Рассмотрены вопросы изучения коллекторских свойств нетрадиционного коллектора нефти. Основная целью работы являлась оценка и визуализация фильтрационно-емкостных свойств апогранитовых тектонитов. В статье дана литологическая характеристика апогранитовых пород в зоне тектонизации и генерации углеводородов. Нефтенасыщение (85 %) объекта приурочено к зоне динамометаморфического преобразования гранита. Основным литотипом и коллектором в зоне нефтенасыщения является апогранитовый тектонит. По типу пустотной емкости коллектор трещинно-кавернозно-поровый. Основная пустотность внутризерновая, приурочена к измененным зернам полевых шпатов. В классификационных перечнях данный тип коллектора относится к нетрадиционным коллекторам метаморфических пород со сложной системой фильтрации флюидов. В объеме образца-цилиндра пористость зависит от количества нефтяных пятен, которые в основном приурочены к зернам измененных полевых шпатов, а проницаемость - от количества и раскрытости трещин. Максимальные значения пористости отмечены для участков с максимальной интенсивностью свечения нефтенасыщения в ультрафиолетовом свете. Максимальные значения проницаемости наблюдаются в зонах дробления. Самые низкие значения пористости характерны для зон милонитизации, где участки с нефтенасыщением единичны. В образцах-цилиндрах проницаемостью меньше 1·10^-3 мкм² пятна нефтенасыщения не соединены проводящей трещиноватостью. В образцах-цилиндрах проницаемостью более 1·10^-3 мкм² проницаемость растет в зависимости от сообщения и раскрытия трещин. В зоне дробления проницаемость увеличивается на один или два порядка, пористость – на одну или две единицы. Проницаемость образцов монолитных участков породы отражает их низкую продуктивность, подтвержденную данными испытания пласта.

Список литературы

1. Граниты. Тектонизация, УВ-зарождение, нефтенасыщение (по материалам изучения керна на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз») / Е.Н. Трофимова [и др.] // Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы XXII научно-практической конференции: в 2 т. – Ханты-Мансийск: ООО Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», 2019. – Т. 2. – С. 178-206. – http://www.crru.ru/smi.html

2. Граниты. Тектонизация, УВ-зарождение, нефтенасыщение (по материалам изучения керна ПАО «Сургутнефтегаз») / Е.Н. Трофимова [и др.]. – https://oil-industry.net/SD_Prezent/2019/10/Новикова_Сургутнефтегаз.pdf

3. Граниты. Тектонизация, УВ-зарождение, нефтенасыщение (по материалам изучения керна ПАО «Сургутнефтегаз») / Е.Н. Трофимова [и др.] / Электронный сборник (на платформе eLibrary) работ XIX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» журнала «Нефтяное хозяйство». – С. 138–150 – https://www.elibrary.ru/item.asp?id=43062003

4. Апогранитовые тектониты. Петрофизические параметры (по материалам изучения керна ПАО «Сургутнефтегаз») / Е.Н. Трофимова [и др.]. – https://oil-industry.net/SD_Prezent/2022/11/Тектониты_ПФП%20.pdf

В статье рассмотрены существующие гипотезы о строении тонкослоистых коллекторов на ряде крупных месторождений ПАО «НК «Роснефть», расположенных по всей площади Западной Сибири. Одной из задач являлась проверка текщих представлений о составе и свойствах «глинистых» элементов текстурной неоднородности. Исторически считалось, что глинистые прослои внутри тонкослоистых пластопересечений представляют собой прослои глин, однако позднее исследователи начали высказывать мнения, что эти прослои представляют собой заглинизированные алевролиты с низкой долей пелитовой фракции и могут содержать углеводороды. Другой важный аспект – это степень однородности песчаного компонента текстурной неоднородности, который в классических методиках интерпретации материалов геофизических исследований скважин принимается как однородный и изотропный. Кроме того, текстурная неоднородность на каком-то уровне может в значительной степени влиять на анизотропию проницаемости, что, в свою очередь, может существенно влиять на процессы вертикальной миграции углеводородов и их аккумуляции в породах-коллекторах. Выполнен детальный анализ викуловских, ачимовских, юрских отложения и отложений танопчинской свиты. Приведены результаты уникальных исследований свойств на образцах керна кубической формы, нестандартных «кусочках» из интервалов тонкого переслаивания и обработки фотографий. При этом перечисленные исследования имеют массовый характер. Сделан вывод о присутствии в пластоперечениях коллектора следующих текстурных компонентов: однородного крупно и среднезернистого песчаника с максимальными значениями проницаемости по выборке, однородного мелкозернистого песчаника и алевролитов, микрослоистых глинистых алевролитов. Показано, что такое чередование необходимо учитывать при петрофизическом моделировании.

Список литературы

1. Акиньшин А.В. Повышение точности определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований скважин (на примере викуловских отложений Красноленинского свода): дис…. канд. геол.-минер. наук. – Тюмень, 2013. – 16 с.

2. Новые представления о модели коллектора викуловской свиты Красноленинского месторождения (Западная Сибирь) / Т.Г. Исакова, Т.Ф. Дьяконова, А.Д. Носикова [и др.] // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. – 2020. – № 3. – С. 66-74. - https://doi.org/10.33623/0579-9406-2020-3-66-74

3. Анализ причин неоднородного насыщения низкопроницаемых ачимовских отложений на основе петрофизического моделирования / И.Н. Жижимонтов, И.Р. Махмутов, А.А. Евдощук, Е.В. Смирнова // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 3. – С. 30-35. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-30-35

4. Анализ текстурной неоднородности ачимовских резервуаров Имилорского месторождения при оценке характера насыщения / В.Е. Касаткин, Н.В. Гильманова, Н.Ю. Москаленко [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 11. – С. 18-23.

5. Thomas E.C., Stieber S. The distribution of shale in sandstones and its effect on porosity // SPWLA 16th Annual Logging Symposium. – 1975. – 15 p.

6. Добрынин В.М. Усовершенствование геофизических методов промышленной оценки продуктивных коллекторов Западной Сибири. – М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1980. – 193 с.

Изучение осадочного чехла методом сейсмической разведки на глубине 6-10 км в условиях соляно-купольной тектоники является нетривиальной задачей. При этом технические возможности по возбуждению и регистрации сейсмического сигнала в наземной сейсморазведке достаточно ограничены, так для отложений солей характерны мощные поглощающие свойства среды. Это затрудняет изучение осадочной толщи пород под многокилометровыми соляными куполами. Поэтому крайне важна методически верная и оптимальная последовательность обработки имеющихся зарегистрированных сейсмических данных. С помощью одного из отечественных программных комплексов обработки на примере участка со сложной соляно-купольной тектоникой в рассмотрены основные шаги при построении глубинно-скоростной модели. Как известно, обработка и интерпретация сейсмических данных предполагают решение обратной кинематической задачи. Поскольку в условиях сложнопостроенных геологических сред годографы отраженных волн не могут быть точно описаны гиперболой, данные суммируются несинфазно и определение поля времен затруднено. В данных условиях последовательность процедур, известная как граф стандартной временной обработки, предполагающий гиперболичность годографов, не позволяет решить обратную кинематическую задачу с необходимой точностью. Поэтому принято решение на первом шаге выполнять предварительную сигнальную обработку данных с максимальным сохранением исходного волнового поля и формы годографов, на втором второй – построение глубинно-скоростной модели методом кинематико-динамического преобразования и миграции сейсмических данных в глубинной области («глубинная миграция»). Показано, что применение предложенного подхода к построению графа обработки позволяет получить сейсмическое изображение среды высокого качества и успешно решать поставленные геологические задачи на одном из лицензионных участков АО «Оренбургнефть» в Саратовской области

Список литературы

1. Глоговский В.М., Лангман С.Л. Свойства решения обратной кинематической задачи сейсморазведки // Технологии сейсморазведки. - 2009. - Т. 6. - № 1. - С. 10–17.

2. Кинематико-динамическое преобразование сейсмической записи для определения скоростного и глубинного строения среды / В.М. Глоговский, В.И. Мешбей, М.И. Цейтлин, С.Л. Лангман // Сборник докладов второго научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике. Т. 1. Сейсморазведка. - М.: Изд-во СЭВ, 1982. - С. 327–331.

3. Прямые задачи в обработке и интерпретации сейсмических данных / С.А. Каплан, Е.Б. Лебедев, Д.Б. Фиников, А.В. Шалашников // 7-я международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Санкт-Петербург 2016. Через интеграцию геонаук – к постижению гармонии недр». - С.-Пб, 11–14 апреля 2016.

4. Качественное планирование полевых сейсморазведочных работ как один из факторов успешной реализации программы геолого-разведочных работ / В.Н. Кожин, К.С. Рейтюхов, С.В. Трошкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 38-41. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-38-41

правление данными – это качественно новый уровень управления производственным процессом, принятия управленческих решений с учетом анализа данных, произведенных информационными системами. Характерной чертой современного развития цифровых и интеллектуальных месторождений углеводородов является внедрение информационно-коммуникационных технологий по всей цепочке производственного цикла. Использование цифровых инструментов обеспечивает поступательное, конкурентоспособное развитие предприятия, создание фундамента для построения цифровой экономики в целом. Цифровая экономика – это основа для создания качественно новых моделей бизнеса, способная задать новую парадигму развития государства, экономики и всего общества в целом. В рамках реализации инновационной стратегии руководством ПАО «Татнефть» перед ИТ-блоком поставлена задача консолидировать данные в едином информационном пространстве и научить системы взаимодействовать между собой на уровне не только анализа данных, но и выдачи рекомендаций, предупреждения нештатных ситуаций и принятия управленческих решений. Для решения данной задачи ведется работа по реинжинирингу производственных процессов с использованием современных IT решений. Реализован проект по созданию корпоративной информационной системы по комплексной автоматизации бизнес- и производственных процессов при строительстве скважин (АИС «Бурение»). В рамках данного проекта в единое цифровое пространство перенесены процессы строительства скважины. В частности, автоматизирован процесс подбора конструкции скважины, основанный на анализе накопленных данных и принципах проектирования конструкции с учетом специфики месторождений компании. Реализация АИС «Бурение» ведется на отечественной платформе «1С: Предприятие», что позволяет исключить риск зависимости от зарубежного программного обеспечения.

Список литературы

1. Еремин Н.А., Дмитриевский А.Н., Тихомиров Л.И. Настоящее и будущее интеллектуальных месторождений // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 12. – С. 45–50.

2. Цифровые технологии строительства скважин. Создание высокопроизводительной автоматизированной системы предотвращения осложнений и аварийных ситуаций в процессе строительства нефтяных и газовых скважин / Н.А. Еремин, А.Д. Черников, О.Н. Сарданашвили [и др.] // Neftegaz.RU. – 2020. – № 4. – С. 38–50.

В настоящее время все большее число крупных и уникальных месторождений переходит на завершающую стадию разработки, что приводит к падению добычи нефти. На фоне постепенного снижения уровней добычи нефти основные перспективы на зрелых месторождениях в основном связаны с вовлечением в активную разработку низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Терригенные коллекторы Приобского месторождения характеризуются низкой проницаемостью, высоким уровнем глинизации прослоев и значительным диапазоном изменения фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу. Для добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов повсеместно применяются системы разработки на основе горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта (ГС с МГРП). При этом наблюдается большая вариативность таких систем в зависимости от конкретных геолого-физических условий объектов разработки.

В статье представлен обзор внедрения различных систем разработки на основе ГС с МГРП, которые применяются для повышения эффективности выработки запасов на низкопроницаемых участках объекта АС_10-12 Приобского месторождения. Приведены текущие результаты реализации базовой системы ГС с МГРП, уплотнения базовой сетки с применением ГС МГРП, создания многоуровневой системы разработки ГС с МГРП, строительства ГС с МГРП перпендикулярно направлению регионального стресса, сближения рядов ГС с МГРП и внедрения системы с добывающими и нагнетательными ГС с МГРП. Дано подробное описание указанных систем разработки. Выполнен краткий анализ их эффективности посредством сравнения показателей разработки (коэффициента падения дебита жидкости и накопленной добычи нефти за первые 12 мес после ввода скважин в эксплуатацию) в сравнении с базовой системой разработки ГС с МГРП. Полученные результаты подтверждают эффективность всех реализованных решений. При ухудшении геолого-физических условий, в частности, проницаемости продуктивных пластов, новые подходы и инженерные решения позволяют обеспечить рентабельную разработку низкопроницаемых коллекторов.

Список литературы

1. Каунов А.С., Хайруллин А.А. Обзор опыта применения технологии МГРП в России и за рубежом // Академический журнал Западной Сибири. - 2016. – Т. 12. – № 5(66). – С. 19-22.

2. Приобское месторождение – 40 лет на благо Родины! / М.В. Рязанцев, А.А. Мироненко, И.Г. Кузин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 6. – С. 20-25. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-6-20-25

3. Этапы совершенствования технологии гидроразрыва пласта на Приобском нефтяном месторождении ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Е.Ю. Зиатдинова, Е.Л. Егоров, П.А.Осоргин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 5. – С. 75-79. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-75-79

4. OOO  «РН-БашНИПИнефть» Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть» / А.В. Мирошниченко, А.В. Сергейчев, В.А. Коротовских [и др.] // SPE-201811-RU. – 2022.

5. Автоматизированный интеллектуальный помощник в выборе систем разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами / А.В. Сергейчев, К.В. Торопов, М.С. Антонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 76-81. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-76-81

6. Фахретдинов И.В. Комплексный мониторинг горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на этапе внедрения в условиях Приобского месторождения с целью повышения эффективности их работы // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017 – № 4 – С. 92-99.

7. Исследование технологической эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта приразработке низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений / А.В. Мирошниченко, В.А. Коротовских, Т.Р. Мусабиров [и др.] // SPE-206412-RU. – 2021 - https://doi.org/10.2118/206412-MS

8. Разработка трудноизвлекаемых запасов в регионе деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» / М.А. Шабалин, Г.И. Хабибуллин, Э.Д. Сулейманов [и др.] // SPE-196753-RU. 2019 г.

9. Waterflooding a multi-layered tight oil reservoir developed with hydraulically fractured horizontal wells / C. Hustak, R. Dieva, R. Baker [et al] // SPE-185021-MS. – 2017.

Представлены анализ причин снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении, а также предложены мероприятий по ее восстановлению. Проведен комплекс экспериментальных исследований. Изучен минералогический, гранулометрический и компонентный состав отложений. Выполнен анализ возможности выпадения в осадок малорастворимых солей, образования стойких водонефтяных эмульсий. Исследована растворимость отложений в кислотном составе. Разработана рецептура кислотного состава с низкой коррозионной агрессивностью и повышенной растворяющей способностью в отношении отложений. Установлено наличие карбоната кальция, соединений железа и кварцевого песка в отложениях с фильтра блочной кустовой насосной станции (БКНС), а также в призабойной зоне нагнетательных скважин. Причинами появления в отложениях карбоната кальция являются наличие в подтоварной воде центрального пункта сбора повышенных концентраций ионов кальция и гидрокарбоната, нагрев подтоварной воды на БКНС насосами ЦНС, недостаточная дозировка применяемого ингибитора солеотложения для защиты от выпадения карбоната кальция. Проведены фильтрационные тесты на породе пласта ПК_1-3 и выбор составов, способных повысить проницаемость пласта. Разработаны составы для кислотной ванны и задавки в пласт для восстановления приемистости. Проведена их опытно-промысловая апробация. Разработаны кислотные композиции, эффективно растворяющие отложения с БКНС и из призабойной зоны горизонтальных нагнетательных скважин Восточно-Мессояхского месторождения. Предложена комплексная технология солянокислотных обработок призабойной зоны с установлением кислотной ванны и задавки в пласт кислотного состава с созданием предоторочки взаимного растворителя. В результате промысловой апробации подобранных составов для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин достигнуто увеличение коэффициента приемистости скважин в 2,05 – 2,61 раза.

Список литературы

1. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – Казань: Фэн, 2000. – 416 с.

2. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М. : Недра, 1977. – 192 с.

3. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн / В.Н. Глущенко, О.А. Пташко, Р.Я. Харисов, А.В. Денисова. – Уфа, Гилем, 2010. – 392 с.

В статье рассмотрены результаты исследований, направленных на определение оптимальных режимов фильтрации кислотных составов применительно к керновому материалу различных объектов разработки, а также выполнено сравнение адаптированных по экспериментальным данным математических моделей для применения в инженерном инструменте для проектирования соляно-кислотных обработкок (СКО). Проанализированы различные подходы к математическому описанию образования червоточин в керне. Для применения в комплексном инженерном инструменте проектирования СКО выбраны две полуэмпирические модели. Для адаптации моделей проведены фильтрационные исследования с тремя кислотными составами, которые различались исходной концентрацией соляной кислоты и составом добавок, регулирующих скорость реакции. Оценка точности прогноза построенных моделей показала их хорошее качество. Полуэмпирические модели интегрированы в универсальные модели. Разработаны две универсальные модели, основанные на различных подходах: псевдостационарная однофазная изотермическая модель и нестационарная многофазная неизотермическая профильная модель. Приведены результаты расчетов фактической СКО одной из скважин с целью демонстрации возможности моделей и исследования влияния различных параметров, таких как вертикальная неоднородность по проницаемости и частичное вскрытие карбонатного пласта, на эффективность кислотной стимуляции. Показано, что профильная модель предоставляет больше возможностей для прогнозирования эффективности кислотной обработки. Упрощенная псевдостационарная модель может использоваться в качестве прокси-модели, позволяющей производить быстрые расчеты за короткое время в условиях недостатка исходных данных. Сделаны выводы о применимости разработанных моделей для реализации в программном продукте по моделированию кислотного воздействия. Разработанный комплекс моделей послужил основой для создания программного обеспечения для моделирования и проектирования операций по СКО на месторождениях компании ПАО «Татнефть.

Список литературы

1. Williams B.B., Gidley J.L., Schechter R.S. Acidizing Fundamentals. – New York: SPE Monograph Series, 1979. – 124 р.

2. Kalfayan L.J., Martin A.N. The Art and Practice of Acid Placement and Diversion: History, Present State and Future // SPE-124141-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/124141-MS

3. Hoefner M.L., Fogler H.S. Pore Evolution and Channel Formation During Flow and Reaction in Porous Media //AIChE Journal. – 1988. – V. 34. – No. l. – P. 45–54. – https://doi.org/10.1002/aic.690340107

4. Fredd С.N., Fogler H.S. Optimum Conditions for Wormhole Formation in Carbonate Porous Media: Influence of Transport and Reaction // SPE-56995-PA. – 1999. – https://doi.org/10.2118/56995-PA

5. Gong M., El-Rabaa A.M. Quantitative Model of Wormholing Process in Carbonate Acidizing // SPE-52165-MS. – 1999. – https://doi.org/10.2118/52165-MS

6. Schwalbert M.P., Ding Zhu, Hill A.D. Anisotropic-Wormhole-Network Generation in Carbonate Acidizing and Wormhole-Model Analysis Through Averaged-Continuum Simulations // SPE-185788-PA. – 2018. – https://doi.org/10.2118/185788-PA

7. Buijse M., Glasbergen G.A. Semiempirical Model to Calculate Wormhole Growth in Carbonate Acidizing // SPE-96892-MS. – 2005. – https://doi.org/10.2118/96892-MS

8. A Comprehensive Model of High-Rate Matrix Acid Stimulation for Long Horizontal Wells / K. Furui, R.C. Burton, D.W. Burkhead [et al.] // SPE-134265-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/134265-MS

9. Жучков С.Ю. Обзор методов моделирования кислотных обработок карбонатного пласта // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 2. – С. 29–33.

10. Лабораторные и теоретические исследования матричной кислотной обработки карбонатов / Г.Т. Булгакова, А.Р. Шарифуллин, Р.Я. Харисов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 5. – С. 75–79.

11. Optimizing the design of matrix treatments / G.T. Bulgakova, R.Ya. Kharisov, A.R. Sharifullin, A.V. Pestrikov // SPE-143959-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/143959-MS

12. Каневская Р.Д., Вольнов И.А. Моделирование солянокислотного воздействия на карбонатные пласты // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 97–99.

13. A Fundamental Model for Wormhole Formation Including Multiphase Flow / H. Cheng, M.P. Schwalbert, A.D. Hill, D. Zhu // I IPTC-19121-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2523/IPTC-19121-MS

14. Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, А.Е. Фоломеев, Г.Т. Булгакова, А.Г. Телин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 78–82.

Особенности первичного вскрытия продуктивных интервалов обусловливают необходимость очистки призабойной зоны пласта перед испытанием скважин и проведением гидродинамических исследований. В статье приведены результаты обширного комплекса работ по подбору оптимальной технологии кислотной обработки поисково-разведочной скважины в условиях высокотемпературного карбонатного коллектора, приуроченного к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Представлены основные геолого-физические характеристики изучаемого объекта, снижающие эффективность солянокислотной обработки. Кислотный состав для проведения обработки призабойной зоны пласта подобран с учетом опыта работ на месторождении-аналоге. Даны результаты физико-химических исследований, направленных на выявление рисков негативного влияния кислотного состава на породу, исследования кинетики взаимодействия состава с породой и физического моделирования кислотного воздействия. Для определения оптимальных параметров воздействия (скорости закачки, объема закачиваемого состава) и разработки рекомендаций по проведению обработки с учетом результатов экспериментальных исследований проведена адаптация полуэмпирической математической модели кислотного растворения на основе чисел Дамкёлера, Пекле и кислотной емкости. С использованием модели и промысловой информации рассчитан оптимальный дизайн солянокислотной обработки. Обработка проведена с использованием высокотехнологичной компоновки испытания пластов на трубах с целью совмещения всех технологических операций в одной спускоподъемной операции, минимизации разрыва по времени между операциями, исключения стадии глушения скважины после обработки, а также исключения рисков, связанных с подъемом компоновки из скважины после перфорации продуктивного интервала. По результатам испытаний показана технологическая эффективность предложенного решения. Обозначены перспективы дальнейшего развития данной технологии применительно к геолого-физическим особенностям рассматриваемого коллектора.

Список литературы

1. Углеводородный потенциал акваториального арктического сектора севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по результатам региональных исследований / О.М. Прищепа, Ю.В. Нефедов, М.Г. Айрапетян // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2020. – Т. 15. – № 1. – https://doi.org/10.17353/2070-5379/4_2020

2. Шельфовые участки Печорского моря – кластеры роста нефтегазового потенциала Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / О.А. Захарова, Д.Е. Заграновская, А.П. Вилесов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – C. 12–17. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-1-12-17

3. Фоломеев А.Е. Совершенствование технологии кислотного воздействия на высокотемпературные карбонатные коллекторы: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2020. – 202 с.

4. Испытания новой технологии направленного радиального бурения каналов с последующим проведением кислотной обработки пласта / В.А. Шайдуллин, А.Е. Фоломеев, С.А. Вахрушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 108–114. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-108-114

5. Theory and practice of acidizing high temperature carbonate reservoirs of R. Trebs oil field, Timan-Pechora Basin / A.E. Folomeev, A.R. Sharifullin, S.A. Vakhrushev [et al.] // SPE-171242-MS – 2014. – http://dx.doi.org/10.2118/171242-MS

6. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах/ А.Г. Телин, Т.А. Исмагилов, Н.З. Ахметов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 8. – С. 69–74.

7. Complex approach to the design of acid treatment of carbonate reservoirs / Y. Trushin, A. Aleshchenko, K. Danilin [et al.] // SPE-196977-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196977-MS

8. Gong M., El-Rabaa A.M. Quantitative model of wormholing process in carbonate acidizing //SPE-52165-MS. – 1999. - https://doi.org/10.2118/52165-MS

9. Исследования кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбонатные коллекторы месторождения им. Р. Требса / С.А. Вахрушев, А.Е. Фоломеев, Ю.А. Котенев, Р.М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 112–117.

Разработка месторождений СП «Вьетсовпетро» характеризуется снижением уровней отборов нефти и ростом обводненности продукции скважин. Увеличение обводненности продукции снижает добычные характеристики газлифтного подъемника, повышает забойное давление. Появление негерметичности внутрискважинного оборудования усугубляет ситуацию и приводит к снижению расходных характеристик работы скважин и увеличению потребления компримированного газа. Эффективность работы газлифтного подъемника зависит от многих факторов: схемы расстановки, давления срабатывания и размеров газлифтных клапанов, расхода компримированного газа, герметичности внутрискважинного оборудования (ВСО) и др. Со временем эксплуатации износ оборудования увеличивается, происходят нарушение герметичности ВСО, что приводит к пропускам газлифтного газа и снижению эффективности работы подъемника, вплоть до полной остановки скважины. Для восстановления работоспособности скважины необходимо проведение капитального ремонта с заменой ВСО, что в условиях шельфовых месторождений является высокозатратным мероприятием. Альтернативой замены ВСО для устранения негерметичности является применение специальных вставных изолирующих компоновок. Для проведения опытно-промысловых испытаний с целью устранения негерметичности элементов ВСО в скважинах месторождений СП «Вьетсовпетро» выбрана технология вставных изолирующих компоновок Tubing pack-off по совокупности следующих факторов: применимость оборудования в имеющихся геолого-физических условиях, простота и безопасность реализации, стоимость оборудования и сервисных услуг. Вставные изолирующие компоновки системы Tubing pack-off представляют собой модульные устройства, устанавливаемые в заданном интервале при помощи канатной техники, состоящие из отдельно настраиваемых конструкционных элементов, обеспечивающих герметичность изолируемого интервала с возможностью установки малогабаритной мандрели с газлифтным клапаном для заглубления точки ввода компримированного газа. Применение вставных изолирующих компоновок системы Tubing pack-off позволило увеличить текущие дебиты скважин за счет ликвидации негерметичности ВСО, кратно сократить затраты на капитальный ремонт скважин, повысить эффективность работы газлифтного подъемника и оптимизировать операционные затраты, сократив объем закачки компримированного газа. Сформулированы основные критерии применения системы Tubing pack-off для скважин месторождений СП «Вьетсовпетро», обозначены перспективы совершенствования технологий по диагностике работы газлифтных скважин месторождений компании.

Список литературы

1. Julian J.Y., Jackson J.C., White T.M. A History of Gas Lift Valve and Gas Lift Mandrel Damage and Subsequent Retrofit Gas Lift Straddle Installation in Alaska. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, 25-26 March, The Woodlands, Texas, USA. 2014 // SPE-168304-MS. - 2014. - https://doi.org/10.2118/168304-MS

2. Develop optimum gas lift methods to improve gas lift efficiency using gas lift pack-off, deep gas lift, and deep lift set / N. Lashari [et al.] // International Journal of Advanced Research in Engineering and Technology (IJARET). - 2020. - November. - V. 11. - Issue 11. - Р. 1096-1114. - Article ID: IJARET_11_11_100. - https://doi.org/10.34218/IJARET.11.11.2020.100

Современная оценка экономической эффективности нефтегазового проекта предполагает построение определенной экономико-математической модели расчета, а также анализ критериев проекта, основанных на множестве прогнозных технологических показателей по разрабатываемым пластам и месторождению в целом. Сложность такого моделирования заключается в начальном сборе информации и постоянном ее обновлении, так как каждое месторождение индивидуально и имеет свои геолого-технологические особенности, различные варианты и нормативы капитальных и эксплуатационных затрат, а также налоговые модели. С учетом последнего положения разработана интеллектуально-логическая система (ИЛС) «ГРАФ». Система основана на использовании сетевой (графовой) формы представления расчетных моделей, а на управлении базами данных исходных технико-экономических показателей по различным вариантам разработки месторождений нефти и газа. Структура вычислений является иерархической и может меняться в зависимости от степени изученности и разведанности месторождений, а также от возможного изменения объемов и содержания исходной геолого-технологической и экономической информации. В результате экономической оценки на основе применения баз знаний и данных выявляется наиболее рациональный вариант разработки месторождения, отвечающий критерию достижения максимального экономического эффекта при возможно полном извлечении запасов нефти и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды. При этом создание моделей информационных баз знаний и баз данных для экономической оценки освоения месторождений нефти и газа позволяет хранить информацию о месторождениях в систематизированном виде и воспроизводить историю экономических показателей разработки в динамике для функционирования прикладной ИЛС с целью выбора наиболее эффективных вариантов разработки различных месторождений.

Список литературы

1. Поспелов Г.С. Искусственный интеллект - основа новой информационной технологии. – М: Наука, 1988. – 280 c.

2. Вагин В.Н. Дедукция и обобщение в системах принятия решений. – М.: Наука, 1988. – 384 с.

3. Поспелов Д.А. Прикладные системы искусственного интеллекта. – Кишинев: Штиинца, 1993. – 300 c.

4. Гаврилова Т.А., Хорошевский В.Ф. Базы знаний интеллектуальных систем. – С.-Пб.: Питер, 2000. – 200 с.

5. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, 2020. – 248 с.

6. Желтов Ю.П., Золотухин А.Б., Пономарева И.А. Методы прогнози-рования развития нефтегазового комплекса. – М.: Наука, 1991. – 230 с.

7. Родионова Л.Н., Карамутдионова Д.М. Особенности оценки инвестиционных проектов в нефтяной отрасли // Экономика и управление народным хозяйством. – 2015. – № 9 (130). – С. 50–54.

8. Абакумов Г.В. Оценка экономической эффективности проектов нефтегазодобычи в условиях Западной Сибири // Neftegaz.ru. – 2009. – № 8.

9. Пономарева. И.А, Богаткина Ю.Г. Совершенствование нормативно-налоговой системы для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2014. – № 1. – С. 6–9.

10. Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений. – Федеральный закон № 39-ФЗ от 25.02.99 г. (ред. от 03.07.16 г.). – http://www.consultant.ru

11. http://www.rosneft.ru

12. Исаченко В.М. Оценка проектной капиталоемкости разработки нефтяных месторождений: автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. эконом. наук. – Тюмень, 2004. – 26 с.

13. Расчет капитальных затрат (вложений) в разработку месторождения. – https://kazedu.com/referat/197598/1

Возрастающая конкуренция в нефтегазовой отрасли требует от нефтяных компаний постоянного повышения эффективности бизнес-процессов. В АО «Зарубежнефть» осуществляется постоянный поиск новых цифровых и технологических решений, с помощью которых можно повысить эффективность бизнеса и сократить расходы. Одним из инструментов достижения этих целей компании являются системный реинжиниринг и автоматизация бизнес-процесса по работе с данными. Для решения данной задачи в 2020 г. в рамках цифровой трансформации инициирован цифровой проект по созданию корпоративной цифровой платформы управления данными NESTRO DATA. В статье представлены результаты проекта по созданию корпоративной цифровой платформы по управлению данными NESTRO DATA как централизованного источника «Единой версии правды» по всем основным аспектам деятельности компании для повышения эффективности аналитической работы с данными и принятия управленческих решений. Платформа позволит проводить более глубокий анализ данных, оценивать вероятность наступления событий и возможные риски. На первом этапе реализован домен данных по направлению разработки месторождений, эффект от цифровизации которого является максимальным для компании. При реализации проекта в единое информационное пространство интегрированы отдельные уникальные специализированные производственные системы, используемые в регионах присутствия компании по всему миру. В рамках проекта, помимо непосредственно создания цифровой платформы NESTRO DATA, решены важные организационные и методологические задачи, обеспечивающие системную работу нового инструмента в компании: создан Центр компетенций по управлению данными; утверждена Стратегия управления данными; регламентированы процессы по ключевым направлениям с целью дальнейшей передачи платформы в процесс, централизованного управления нормативно-справочной информацией, управления интеграцией и интероперабельностью данных в Группе компаний АО «Зарубежнефть».

Оперативный мониторинг работы фонда скважин является трудоемкой задачей d поддержании базовой добычи нефти. В числе таких задач выделяются: своевременное выявление отклонений дебита добываемой продукции, определение точных причин изменения промысловых параметров, а также анализ массивов данных. Особенно это актуально для нефтегазодобывающих компаний в случае большого фонда скважин и высокой степени выработки запасов. Развитие цифровых технологий создает условия для интеграции интеллектуальных систем в процесс добычи нефти и газа. Автоматическая обработка огромных массивов промысловых данных позволяет оперативно осуществлять мониторинг состояния базового фонда скважин для локализации наиболее проблематичных зон.

В статье представлен новый подход к анализу отклонений дебита нефти на основе автоматизированных алгоритмов и математических методов. Основными целями представленной работы являлись разработка системного подхода к мониторингу промысловых параметров в режиме реального времени, увеличение точности и скорости определения отклонений добычи нефти, а также минимизация монотонного ручного труда и снижение влияния человеческого фактора. Благодаря автоматизации анализа отклонений добычи повышается эффективность разработки месторождений, уменьшаются трудовые затраты и снижается степень влияния ошибок, связанных с человеческим фактором. Кроме того, ежесуточный мониторинг помогает вовремя среагировать на изменения дебита нефти, а единый системный подход к категоризации причин отклонений существенно повышает качество подбора мероприятий для их устранения. По представленной методологии реализовано программное обеспечение – система цифровых инструментов для выявления и объяснения причин отклонений добычи нефти, и дальнейшего факторного анализа за выбранный период. Разработанные подходы успешно внедрены в производственный процесс добывающего общества, что позволило увеличить эффективность мониторинга состояния фонда скважин.

Список литературы

1. Применение интеллектуальных методов анализа высокочастотных промысловых данных для расширения задач нефтяного инжиниринга / А.М. Андрианова, Е.В. Юдин, Т.А. Ганеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 70–75. - DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-70-75

2. Автоматизация анализа нефтепромысловых замеров / Р.Н. Асмандияров, А.Е. Кладов, А.А. Лубнин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 58–61.

3. Boschetti A., Massaron L. Python Data Science Essentials. – Packt Publishing Ltd., 2015. - 472 p.

4. Mining J. Python machine learning: Everything you should know about Python Machine Learning including Scikit Learn, Numpy, PyTorch, Keras and Tensorflow with step-by-step examples, practical exercises. - International Kindle Paperwhite, 2019. - 124 p.

5. Пылов П.А., Ивина О.А. Фундаментальные типы кросс-валидации для оценки качества моделей машинного и глубокого обучения // В сб. трудов XIII Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых «РОССИЯ МОЛОДАЯ». – 20-23 апреля 2021. – https://science.kuzstu.ru/wp-content/Events/Conference/RM/2021/RM21/pages/Articles/031520.pdf

В статье приведена краткая информация об особенностях конструкции обетонированных труб, применяемых в последние годы при сооружении морских трубопроводов, а также при капитальном ремонте магистральных трубопроводов, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях. Дана постановка задачи о напряженно-деформированном состоянии подводного участка морского нефтепровода, состоящего из размытой оголенной части и совместно деформирующихся с ней прилегающих подземных частей, в которых грунт не подвергался обводнению. Рассмотрены следующие постановки задачи о напряженно-деформированном состоянии рассчитываемого участка нефтепровода: с учетом воздействия внутреннего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода, вызывающего дополнительный изгиб газопровода; с пренебрежением воздействием внутреннего давления и температурных напряжений на изгиб обетонированной трубы. Разработана методика совместного численного интегрирования дифференциальных уравнений, описывающих напряженно-деформированное состояние размытой оголенной части и примыкающих к ней подземных частей. Составлены программы компьютерного расчета, в которых найдены постоянные интегрирования, построены эпюры основных характеристик напряженно-деформированного состояния по всей длине рассматриваемого участка нефтепровода. Выполнены расчеты основных характеристик напряженно-деформированного состояния, построены эпюры прогиба трубопровода и изгибных напряжений. Приведены экстремальные величины прогиба и изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов для различных значений параметров эксплуатации и состояний грунтов на прилегающих подземных частях. Выявлено влияние на всплытие обетонированной трубы длины размытой оголенной части, параметров эксплуатации, ослабления жесткости грунтов за счет их разжижения в подземной части. Даны рекомендации по выявлению возможных причин всплытия обетонированной трубы, а также описание способа возвращения нефтепровода в проектное положение

Список литературы

1. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра, 1982. - 340 с.

2. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков [и др.]. – СПб: Недра, 2011. – 748 с.

3. Васильев Г.Г., Горяинов Ю.А., Саксаганский А.И. Достоинства и недостатки современных подходов к балластировке подводных переходов // НГС. – 2012. – № 1. – С. 30–37.

4. Димов Л.А., Богушевская Е.М. Магистральные трубопроводы в условиях болот и обводненной местности. – М.: Изд-во Московского горного государственного университета, 2010. – 392 с.

5. Коробков Г.Е., Зарипов Р.М., Шаммазов И.А. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации. – СПб.: Недра, 2009. – 409 с.

6. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов / А.М. Шаммазов, Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – М.: Интер, 2005. – Т. 1. – 706 с.

7. Ильгамов М.А. Модель всплытия подводного трубопровода. Физика. Технические науки // ДАН. – 2022. – Т. 504. – С. 12–16. – DOI:10.31857/S2686740021010053.

8. Ильгамов М.А. Колебания упругих оболочек, содержащих жидкость и газ. – М.: Наука, 1969. – 181 с.

9. Болотин В.В., Новичков Ю.Н. Механика многослойных конструкций. – М., Машиностроение. 1980. – 376 с.

10. Лаптева Т.И. Прочность и устойчивость морских трубопроводов при наличии многолетнемерзлых пород на участках берегового примыкания // Экспозиция. Нефть. Газ. – 2016. – № 7(53). – С. 76–79.

11. Влияние слабых грунтов на устойчивость морских трубопроводов / М.Н. Мансуров, Т.И. Лаптева, С.Д. Ким [и др.] // Oil&Gaz Россия – 2011. – № 8. – С. 60–63.

12. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов / А.М. Шаммазов, Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – М.: Интер, 2006. – Т. 2. – 564 с.

Ключевые слова: нефть, турбулентность, температура, вязкость, полимер

Список литературы

1. Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов/ Р.Н.Бахтизин, М.М. Гареев, Ю.В. Лисин [и др.] – СПб.: Недра, 2018. – 352 с.

2. Burger E.D., Munk W.R., Wahl H.A. Flow increase in the Trans Alaska Pipeline through use of a polymeric drag reducing additive // SPE-9419-PA. - 1982. – https://doi.org/10.2118/9419-PA

3. Мут Ч., Монахен М., Песето Л. Применение специальных присадок с целью снижения затрат по эксплуатации трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1986. – № 7. – С. 60–62.

4. Гареев М.М., Несын Г.В., Манжай В.Н. Результаты введения в поток нефти присадки для снижения сопротивления // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 10. – С. 30–31.

5. Эксперимент по снижению гидродинамического сопротивления нефти на магистральном трубопроводе Тихорецк – Новороссийск / Г.В. Несын, В.Н. Манжай, Е.А. Попов [и др.] // Трубопроводный транспорт. – 1993. – № 4. – С. 28–30.

6. Drag reduction in transportation of hydrocarbon liquids: From fundamentals to engineering applications/ G.V. Nesyn, V.P. Sunagatullin, V.P. Shibaev, A.Ya. Malkin // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 161. – Р. 715–725. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.10.092

7. Абдусалямов А.В., Манжай В.Н. Антитурбулентные присадки суспензионной формы для трубопроводного транспорта нефти // Известия вузов. Нефть и газ. – 2013. – № 4. – С. 102–106.

8. Comparative Study of the Effect of Antiturbulent Additives for Hydrocarbon Liquids / K.B. Konovalov, A.V. Abdusalyamov, V.N. Manzhai [et al.] // Bulletin of the Lebedev Physics Institute. – 2015. – V. 42. – No. 12. – Р. 356–359.

9. Исследование противотурбулентной эффективности высших полиолефинов и тройных сополимеров олефинов / В.Н. Манжай, Л.Г. Ечевская, А.В. Илюшников [и др.] // Журнал прикладной химии. – 2004. – Т. 77. – № 3. – С. 456–460.

10. Сравнение противотурбулентной эффективности полимеров из высших олефиновых мономеров (гексен, октен, децен, додецен) при получении агентов снижения гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей / А.Н. Тавторкин, И.Ф. Гавриленко, Н.Н. Костицына [и др.] // Журнал прикладной химии. – 2020. – Т. 93. – № 6. – С. 788–793. – DOI: 10.31857/S004446182006002X

11. Противотурбулентные присадки для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / М.М. Гареев, Ю.В. Лисин, В.Н. Манжай, А.М. Шаммазов. – СПб.: Недра, 2013. – 228 с.

12. Physico-chemical concept of drag reduction nature in dilute polymer solutions (the Toms effect) / V.N. Manzhai, Yu.R. Nasibulina, A.S. Kuchevskaya, A.G. Filimoshkin // Chemical Engineering and Processing: Process Intensification. – 2014. – No. 80. – Р. 38–42. – DOI:10.1016/j.cep.2014.04.003

13. Манжай В.Н., Носикова Ю.Р., Абдусалямов А.В. Деградация полимерных растворов при турбулентном течении в цилиндрическом канале // Журнал прикладной химии. – 2015. – Т. 88. – № 1. – С. 125–131.

14. Манжай В.Н. Влияние противотурбулентных добавок на течение углеводородных жидкостей при низкой температуре // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 92–96. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-3-92-96

15. Virk P.S.   Drag Reduction Fundamentals // AIChE Journal. – 1975. – V. 21. – № 4. – Р. 625–246. - https://doi.org/10.1002/aic.690210402

Различные механические и структурные характеристики отдельных участков сварного соединения, сформировавшиеся под действием термодеформационного цикла сварки плавлением, обусловливают различную сопротивляемость этих участков разрушению. Различие механических характеристик зон сварного соединения обусловлено структурными изменениями на микро- и макроуровне. Изменения на микроуровне вследствие действия температурного градиента имеют иерархическую связь с изменениями на макроуровне. Этим вопросам посвящено большое количество исследований, в том числе и для сварных соединений из феррито-перлитных сталей. Однако оценка циклической долговечности трубного сварного узла с технологическими или эксплуатационными концентраторами напряжений, расположенными в различных зонах сварного соединения, по-прежнему является актуальной задачей. Кроме того, влияние циклических нагрузок на структуру и сопротивляемость отдельных участков сварных соединений, а также на взаимодействие соседних участков зон механической неоднородности сварных соединений требует дополнительного изучения. Взаимное влияние соседних зон механической неоднородности сварных соединений приводит к локализации и развитию пластических деформаций в цикле нагружения. Локальная зона пластической деформации является концентратором, который в присутствии технологического дефекта сварного соединения дополнительно влияет на напряженно-деформированное состояние и переход в зоне концентрации к активному образованию и росту вторичных трещин. Выявление наиболее опасных зон механической неоднородности сварных соединений в условиях циклического нагружения позволит усовершенствовать оценку опасности выявляемых в ходе диагностических работ дефектов сварных соединений. Учет влияния зон механической неоднородности даст также возможность более точно прогнозировать места образования трещин.

Список литературы

1. Федосеева Е.М. Механическая и структурная микронеоднородность сварных соединений стали Х65 // Вестник Пермского научно-исследовательского политехнического университета. Машиностроение, материаловедение. – 2016. – №2. – С. 76-88.

2. Влияние неоднородности механических свойств различных зон сварного стыкового соединения на работу соединения в упругопластической стадии деформации / В.И. Берг, М.Н. Чекардовский, С.В. Якубовская, В.С. Топоров // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 2-3. – htps://science-education.ru/ru/article/view?id=23518

3. Оценка механической неоднородности сварных соединений трубопроводов / М.З. Ямилев, Е.А. Тигулев, А.А. Юшин, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 128-131. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-128-131

4. Распопов А.А., Ямилев М.З., Тигулев Е.А. Влияние механических свойств неоднородных сварных соединений на их несущую способность // Тезисы докладов Международной конференции «Перспективные материалы с иерархической структурой для новых технологий и надежных конструкций» Х Международной конференции «Химия нефти и газа». – Томск: Издательский дом ТГУ, 2018. – С. 537-538.

5. Шахматов Д.М., Шахматов М.В. Оценка прочности механически неоднородных сварных соединений // Сварка и диагностика. – 2018. – № 1. – С. 32-36.

6. Дильман В.Л., Остсемин А.А. Влияние поверхностных дефектов на статическую прочность сварных швов спиральношовных труб // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2004. – № 2. – С. 16-19.

7. Ерофеев В.В., Распопов А.А., Голиков В.Н. Расчет несущей способности сварных соединений низколегированных сталей с разупрочненными участками // Автоматическая сварка. – 1989. – № 3. – С. 70-71.

8. ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

9. ГОСТ 25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость.

10. Ямилев М.З., Тигулев Е.А., Распопов А.А. Оценка степени контактного упрочнения сварных соединений трубных сталей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 3. – С. 252-262. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2020-10-3-252-262

11. Тигулев Е.А., Кантемиров И.Ф. Оценка прочности механически неоднородных сварных соединений магистральных трубопроводов с трещиноподобным дефектом // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – № 5(133). – С. 79-88. – DOI 10.17122/ntj-oil-2021-5-79-88. - https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2021-5-79-88

12. Кольцун Ю.И., Хибник Т.А. Методика расчета периода роста усталостной трещины и ее графическое обобщение // Вестник Самарского государственного аэрокосмического университета им. академика С.П. Королёва. – 2009. – № 3-2(19). – С. 70-79.

Список литературы

1. ГОСТ 9.506-87. Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. – М.: Гостандарт, 1987. – 16 с.

2. ASTM G59-97(2014). Стандартный метод испытаний для проведения потенциодинамических измерений поляризационного сопротивления.

3. ASTM G102-89(2015). Стандартная практика расчета скорости коррозии и сопутствующая информация по электрохимическим измерениям.

4. The effect of defect size and soil aggressivity on corrosion of underground oil & gas pipelines / M. Halama, E. Haluschak, P. Hanzes, G. Baranova // Corrosion in the Oil & Gas Industry, 2019.  E3S Web of Conferences. – 2019. – V. 121. –  No. 01006. – DOI: 10.1051/e3sconf/201912101006

5. Effect of increasing energy demand on the corrosion rate of buried pipelines in the vicinity of high voltage overhead transmission lines / K.B. Adedeji, A.A. Ponnle, B.T. Abe, А.А. Jimoh // Intl Conference on Optimization of Electrical & Electronic Equipment (OPTIM). – 2015. – Р. 299–303. – DOI: 10.1109/OPTIM.2015.7426749

В конце 2021 г. утверждена стратегия «Роснефть-2030: надежная энергия и глобальный энергетический переход». Ключевыми приоритетами новой стратегии являются снижение углеродного следа, операционное лидерство и увеличение эффективности. Реализация стратегии компании будет способствовать достижению целей «Стратегии социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года», Парижского соглашения по климату, а также 17 целей устойчивого развития ООН. В 2019 г. ПАО «НК «Роснефть» также присоединилась к инициативе по снижению выбросов метана и подписала «Руководящие принципы по снижению выбросов метана в производственно-сбытовой цепочке природного газа». Одним из горизонтов климатической повестки является снижение интенсивности выбросов метана до значения менее 0,2 % к 2030 г. Мировые антропогенные выбросы метана в секторе энергетики оцениваются в 135 млн. т, из которых около 29 % приходится на процессы добычи, переработки и транспорта природного газа.

В статье рассмотрены результаты оценки возможного потенциала снижения выбросов метана на объектах нефтегазодобычи за счет оптимизации режима горения факельных установок путем применения оголовков бессажевого горения (оголовки специальной конструкции, оголовки с подачей воздуха в зону горения). Показаны преимущества и ограничения применения факельных оголовков различной конструкции для обеспечения бессажевого сжигания газа. Выполнен прогнозный расчет эмиссии метана до и после внедрения технологических решений на каждую факельной установке. Результаты ранжированы по минимальным удельным затратам на предотвращение выбросов 1 т метана за фиксированный период реализации проекта. Расчет минимальных удельных затрат позволяет составить перечень приоритетных факельных установок с точки зрения их дооснащения оголовками специальной конструкции при реализации различных сценариев. Обобщение полученных данных дает возможность количественно оценить сокращение выбросов метана за счет применения факельных оголовков специальной конструкции; определить приоритетные объекты для внедрения технических решений; подготовить основу для экспресс-анализа затрат на их реализацию; минимизировать затраты за счет применения типовых решений; оперативно определять потенциал снижения выбросов метана, в том числе в изменяющихся макроэкономических условиях.

Список литературы

1. CO2 emissions of all world countries / M. Crippa [et al.] // Luxembourg: Publications Office of the European Union, 2022. – Т. 10. – Р. 730164. - DOI: 10.2760/07904

2. Fossil CO2 emissions of all world countries / M. Crippa [et al.] // Luxembourg: European Commission. – 2020. – Р. 1-244. - https://doi.org/10.2760/143674

3. Climate change 2013: the physical science basis / T. Stocker et al. (eds.), Working Group I contribution to the Fifth assessment report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. – Cambridge University Press, 2014.

4. Roy M., Edwards M.R., Trancik J.E. Methane mitigation timelines to inform energy technology evaluation // Environmental Research Letters. – 2015. – Т. 10. – №. 11. – P. 114024. - https://doi.org/10.1088/1748-9326/10/11/114024

5. Simultaneously mitigating near-term climate change and improving human health and food security / D. Shindell [et al.] // Science. – 2012. – Т. 335. – №. 6065. – Р. 183–189. - https://doi.org/10.1126/science.1210026

6. Global Methane Tracker 2022 // International Energy Agency, 2022. – https://www.iea.org/reports/global-methane-tracker-2022/overview

7. Менее чем за год число организаций, взявших на себя обязательства по достижению нетто-нулевых выбросов, увеличилось вдвое // UN Climate Change, 2020. – https://unfccc.int/ru/news/menee-chem-za-god-chislo-organizaciy-vzyavshikh-na-sebya-obyazatelstva-po...

8. https://www.rosneft.ru/upload/site1/document_file/Rosneft_CSR2021_RUS.pdf

9. Сокращение выбросов метана. Руководство по передовому опыту продувки // Methane Guiding Principles, 2019. – https://methaneguidingprinciples.org/wp-content/uploads/2020/12/Reducing-Methane-Emissions-Venting-G...

10. Review about Emission Reduction in Oil Extraction Using Low Methane Fuels in Natural Gas Combustion Engines / A.R. Zardoya [et al.] // International Journal of Applied Sciences: Current and Future Research Trends. – 2021. – Т. 12. – №. 1. – P. 53-60.

11. Об утверждении методик по количественному определению объема выбросов парниковых газов и объема поглощений парниковых газов - Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации № 371 от 27.05.2022. - http://publication.pravo.gov.ru/Document/View/0001202207290034

12. Quantifying the carbon conversion efficiency and emission indices of a lab-scale natural gas flare with internal coflows of air or steam / A. Ahsan [et al.] // Experimental Thermal and Fluid Science. – 2019. – Т. 103. – P. 133–142.

13. Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках. – Приказ Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды от 08.04.98 № 199. – https://docs.cntd.ru/document/1200003953

14. Reducing methane emissions from abandoned oil and gas wells: Strategies and costs / M. Kang [et al.] // Energy Policy. – 2019. – Т. 132. – P. 594–601. - https://doi.org/10.1016/j.enpol.2019.05.045

15. Плата за превышение квоты выбросов парниковых газов составит 1000 рублей за тонну СО2 // Interfax.ru – 2022. – https://www.interfax.ru/russia/857669