периодическом фонде скважин.

Список литературы

1. Щелкачев В.Н., Лапук Б.В. Подземная гидравлика. – М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. – 525 с.

2. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2006. – 384 с.

3. Математическое моделирование динамических процессов в нефтедобывающей скважине / А.С. Топольников, Р.Х. Болотнова, В.А. Бузина, У.О. Агишева // Вопросы современной науки и практики. – 2014. – № 4 (54). – C. 112–119.

4. Топольников А.С. Применение методов математического моделирования при контроле и оптимизации нестационарного режима работы нефтяной скважины // Тр. Института механики им. Р.Р. Мавлютова Уфимского научного центра РАН. – 2016. – Т.11. – №1. – С. 53–59.

5. Топольников А.С. Обоснование применения квазистационарной модели при описании периодического режима работы скважины // Тр. Института механики им. Р.Р. Мавлютова Уфимского научного центра РАН. – 2017. – Т. 12. – № 1. – С. 15–26.

6. Волков М.Г. Оптимизация периодического режима эксплуатации малодебитных скважин //Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 1. – С. 70–74.

7. Волков М.Г. Использование методов теории автоматического управления для представления механизированной нефтедобывающей скважины как объекта управления // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1. – С. 11–22.

Известно, что безопасность, надежность и работоспособность оборудования регламентируется прочностными характеристиками его отдельных узлов и элементов, в которых могут быть начальные или эксплуатационные дефекты типа поверхностных разноориентированных полуэллиптических трещин. Численные методы расчета позволяют расширить достоверность получаемых результатов по заданным алгоритмам расчета соответствующих моделей разрушения. Изменение вида напряженно-деформированного состояния вблизи контура трещин при переходе от более глубоких точек, к поверхностным, зависит от стеснения деформаций вдоль их фронта. В статье на основе экспериментальных результатов и численных решений, рассмотрена диагностика изменения формы дефектов типа поверхностных разнонаправленных полуэллиптических малоцикловых трещин. Данные конечно-элементного моделирования реализованы на основе макросов программного комплекса ANSYS. Исследована закономерность развития упругопластического разрушения при малоцикловом разрушении.

На основе деформационного критерия разрушения, расчетно-экспериментальных, численных и аналитических методов с применением математической модели пространственного распределения механических свойств получены расчетно-экспериментальные кинетические зависимости и критические параметры упругопластического разрушения для развивающихся наклонных поверхностных малоцикловых полуэллиптических трещин в соответствующих зонах сварного соединения. Сформулированы методологические положения предельных состояний элементов ответственного оборудования, применяемого в нефтяной, нефтегазовой и нефтехимической промышленности, а также авиационной, космической, ядерной и тепловой техники из неоднородных металлических материалов при нелинейных условиях нагружения. Предложена общая методология проведения уточняющего расчета прочности, надежности и эксплуатационного ресурса оборудования и техники при наличии дефектов типа трещин в широком диапазоне температур и конструктивных особенностей.

Список литературы

1. Махутов Н.А. Конструкционная прочность, ресурс и техногенная безопасность. В двух частях. – Новосибирск, Наука, 2005. – 1110 с.

2. Makhutov N.A., Makarenko I.V., Makarenko L.V. Analysis and simulation of kinetics of elasto-plastic weld failure in structures at cryogenic temperatures // // IOP Conf. Ser.: Mater. Sci. Eng. – 2019. – V. 681. – 012030. - doi:10.1088/1757-899X/681/1/012030

3. Махутов Н.А., Макаренко И.В., Макаренко Л.В. Исследование пространственной механической неоднородности сварных соединений аустенитных нержавеющих сталей // Заводская лаборатория. – 2004. – Т. 70. – № 2. – С. 39–49.

4. Махутов Н.А.,, Макаренко И.В., Макаренко Л.В. Кинетика разнонаправленности упругопластического разрушения при учете анизотропии свойств материала // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2020. – Т.86. – № 1. – С. 44–50.

5. Махутов Н.А., Макаренко И.В., Макаренко Л.В. Кинетика полей остаточных напряжений в неоднородных аустенитных сталях при упругопластическом деформировании // Заводская лаборатория. – 1999. – Т. 65. – № 4.– С. 40–44.

6. Махутов Н.А., Макаренко И.В., Макаренко Л.В. Влияние анизотропии физико-механических свойств на кинетику трещин в аустенитных сталях // Проблемы прочности. – 2004. – № 1. – С. 113–119.

7. ANSYS, 2010. Structural Analysis Guide. 660578.

8. Azuma K., Li Y, Hasegawa K. Evaluation of stress intensity factor interactions between adjacent flaws with large aspect ratios // Proceedings of the ASME pressure vessels and piping conference. – 2015. – No. 45063. – Paper No. PVP2015-45063. – https://doi.org/10.1115/PVP2015-45063

9. Li C.Q., Fu G.Y., Yang W. Stress intensity factors for inclined external surface cracks in pressurized pipes // Eng. Fract. Mech. – 2016 – № 165. – Р. 72–86.

10. Fu G.Y., Yang W., Li C.Q. Stress intensity factors for mixed mode fracture induced by inclined cracks in pipes under axial tension and bending // Theoret. Appl. Fract. Mech. – 2017. – No. 89.

11. Панасюк В.В. Механика квазихрупкого разрушения материалов. – Киев: Наукова думка, 1990. – 415 с.

12. Панасюк В.В. Предельное равновесие хрупких тел с трещинами. – Киев: Наукова думка, 1974. – 416 с.

13. Морозов Е.М. Расчет на прочность при наличии трещин.// прочность материальов и конструкций. – Киев: Наукова думка, 1975. – С. 323–333.

14. Махутов Н.А., Макаренко И.В., Макаренко Л.В. Исследование механизма и кинетики разрушения разноориентированных поверхностных полуэллиптических трещин при сложном напряженно-деформированном состоянии с помощью деформационных критериев нелинейной механики разрушения // Проблемы прочности. – 2013. – №4 (424). – С. 91–97.

15. Makhutov N.A., Makarenko I.V., Makarenko L.V. Studies on the fracture mechanism and kinetics of randomly oriented surface semielliptic cracks at the multiaxial stress-strain state with deformation criteria of nonlinear fracture mechanics // Strength of Materials. – 2013. – V. 45. – No. 4. – P. 454–458.

16. Махутов Н.А., Макаренко И.В., Макаренко Л.В. Расчетно-экспериментальное исследование развития поверхностных полуэллиптических наклонных малоцикловых трещин / Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2013. – № 11. – Т. 79. – С. 39–44.

17. Makhutov N.A., Makarenko I.V., Makarenko L.V. Tensely - deformed conditions in conditions of complex circuits loading and non-uniform properties at top of the crack // Abstract of 5-th International Conference «Problems of dynamics and strength in gas-turbine construction» / Ed. A.P. Zinkovskyy – (Kyiv. 27-31 May 2014) G.S. Pisarenko Institute for Problems of Strength of the National Ac. Sci. of Ukraine. – 2014. – P. 159–160.

18. Makhutov N.A., Makarenko I.V., Makarenko L.V. Calculation and experimental analysis of the stress-strain state for in clined semi-elliptical surface cracks // Inorganic Materials. – 2017. – V. 53. – No. 15. – P. 1502–1505.

19. Махутов Н.А., Макаренко И.В., Макаренко Л.В. Анализ кинетики и направленности упругопластического деформирования и разрушения // Заводская лаборатория. – 2019. – № 6. –Т. 85. – С. 47–52.

20. Вяткин В.В., Хабиденов С.О., Торопов Е.С. Опыт и перспективы применения труб с внутренним антикоррозионным покрытием для трубопроводных систем // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 90–92. – DOI:10.24887/0028-2448-2020-6-90-92

21. Fu G.Y., Yang W., Li C.Q. Stress intensity factors for mixed mode fracture induced by inclined cracks in pipes under axial tension and bending // Theoret. Appl. Fract. Mech. – 2017. – № 89. – Р. 100–9.

В статье рассмотрены результаты работ по созданию автоматизированной системы интерпретации отклонений в работе установок скважинных штанговых насостов по динамограммам на основе средств машинного обучения. Представлены результаты анализа факторов, влияющих на точность снятия динамограммы штангового насоса и точность моделей интерпретации динамограмм. Дано описание принципа реализации инструмента для распознавания отклонений в работе штангового насоса по динамограмме. Показано, что на точность снятия динамограммы влияет множество факторов, таких как изменение размеров полированного штока из-за отклонений, вызванных истиранием и износом; отклонение модуля упругости марки стали полированного штока от расчетной величины; отклонения коэффициента Пуассона стали, температурное воздействие внешней среды на прибор. Отмечено, что на качество реализуемой модели машинного обучения будут влиять качество обучающей и тестовой выборок (количество ошибочных интерпретаций в них), а также прогностическая способность модели. Представлены схема работы системы интерпретации отклонений по динамограммам и результаты оценки качества разработанных моделей. Для модели бинарной классификации динамограмм метрика Фишера составила 97 %, для классификации с несколькими метками (multilabel classification) – 82 %, мультиклассовой классификации (multiclass classification) – 87 %. Разработанная автоматизированная система интерпретации отклонений по динамограммам на основе средств машинного обучения встроена в систему поддержки принятия решений, которая реализована в рамках выполнения научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы «Оперативные мероприятия» ПАО АНК «Башнефть». Система позволяет оперативно выявлять по динамограмме несколько видов отклонений одновременно.

Список литературы

1. Влияние формы регулярного микрорельефа поверхности плунжера на утечки в штанговом скважинном насосе / Р.Н. Бахтизин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – №. 4. – С. 113–116.

2. Urazakov K.R., Latypov B.M., Ishmukhametov B.K. Experimental Studies of the Influence of Configuration of Regular Microrelief of Plunger Surface on Sucker-Rod Pump Delivery // Chemical and Petroleum Engineering. – 2018. – Т. 54. – № 3–4. – С. 172–176.

3. Экспериментальные исследования влияния конфигурации регулярного микрорельефа поверхности плунжера на подачу штангового насоса / К.Р. Уразаков [и др.] // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2018. – № 3. – С. 23–25.

4. Ямалиев В.У., Ишемгужин И.Е., Латыпов Б.М. Оценка силы трения плунжера о цилиндр штангового скважинного насоса при проектировании колонны штанг // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. – 2017. – Т. 19. – № 1–1. – С. – 70–75.

5. Мансафов Р.Ю. Новый подход к диагностике работы УСШН по динамограмме // Инженерная практика. – 2010. – № 9. – С. 82–89.

6. Расчет теоретической динамограммы дифференциального штангового насоса при добыче высоковязкой нефти / К.Р. Уразаков [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. – № 4. – С. 41–47.

7. Deng L. The MNIST database of handwritten digit images for machine learning research // IEEE Signal Processing Magazine. – 2012. – V. 29. – No. 6. – С. 141–142.

8. Multi-label learning with missing labels for image annotation and facial action unit recognition / B. Wu [et al.] //Pattern Recognition. – 2015. – V. 48. – No. 7. – С. 2279–2289.

9. An extensive experimental comparison of methods for multi-label learning / G. Madjarov [et al.] // Pattern recognition. – 2012. – V. 45. – No. 9. – С. 3084–3104.

10. Robust technology and system for management of sucker rod pumping units in oil wells / T.A. Aliev, A.H. Rzayev, G.A. Guluyev [et al.] // Mechanical Systems and Signal Processing. – 2018. – V. 99. – P. 47–56.

11. Повышение эффективности диагностирования эксплуатации скважинных штанговых насосов с помощью сверточных нейронных сетей / Михайлов А.Г., Шубин С.С., Алферов А.В. [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 122–126.

12. Новый метод количественной диагностики технического состояния установок скважинных штанговых насосов решением обратных задач методами многомерной оптимизации / Р.Н. Бахтизин, К.З. Уразаков, Е.О. Тимашев, А.Е. Белов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 118–122.

13. Using the curve moment and the PSO-SVM method to diagnose downhole conditions of a sucker rod pumping unit / K.Li, G. Xianwen, T. Zhongda, Q. Zhixue // Petroleum Science. – 2013. – V. 10. – P. 73–80.

14. Fault diagnosis for down-hole conditions of sucker rod pumping systems based on the FBH-SC method / K. Li, X.W. Gao, H.B. Zhou, Y. Han // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – V. 12. – P. 135–147.

В промысловых условиях газонефтяная смесь, поступающая в нефтегазовый сепаратор из подводящего трубопровода, состоит из свободного газа, отделившегося при давлении сепарации и жидкой фазы с растворенным и диспергированным в ней газом. Свободный газ практически мгновенно переходит в газовое пространство сепаратора. Растворенный при давлении сепарации газ остается в выходящей из сепаратора жидкости. Диспергированный газ отделяется в зоне газоотделения, и время его отделения зависит от дисперсности (размера) пузырьков. Технологические расчеты процесса разделения нефти и газа в сепарационном оборудовании основаны на определении времени всплытия пузырьков газа с использованием для определения скорости их всплытия формулы Стокса. При этом наиболее существенно на скорость и соответственно время всплытия влияет размер пузырьков. Как правило, при расчетах размер пузырьков задают на основе данных промысловой практики либо экспериментальных данных. В то же время существуют теоретические методы расчета размеров газовых пузырьков, которые образуются в потоке газожидкостной смеси, поступающей в нефтегазовый сепаратор. В статье дана оценка применимости этих методов в технологических расчетах размеров зоны газоотделения нефтегазовых сепараторов с учетом рекомендуемого промысловой практикой времени удержания жидкости в этой зоне. Приведены сравнительные расчеты процесса газоотделения для различного типа нефтей в стандартном сепарационном оборудовании. Показано, что наиболее приемлемой является методика, основанная на определении среднего объемно-поверхностного диаметра пузырьков, образующихся в штуцере ввода газожидкостной смеси. Установлено, что при отсутствии экспериментальных данных можно с приемлемой для проектных расчетов точностью использовать данную методику для определения размера пузырьков газа в газожидкостной смеси, поступающей в зону разгазирования сепаратора. Получены формулы для расчета диаметра аппарата и длины зоны разгазирования при коэффициенте заполнения сепаратора 0,5 в зависимости от скорости всплытия пузырьков расчетного размера. Данный подход используется в методиках технологического расчета аппаратов, имеющих зону газоотделения (нефтегазосепараторов, нефтегазосепараторов со сбросом воды, дегазаторов).

Список литературы

1. РД 39-0004-90. Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. – 69 с.

2. Далецкий В.М., Ефимов В.Б., Шлыкова М.П. Экспериментальное изучение генерирования и отделения мелкодисперсной газовой фазы в газожидкостной смеси. В кн. Проблемы обустройства и эксплуатации высокообводненных нефтяных месторождений. – Куйбышев: Гипровостокнефть. – 1985. – С. 77–82.

3. Далецкий В.М., Ефимов В.Б., Шлыкова М.П. Разработка метода расчета разделения газожидкостных смесей в сепарационной емкости.  В кн. Разработка и внедрение эффективной техники и технологии добычи нефти. – Куйбышев: Гипровостокнефть. – 1986. – С. 27–31.

4. РД 0352-131-98. Дегазаторы. Методика технологического расчета. – Подольск: ДАО ЦКБН, 1998. – 55 с.

5. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. – М.: Недра, 1987. – 144 с.

Рассмотрены современные проблемы, связанные с присутствием хлорорганических соединений (ХОС) в нефти, ее добычей и переработкой, источниками поступления ХОС в нефть. Особое внимание уделено современным нормативным требованиями к содержанию ХОС в нефти и нафте, возможности решения этих задач аналитическими методами имеющихся стандартов. Показано, что существующие методы определения ХОС в нефти не являются оптимальными. Отмечена насущная необходимость расширения аналитических методов, увеличения их точности и информативности.

Проанализированы источники появления ХОС в нефти: природные, определяющие некоторые компоненты сырой нефти, и техногенные (хлорсодержащие нефтепромысловые реагенты, применяемые на различных этапах добычи, транспортировки и подготовки нефти, а также продукты их термических и химических превращений). Сделано предположение, что образование ХОС может происходить в результате солянокислотных обработок, гидролиза хлористых солей и взаимодействия компонентов нефти с соляной кислотой. Отмечается, что изучение источников ХОС в нефти позволит минимизировать риски при ее переработке. С помощью специальных исследований, проведенных с использованием хромато-масс-спектрометрии, оценено влияния дозировки и природы применяемых химических реагентов на массовую долю ХОС в нефти. В частности, показано, что растворители АСПО, содержащие хлорорганические компоненты в рабочих дозировках приводят к увеличению содержания ХОС в нефти. Дополнительно отмечена необходимость разработки или модификации аналитических методов для контроля ХОС в используемых нефтепромысловых реагентах, организации исследований возможной генерации ХОС при применении технологий кислотной обработки скважин и учета влияния состава нефти на количество ХОС.

Список литературы

1. Хуторянский Ф.М. Хлорорганические соединения в нефти. История вопроса и проблемы настоящего // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2002. – № 3. – С. 6–7.

2. Li X., Wu B. Understanding to the composition and structure of organic chlorides in petroleum and its distillates // Petroleum Science and Technology. – 2019. – V. 37 (2). – P. 119–126. – https://doi.org/10.1080/10916466.2018.1514407

3. Охлопков А.С. Свойства товарной сырой нефти, позволяющие идентифицировать источник нефтяного загрязнения окружающей природной среды: дис. … канд. хим. наук. ― Нижний Новгород, 2015. ­– 130 c.

4. Новиков Е.А. Определение хлора в нефтепродуктах. Обзор аналитических методов // Мир нефтепродуктов. – 2019. – № 7. – С. 39.

5. Total Chloride Analysis in Petroleum Crude Samples: Challenges and Opportunities / M. Dutta, A. Pathiparampil, D. Quon [et al.] // Chemistry Solutions to Challenges in the Petroleum Industry ACS Symposium Series. – Washington: American Chemical Society. – 2019. – V. 1320. – Ch. 11. – Р. 281–310. – DOI: 10.1021/bk-2019-1320.ch011.

6. Хроматографический метод определения хлорорганических соединений в нефти / Е.В. Подлеснова, А.А. Ботин, А.А. Дмитриева [и др.] // Сорбционные и хроматографические процессы. – 2019. – Т. 19. – № 5. – С. 581–587. – DOI: 10.17308/sorpchrom.2019.19/1173.

7. Microbial Synthesis and Transformation of Inorganic and Organic Chlorine Compounds / S. Atashgahi, M.G. Liebensteiner, D.B. Janssen [et al.] // Front. Microbiol. – 2018. – V. 9. – P. 1–22. – https://doi.org/10.3389/fmicb.2018.03079.

8. Установление причин образования хлорорганических соединений в товарной нефти / C.А. Козлов, Д.А. Фролов, Е.П. Кузьмина [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 5 (605). – С. 65–69.

9. Образование легколетучих хлорорганических соединений при первичной перегонке нефти в результате разложения химических реагентов, содержащих соли четвертичных аммониевых соединений / А.В. Синёв, Т.В. Девяшин, А.М. Кунакова  [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019. – № 4(14). – С. 63–69.

10. Хуторянский Ф.М. ХОС. Распределение по фракциям и способы удаления из нефти на стадии ее подготовки к переработке // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2002. – № 4. – С. 9–13.

11. Organochlorine Compounds with a Low Boiling Point in Desalted Crude Oil: Identification and Conversion / B. Wu, Y. Li, X. Li [et al.] // Energy Fuels. – 2018. – V. 32. – № 6. – P. 6475–6481.  – https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b00205.

12. Оценка влияния соляной кислоты на процесс образования хлорорганических соединений нефти / О.С. Татьянина, Л.М. Абдрахманова, С.Н. Судыкин, Е.В. Жилина // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2017. – Вып. 85. – С. 363–369.

13. Huang K.G., Zhu Y.A. Characterization of Nonmetal Chloride Salts and Their Removal from Crude Oil // Chemistry Solutions to Challenges in the Petroleum Industry ACS Symposium Series. – Washington: American Chemical Society, DC, 2019. – V. 1320. – Ch. 12. – Р. 311–326. – DOI: 10.1021/bk-2019-1320.ch012.

14. Gray M.R., Eaton P.E., Le T. Inhibition and Promotion of Hydrolysis of Chloride Salts in Model Crude Oil and Heavy Oil // Petroleum Science and Technology. – 2008. – V. 26. – Р. 1934–1944. – DOI: 10.1080/10916460701428607.

Оползни и нестабильное состояние грунта являются значительной угрозой для подземных магистральных трубопроводов, так как в результате возникают перемещения грунта вдоль или поперек направления трубопровода. Подземный трубопровод в результате оползней может быть деформирован аксиально или радиально. Такие деформации нередко приводят к появлению утечек, что в свою очередь может представлять серьезную угрозу для окружающей среды, а также вызвать необходимость остановки трубопровода. При выборе маршрутов трубопроводов важно исключить участки, подверженные риску появления оползней. При невозможности исключения таких участков необходимо их детальное изучение для принятия соответствующих мер. В статье рассмотрена разработка методики прокладки подземных трубопроводов с учетом опасности оползневых процессов. В результате проведенного анализа получено условие, при котором подверженность трубопровода утечкам и разрывам может достичь максимальной величины. Сформулированы рекомендации для достижения разумно низкой степени подверженности трубопровода сейсмической опасности. Согласно этим рекомендациям на практике следует избегать получения определенной нежелательной функциональной зависимости, вычисленной в результате проведенного анализа. Предложено разделять трассу трубопровода на неравные отрезки, определяемые заданным условием. Отрезки выбираются таким образом, чтобы с увеличением их длины обеспечивалось уменьшение горизонтальных смещений. При этом более длинные отрезки трубопровода должны размещаться на большем удалении от зоны возможной сейсмической активности, приводящей к оползням. Такой порядок прокладки трубопровода позволяет снизить до минимальных значений риск того, что трубопровод будет поврежден (появятся утечки или разрывы).

Список литературы

1. Landslide geohazard for pipelines of natural gas transport / V. Marinos, G. Stoumpos, G. Papathanassiou [et al.]  // Proceedings of the 14th Intern. Congress, Thessaloniki, May 2016 // Bulletin of the geological society Greece. – 2016. – V. L.

2. Earthquake – Induced landslide risk assessment: an example from Sakhalin Island, Russia / A. Konovalov, Y. Gensiorovskiy, V. Lobkina [et al.] // Geosciences. – 2019. – V. 9. – 305 p. – http://doi:10.3390/geosciences9070305

3. Froude Melanie J., Petley David N. Global fatal landslide occurrence from 2004 to 2016 // Nat. hazards Earth Syst. Sci. – 2018. – V. 18. – P. 2161–2181. – http://doi.org/10.5194/nhess-18-2161-2018.

4. Sweeney M. Terrain and geohazard challenges facing onshore oil and gas pipelines. – London: Thomas Telford Publishing, 2005. – 735 p.

5. Large-scale field trial to explore landslide and pipeline interaction / F. Wenkai, H. Runqiu, L. Jintao [et al.] // Soils and Foundations. – 2015. – V. 55. – Issue 6. – P. 1466–1473. – https://doi.org/10.1016/j.sandf.2015.10.011

6. De Risi Raffaele, De Luca Flavia. Oh-Sung Kwon, M.ASCE, Anastasion Sextos M.ASCE. Scenario-based Seismic Risk Assessment for Buried Transmission Gas Pipelines at Regional Scale // J. Pipeline Syst. Eng. Pract. – 2018. – V. 9(4): 04018018. – DOI:10.1061/(ASCE)PS.1949-1204.0000330.

7. Multi-hazard Loss Estimation Methodology Earthquake Model HAZUS®MH MR4: Technical Manual. – USA, Washington: FEMA, 2003. – 712 p. – http://www.civil.ist.utl.pt/~mlopes/conteudos/DamageStates/hazus_mr4_earthquake_tech_manual.pdf

8. Seismic Fragility Formulations for Water Systems: Web Site Report. Part 1. – USA, Oakland: G&E Engineering Systems Inc., 2001. – http://www.geengineeringsystems.com/ewExternalFiles/Water_Fragility_Part1.pdf

9. Асадов Х.Г. Синтез оптимальных подсистем обработки измерительной информации на базе и параллельных преобразователей // Измерительная техника. – 2002. – № 2. – C. 19–21.

10. Асадов Х.Г. Применение принципа параметрического уменьшения размерности для синтеза одного подкласса информационных систем и планирования измерительного эксперимента // Измерительная техника. – 2003. – № 6. – C. 3–6.

Представлены материалы исследований влияния парафинизации стенок на теплогидравлические параметры перекачки нефти по неизотермическому участку магистрального нефтепровода диаметром 1020 мм и длиной 70 км. Приведены результаты численного моделирования, выполненного с помощью динамического CFD (computational fluid dynamics) симулятора OLGA SIS SLB в специализированном расчетном модуле для прогнозирования процессов парафинизации WAX DEPOSITION. Работа является логическим продолжением ранее проведенных исследований влияния отложений на внутренней стенке нефтепровода на его теплогидравлическую эффективность. В ходе этих исследований экспериментально подтверждены возможные положительные эффекты от наличия на внутренней поверхности трубопровода естественного защитного покрытия в виде слоя асфальтосмолопарафиновых отложений. Отличительной особенностью представленной работы является использование при моделировании динамической модели. Такая модель позволяет более точно учесть не только физические аспекты процесса в зависимости от внешних термобарических условий, но и его кинетику – посекционное изменение толщины и свойств слоя отложений во времени как в прямом, так и обратном направлении. Результаты динамического моделирования, представленные в виде временных трендов и профилей по длине, позволили численно оценить теплогидравлическую эффективность пристенного слоя отложений с учетом неизотермичности и кинетических изменений процесса. В частности, подтверждены высокие теплоизоляционные свойства слоя отложений даже при его незначительной толщине (несколько миллиметров), позволяющие кратно сократить теплопередачу и существенно повысить конечную, в том числе и среднюю по длине, температуру потока, что в свою очередь приводит к снижению средней вязкости и замедлению скорости роста отложений. Суммарный эффект от тонкого (2 мм) слоя отложений на внутренней поверхности нефтепровода диаметром 1020 мм, выраженный в существенном снижении перепада давления даже для короткого участка длиной 70 км, позволяет сделать однозначные выводы о необходимости дальнейшего изучения вопроса с целью разработки технологий и эффективных методов управления процессом парафинизации для оптимизации затрат на проведение внутритрубной очистки и ингибирование отложений как для условно холодных, так и для горячих неизотермических участков нефтепроводов.

Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда (проект № 19-79-00233)

Список литературы

1. Особенности парафинизации неизотермических магистральных нефтепроводов для горячей перекачки высоковязких застывающих нефтей / Р.М. Каримов, Р.З. Сунагатуллин, Р.Р. Ташбулатов, М.Е. Дмитриев // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 87–91.

2. Исследования кинетики процесса парафиноотложений в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйств. – 2020. – № 11. – С. 124–127.

3. Исследование причин образования асфальтосмоло-парафиновых отложений товарной нефти в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 6. – С. 610–619.

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

5. Pedersen K.S., Skovborg P., Roenningsen H.P. Wax precipitation from North Sea crude oils. 4. Thermodynamic modeling // Energy & Fuels. – 1991. – V. 5 (6). – P. 924–932.

6. Thermodynamic Model for Predicting Wax Formation in Crude Oils / J.H. Hansen, H.P. Ronningsen, K.S. Pedersen, A.A. Fredenslund // AIChE Journal. – 1988. – V. 34. – P. 1937. – 1942.

7. Lira‐Galeana C., Firoozabadi A., Prausnitz J.M. Thermodynamics of wax precipitation in petroleum mixtures // AIChE. – 1996. – V. 42. – Р. 239–248.

8. Hussein A., Zhongxin H., Kempton E.C. Flow-Assurance Aspects of Subsea Systems Design for Production of Waxy Crude Oils // SPE-103242-MS. – 2006. – DOI: https://doi.org/10.2118/103242-MS

9. Study of the Effect of Condensate Tie-back on Wax Deposition in an Indonesian Offshore Crude Oil Pipeline /  HYPERLINK "javascript:;" A. Singh, H. Lee, P. Singh,  HYPERLINK "javascript:;" C. Sarica // OTC-25109-MS. – 2014. – https://doi.org/10.4043/25109-MS

10. Hammani A., Ratulowski J., Countinho J.A.P. Cloud Points can we measure or model them // Petrol. Sci. Technol. – 2003. – V. 21 (3&4). – Р. 345–358.

11. Coutinho J.A.P., Daridon J.L. The limitations of the cloud point measurements techniques and the influence of the oil composition on its detection // Petrol. Sci. Technol. – 2005. – V. 23. – Р. 1113–1128.

12. Coutinho J.A.P., Pauly J., Daridon J.L. A thermodynamic model to predict wax formation in petroleum fluids // Braz. J. Chem. Eng. – 2001. – V. 18 (4). – Р. 411–422.

13. Coutinho J.A.P., Ruffier-Meray V. Experimental measurements and thermodynamic modeling of paraffinic wax formation in undercooled solutions // Ins. Eng. Chem. Res. – 1997. – V. 36. – Р. – 4977–4983.

14. Hayduk W., Minhas B.S. Wax Crystallizaition for Prediction of Molecular Diffusivities in Liquids // Can. J. Chem. Eng. – 1982. – V. 60. – Р. 295–299.

15. Wilke C.R., Chang P. Correlation of Diffusion Coefficients in Dilute Solutions // AIChE J. – 1955. – V. 1. – Р. 264–270.

16. Multiphase Flow Wax Deposition Modeling / A. Matzain, A.S. Apte, H.Q. Zhang [et al.] // Proceedings of ASME ETCE Petroleum Production Technology Symposium. 5–7 Feb. 2001. – Houston, Texas: ASME, 2001. – P. 927–937. – https://doi.org/10.1115/ETCE2001-17114

17. Pedersen K.S., Ronningsen H.P. Effect of Precipitated Wax on Viscosity. – A Model for Predicting Non-Newtonian Viscosity of Crude Oils // Energy & Fuels. – 2000. – V. 14 (1). – Р. 43–51.

18. Formation and aging of incipient thin film wax-oil gels / Probjot Singh, Ramachandran Venkatesan, H. Scott Fogler, Nagi Nagarajan // AIChE Journal. – 2000. – V. 46 (5). – Р. 1059–1074.

В статье представлены результаты ретроспективного анализ, включая возникновения предпосылок к созданию, конструкций безвальных насосных агрегатов: от первых патентов, зарегистрированных в 40-х годах ХХ века, до современных технических решений, используемых на промышленных объектах. Рассмотрена возможность промышленного применения в нефтяной отрасли принципиально новых видов лопастных насосов с совмещенной конструкцией рабочего колеса и ротора электродвигателя. получивших недавний толчок к их распространению Отмечено, что развития технологий электродвигателестроения открыло широкие перспективы для распространения этих видов лопастных насосов . Принципиальным отличием данного типа насосов является передача момента вращения рабочему колесу не через вал, а через обод колеса, которое одновременно является ротором электродвигателя. Отсутствие вала дает ряд преимуществ, в частности ведет к повышению всасывающей способности, улучшению напорных характеристик и повышению эксплуатационных свойств. В совокупности указанные преимущества позволяют расширить область промышленного применения новых типов насосов. Одним из потенциальных направлений применения компактного насоса безвального типа может стать раскачка застывшего нефтепровода путем врезки катушки в специальных точках трассы трубопровода. С точки зрения транспортировки высоковязкой нефти конструкция данного типа также выглядит перспективной. Дополнительно отмечена возможность воздействия на транспортируемую среду электромагнитным полем. Рассмотрена возможность использования съемных рабочих колес различного типа для полого насоса-электродвигателя, что может существенно расширить область применения новых видов насосов.

Статья написана в рамках совместной программы обучения «Наука в области трубопроводного транспорта углеводородов» между ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и ООО «НИИ Транснефть»

Список литературы

1. Pat. 688114, Germany. Elektrisch angertriebene schiffsschraube / Kort L. – 1940.

2. Brown D.W., Repp J.R., Taylor O.S. Submersible outboard electric motor // Nav. Eng. J. – 1989. – V. 101. – Р. – 44–52.

3. Yakovlev A. Yu., Sokolov М.А., Marinich N.V. Numerical Design and Experimental Verification of a RIM-Driven Thruster // Second International Symposium on Marine Propulsors smp’11, Hamburg, Germany, June. – 2011. – Hamburg, 2011. – https://www.marinepropulsors.com/smp/files/downloads/smp11/Paper/FA2-1_Yakovlev.pdf

4. A review of progress and applications of ship shaft-less rim-driven thrusters / Yan Xinping, Liang Xingxin, Ouyang Wu [et al.] // Ocean Engineering. – 2017. – V. 144. – Р. 142–156.

5. Sharkh S.M., Lai S.H., Turnock S.R. Structurally integrated brushless PM motor for miniature propeller thrusters // IEEE Proc. Elect. Power Appl. – 2004. – V. 151 (5). – Р. 513–519.

6. Pashias C., Turnock S.R. Hydrodynamic design of a bi-directional, rim-driven ducted thruster suitable for underwater vehicles (Ship Science Reports, 128). – Southampton, UK: University of Southampton, 2003. – 52 p.

7. Scale model testing of a commercial rim driven propulsor pod / M. Lea, D. Thompson, Blarcom B. Van [et al.] // J. Ship Prod. – 2002. – V. 19 (2). – Р. 121–130.

8. Andersen T.P. Design of Rim Driven Water-jet Pump for Small Rescue Vessel: Master’s thesis in the Nordic master in maritime engineering. - Gothenburg, Sweden: Chalmers University of Technology, 2014. – 110 p. – https://publications.lib.chalmers.se/records/fulltext/203941/203941.pdf

9. Schmirler М., Netrebska H. The design of axial shaftless pump // EPJ Web of Conferences. – 2017. – V. 143. – Р.

10. Pat. 6,254,361 US. Shaftless canned rotor inline pipe pump / E.P. Sabini; assignee ITT Manufacturing Enterprises, Inc. – appl. No. 09/363,424: filed 29.07.99; publ. 03.07.01.

11. Pat. 4,806,080 US. Pump with shaftless impeller / Sh. Mizobuchi, S. Katsumi Y. Kimura; assignee Ebara Corporation. – appl. No. 07/014,530: filed 13.02.87; publ. 21.02.89.

Добыча нефти сопровождается воздействием на все компоненты окружающей природной среды, в том числе на почвенный покров. С одной стороны, происходит механическое нарушение почвенного покрова, приводящее к его удалению или уплотнению, изменению сложившейся структуры почвенного профиля, с другой – изменяются качественные характеристики почвы (геохимический фон). Последствия техногенного вмешательства в природную среду (нарушения естественного состояния природных комплексов) разнообразны. Для почв характерны изменения водно-физических свойств, нарушение кислородного режима, засоление и др. Эти изменения фиксируются посредством мониторинговых наблюдений. В соответствии с условиями пользования недрами на месторождениях, расположенных на территории Республики Саха (Якутия), недропользователями проводится оценка фонового (до начала масштабного освоения ресурсов) и текущего (освоение месторождений) состояния природных сред.

В статье приведены результаты анализа современного геохимического состояния почвенного покрова месторождений углеводородного сырья в юго-западной части Республики Саха (Якутия), разрабатываемого ПАО «Сургутнефтегаз». Прослежены изменения, произошедшие в почвах за время разработки месторождений. Отмечено, что на формирование почвенного покрова существенно повлияли суровые климатические условия. Показано, что почвенные процессы носят сезонный характер, и развиваются в той части почвы, которая успевает прогреться за теплый сезон года. Основными чертами почв и почвообразования являются относительно небольшая толщина почвенного профиля, отсутствие выноса продуктов почвообразования и выветривания за пределы деятельного слоя и их аккумуляция в почве, замедленность биологического круговорота веществ и энергии. К настоящему времени разработка месторождений углеводородов не оказала видимого влияния на геохимическое состояние почвенного покрова. Для почв месторождений характерен тяжелый гранулометрический состав. Содержание нефтепродуктов не превышает ориентировочно допустимую концентрацию. Повышенное содержание некоторых тяжелых металлов обусловлено природными особенностями местности.

Список литературы

1. Зольников В.Г. Почвы Ленского и Олекминского районов Якутии и перспективы их сельскохозяйственного использования // Материалы о природных условиях и сельском хозяйстве юго-запада Якутской АССР. – М., 1957. – Вып. 2. – С. 3–111.

2. Еловская Л.Г. Классификация и диагностика мерзлотных почв Якутии. – Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1987. – 172 с.

3. Саввинов Г.Н. Эколого-почвенные комплексы Якутии. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 312 с.

4. Постановление Правительства Республики Саха (Якутия) № 499 от 23.11.09 г. «О территориальной системе экологического мониторинга Республики Саха (Якутия)» - https://docs.cntd.ru/document/815003491?marker

5. Углеводороды в почвах: происхождение, состав, поведение (обзор) / А.Н. Геннадиев, Ю.И. Пиковский, А.С. Цибарт, М.А. Смирнова // Почвоведение. – 2015. – №10. – С. 1195–1209.

6. Другов Ю.С., Родин А.А. Экологические анализы при разливах нефти и нефтепродуктов. Практическое руководство. – М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. – 270 с.

7. Пестерев А.П. Экологические условия почв в зоне строительства ВСТО // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2015. – № 12. – С. 309–312.