В статье выполнена оценка дифференциации и типизации рассеянного органического вещества (РОВ) в разрезе осадочного чехла Башкирского свода с использованием вероятностно-статистических методов. Дифференциация РОВ проведена по следующим геохимическим характеристикам: содержание органического вещества и органического углерода, процентное содержание хлороформенных, петролейных, спиртобензольных битумоидов, содержание гуминовых кислот и нерастворимого остатка (НО), характеристика преобразованности РОВ (коэффициент нейтральности битумоида), битумоидный коэффициент.

В результате типизации РОВ Башкирского свода поделено на три типа: сингенетичное, смешанное и эпигенетичное (наиболее подвижное РОВ, приравниваемое к микронефтям). По геохимическим характеристикам построены индивидуальные и комплексная модели прогноза эпигенетического РОВ. Установлено, что максимальное влияние на дифференциацию РОВ оказывают следующие характеристики: битумоидный коэффициент β и содержание НО. Для оценки совместного влияния β и содержания НО на величину комплексной вероятности проявления эпигенетического вещества проведен детальный статистический анализ изменения значений t-критерия в динамике по различным нефтегазоносным комплексам (НГК). Выявлено, что система дифференциации РОВ в карбонатных НГК отлична от терригенных. При увеличении комплексной вероятности величина t-критерия при битумоидном коэффициенте во всех НГК стабильно растет, что подтверждает прямую связь величины битумоидного коэффициента с нефтегазоносностью. Величина НО обладает большой удерживающей способностью и контролирует процесс дифференциации РОВ до величины комплексной вероятности, равной 0,55-0,6 д.ед., далее по мере увеличения комплексной вероятности отмечается увеличение влияния битумоидного коэффициента по всему разрезу.

Список литературы

1. Построение вероятностно-статистических моделей для дифференциации рассеянного органического вещества пород территории Пермского края /

В.Л. Воеводкин, Д.В. Антонов, В.И. Галкин, И.А. Козлова // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 100-104. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-100-104

2. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти: (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Серия геология. – 1967. – № 11. – С. 135-156.

3. Моделирование процессов катагенеза органического вещества и нефтегазообразование / Н.Б. Вассоевич, С.Г. Неручев, А.Э. Конторович [и др.]. Под ред. Е.А. Глебовской. – М.: Недра, 1984. – 139 c.

4. Вассоевич Н.Б. Генетическая природа нефти в свете данных органической геохимии // В кн.: Генезис нефти и газа. – М: Наука, 1968.

5. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А, Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – 335 с.

6. Особенности геологического строения и нефтеносность Камско-Кинельских прогибов на территории Пермской области. Геология и освоение ресурсов нефти в Камско-Кинельской системе прогибов / К.С. Шершнев, Л.Л. Благиных, Ю.А. Дулепов [и др.]. – М.: Наука, 1991. – С. 79-84.

7. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. - М.: Недра, 1981. - 367 с.

8. Галкин В.И., Кошкин К.А., Мелкишев О.А. Обоснование зональной нефтегазоносности территории Висимской моноклинали по геохимическим критериям // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 18. – № 1. – С. 4-15. – http://doi.org/10.15593/2224-9923/2018.3.1

9. Воеводкин В.Л. К вопросу о дифференциации рассеянного органического вещества верхнедевонско-турнейской толщи территории Пермского края // Недропользование. – 2024. – Т. 24. – № 1. – С. 10-17. – http://doi.org/10.15593/2712-8008/2024.1.2

10. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.И. Коробова [и др.] // Георесурсы. – 2017. – № S. – С. 112-124. – http://doi.org/10.18599/grs.19.12

11. Строение и перспективы нефтегазоносности отложений доманикоидной высокоуглеродистой формации франско-турнейского возраста центральной части Волго-Уральского бассейна / М.Ю. Карпушин, А.В. Ступакова, А.П. Завьялова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 14-19. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-14-19

Over the past decades, interest in studying the northern framing of the West Siberian Plate, including the Yenisei-Khatanga regional trough and Malohetsko-Messoyaha ridge, has continued to grow. This is primarily due to the hydrocarbon inflows in a number of wells at the Payakhskoye, Baikalovskoye, Pelyatkinskoye and other fields. At the same time, some areas remain underexplored and the search for traps in them continues. It has already been established that many deposits are of a complex combined type; their boundaries are controlled in most cases not only by structural, but also by lithological and tectonic factors.

The seismic operations and wells drilling are actively being performed in the western and central parts of Yenisei-Khatanga regional trough at the Rosneft Oil Company licensed areas. In this regard, in recent years, extensive geological and geophysical material has been accumulated, which makes it possible to significantly detail the structural and tectonic features of this area, including identifying multi-level disjunctive deformations and associated structural parageneses.

Based on the results of interpretation of several complex seismic-2D and 3D data, structural and formational levels were determined, fault systems were ranked by penetration depth, kinematics, direction, and their influence on sedimentation processes was assessed. The interpretation results are matched to regional conceptions of the development of the Yenisei-Khatanga region as part of the northern frame of the West Siberian Plate, phases of tectonic activation, rifting and other tectonic-sedimentary processes. Multi-level and multi-directional tectonic deformations are located throughout the entire section interval, which leads to complex morphology and intense disjunctive disturbance of the productive horizons. This can have a significant impact on the thermal evolution of the basin, the stages of oil and gas formation and, as a consequence, on the distribution of deposits.

Список литературы

1. Условия формирования очагов генерации углеводородов и скоплений нефти и газа на территории Сибирского сегмента континентальной Арктики / В.Ю. Керимов, М.А. Лобусев, А.В. Бондарев, С.Г. Серов // Газовая промышленность. – 2016. – № 7-8. – С. 85-93.

2. Тектоника и этапы геологической истории Енисей-Хатангского бассейна и сопряженного Таймырского орогена / А.П. Афанасенков, А.М. Никишин,

А.В. Унгер [и др.] // Геотектоника. – 2016. – № 2. – С. 23-42. - https://doi.org/10.7868/S0016853X16020028

3. Тектоническая история зоны сочленения Таймырского складчато-надвигового пояса и структур Гыданского полуострова / К.А. Перетолчин, В.Б. Ершова, А.К. Худолей, С.П. Нилов // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2022. – Т. 7. – № 4. – С. 83-93. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2022-7-4-83-93

4. Влияние структурных перестроек на нефтегазоносность восточной части Енисей-Хатангского прогиба / Е.Д. Сивкова, Е.О. Бабина, А.В. Ступакова

[и др.] // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 2. – С. 93-112.

5. Тимурзиев А.И., Гогоненков Г.Н. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: от нефтегазогеологического районирования недр до технологии поисков и разведки глубокозалегающих месторождений углеводородов// Вести газовой науки. – 2012. – Т. 9. – № 1. – С. 68-85.

6. Cтратиграфическое несогласие в подошве неокомского клиноформного комплекса северо-востока Западной Сибири / Г.Л. Розбаева, В.Е. Васильев, Л.А. Дубровина [и др.] // Сборник материалов 10-й юбилейной научно-практической конференции «Санкт-Петербург 2023. Геонауки: время перемен, время перспектив». – М.: Геомодель, 2023.– C. 30-34.

7. Новые данные по стратиграфии и седиментологии пограничных юрско-меловых отложений северо-западной части Енисей-Хатангского прогиба /

Г.Л. Розбаева, В.А. Маринов, А.В. Храмцова [и др.] // Литосфера. – 2022. – Т. 22. – № 3. – С. 361-375. - https://doi.org/10.24930/1681-9004-2022-22-3-361-375

В статье показано, что разрезам вулканогенных отложений свойственна высокая степень изменчивости, обусловленная многообразием типов горных пород, развитием тектонических дислокаций, постмагматических преобразований, характеризующихся неравномерным пространственным распределением. Указанные факторы являются причиной существенных вариаций вещественного состава и петрофизических характеристик горных пород, структуры пустотного пространства, что приводит к неоднозначным изменениям геофизических параметров и затрудняет их интерпретацию. Для увеличения достоверности результатов геологической интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) рекомендовано учитывать влияние рассмотренных выше факторов на геофизические параметры. По результатам описания петрографических особенностей и определения химического состава образцов керна выделено 11 петрологических типов горных пород. Показано, что 10 из них могут быть выделены по данным стандартного комплекса ГИС, включающего гамма-, нейтронный, гамма-гамма плотностной, акустический, боковой каротажи. Получена зависимость для определения коэффициента пористости вулканогенных горных пород через водородосодержание и акустический импеданс путем комплексирования данных акустического, нейтронного, гамма-гамма плотностного каротажей. По сравнению с использованием отдельных методов ГИС расчет по приведенной зависимости позволяет существенно увеличить точность определения пористости горных пород. Рассмотрены особенности выделения коллекторов с использованием прямых качественных признаков – сужения диаметра скважины в результате образования глинистой корки и радиального градиента электрического сопротивления, зарегистрированных зондами различной глубинности. Показано, что прямые качественные признаки характеризуются переменной устойчивостью и могут использоваться для выделения коллекторов в комплексе с количественными критериями. Определение коэффициента нефтенасыщенности предложено проводить по зависимости электрического сопротивления от объемной водонасыщенности горных пород, определенной по образцам керна с сохраненным насыщением, отобранным по изолирующей технологии. При этом показана необходимость учета влияния типа пустотного пространства и вторичных преобразований на показания электрических (электромагнитных) методов. Для определения предложены количественные критерии, представляющие собой полученные для различных групп петротипов зависимости критической водонасыщенности от пористости. Значения критической водонасыщенности определялись по результатам обработки кривых относительных фазовых проницаемостей

Список литературы

1. Volcanic Rock-Hosted Natural Hydrocarbon Resources: A Review / J. Liu, P. Wang, Y. Zhang [et. al.] // Environmental Science. – 2013. – № 4. – P. 151–179. - https://doi.org/10.5772/54587

2. Геология и нефтенасыщение в породах триаса Рогожникоского ЛУ / Т.А. Коровина, Е.П. Кропотова, Е.А. Романов, С.В. Шадрина // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы международной академической конференции (Тюмень, 11–13 октября 2006 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 138–142.

3. Условия формирования залежей углеводородов в доюрских отложениях на Рогожниковском лицензионном участке / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Н.В. Гильманова, С.В. Шадрина // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: материалы Х научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 13-17 ноября 2007 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2008. – С. 372–383.

4. Гринберг М.Э., Цицишвили Г.К. Морфология порового пространства и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и флюидоупоров Притбилисского нефтяного района // Геология нефти и газа. – 1988. – № 4. – С. 54–57.

5. Малеев Е.Ф. Вулканиты: справочник. – М.: Недра, 1980. – 240 с.

6. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18–21.

7. Srugoa P., Rubinstein P. Processes Controlling Porosity and Permeability in Volcanic Reservoirs from the Austral and Neuquen Basins, Argentina // AAPG Bulletin. – 2007. – № 1. – P. 115–129. - http://doi.org/10.1306/08290605173

8. Горная энциклопедия: в 5 т. / редкол.: Е.А. Козловский (гл. ред) [и др.]. – М. : Советская энциклопедия, 1984. – Т. 1. – 558 с.

9. Добрыдень С.В. Повышение геологической информативности методов геофизических исследований скважин в разрезах вулканогенных отложений // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 24–28. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-24-28

10. Ефимов В.А., Гильманова Н.В., Гильманов Я.И. Комплексирование результатов геолого-технологических и геофизических исследований для выделения вулканогенных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 4. – С. 26–28.

11. Хаматдинова Э.Р. Разработка методики изучения эффузивных коллекторов Западной Сибири по данным ГИС: дис. … канд. техн. наук. – Тверь, 2010. – 95 с.

12. Мосунов А.Ю., Ефимов В.А. Создание технологии исследования и методики выделения проницаемых интервалов в доюрских коллекторах трещинно-порового типа по данным специальных ГИС // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: материалы VIII научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 16–18 ноября 2004 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2005. – С. 219–226.

13. Выделение интервалов трещиноватости и обоснование параметров трещин отложений доюрского комплекса / П.А. Боронин, Н.В. Гильманова,

Н.Ю. Москаленко // Известия вузов. Нефть и газ. – 2021. – № 1. – С. 9–19. - https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-1-9-19

14. Evaluating volcanic reservoirs / M.Y. Farooqui, H. Hou, G. Li [et. al.] // Oilfield Review. – 2009. – № 1. – P. 36–47.

15. Ефимов В.А. Особенности петрофизического обеспечения интерпретации ГИС разреза вулканогенных пород (на примере отложений триаса Рогожниковского месторождения) // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы международной академической конференции (Тюмень, 11–13 октября 2006 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 147–151.

В статье изложены уточненные представления о составе и основных структурно-формационных комплексах отложений в разрезе Южно-Торгайского осадочного бассейна для оценки перспектив их нефтегазоносности. Приведены региональная и тектоническая характеристики с учетом последних данных о нефтегазонасыщении и приуроченности залежей углеводородов (УВ) к линейным тектоническим элементам (грабен-синклиналям и горст-антиклиналям). Обоснованы дорифтовый верхнепалеозойский, рифтовый юрский и пострифтовый платформенный структурно-формационные комплексы, а также их связь с геодинамическими особенностями развития территории Торгайского мегапрогиба (в составе Южно-Торгайского и Северо-Торгайского бассейнов). Обозначены роль и влияние рифтовых процессов и мезозойского рифтогенеза на формирование крупных блоков и размещение зон нефтегазонакопления и распространения потенциальных ловушек нефти и газа. Мезозойский рифтогенез характеризовался стратиграфическим скольжением и повышением глубины (интенсивности) проявления в направлении с севера на юг. В результате на южной части территории мощное прогибание приурочено к юрскому этапу осадконакопления, с которым связаны все основные нефтегазосодержащие комплексы отложений. Описаны вероятные механизмы накопления и сохранения залежей УВ. По результатам выполненного анализа и обобщения данных обозначены основные направления поисковых работ, связанные с более детальным изучением нижней части разреза (фундамент и верхнепалеозойская толща) наряду с относительно более изученными отложениями рифтового (юра) и пострифтового (меловые горизонты) этапов накопления. Для прогноза новых залежей нефти и газа поисковый интерес представляет перспективная территория в северном направлении от Арыскумского прогиба в пределах полосы его сочленения с Мынбулакской седловиной и далее в Жыланшикском прогибе.

Список литературы

1. Геология нефтегазоносных областей Казахстана / Г.Ж. Жолтаев [и др.] // Геология и нефтегазоносность Южного Торгая. – Алматы, 1998. – С. 5–65.

2. Бигараев А.Б., Филипьев Г.П. Особенности геологического строения и закономерности размещения залежей углеводородов в Арыскумском прогибе Южно-Торгайской впадины // Нефть и газ. – 2009. – № 2. – С. 50–56.

3. Бигараев А.Б., Ажгалиев Д.К. Новые нетрадиционные объекты и направления поисковых работ в Южно-Торгайском бассейне // Геология и охрана недр. – 2023. – № 3 (88). – С. 54–64.

4. Мадишева Р.К., Портнов В.С. О нефтегазоносности Арыскумского погиба Южно-Торгайского осадочного бассейна // Нефть и газ. – 2022. – № 5 (131). – С. 65–76.

5. Бабашева М.Н., Лунгерсхаузен Д., Мурзагалиева Ж.С. Суперколлектор месторождения Акшабулак Центральный // Нефть и газ. – 2004. – № 4. –

С. 32–37.

6. Акчулаков У.А. Новая ресурсная база углеводородов Республики Казахстан и пути возможной их реализации // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения / Ред. Б.М. Куандыков, О.С. Турков, М.С. Трохименко [и др.]. – Алматы: ОО «Казахстанское общество нефтяников-геологов». – 2015. – С. 21–29.

Определение давления гидроразрыва пласта (ГРП) при сопровождении бурения является одним из ключевых факторов для безопасной и эффективной проводки скважин. Отсутствие информации о давлении ГРП может привести к поглощению бурового раствора в процессе бурения. Поэтому вопрос о корректном расчете давления ГРП является особенно важным для безаварийного строительства скважин и минимизации непроизводительного времени. В настоящее время существует практика применения различных методик расчета давления ГРП, использование которых может привести к значительным расхождениям в выборе оптимальных решений при бурении скважин. В связи с этим при планировании и дальнейшем сопровождении бурения могут возникнуть проблемы при взаимодействии между различными службами, задействованными в цикле строительства скважин. В статье предпринята попытка оценить возможность применения тех или иных методик в различных геологических условиях, их ограничения и сходимость с фактическими данными замеров при испытаниях на утечку, опрессовке, мини-ГРП и других исследованиях. В ходе данной работы были рассмотрены результаты 1D геомеханического моделирования в части прогнозирования давления ГРП в различных регионах, в том числе в Западной и Восточной Сибири, Волго-Уральской провинции, а также оценено возможное влияние траектории скважины на его изменение. На основании результатов разработаны рекомендации по применению тех или иных методик расчета давления ГРП и рассмотрена возможность проведения упрощенных оперативных определений безопасного коридора значений плотности бурового раствора.

Список литературы

1. Качурин А.В., Пестерев С.В. Комплексный подход для решения осложнений, возникающих при бурении скважин // Бурение и нефть. - 2012. - № 6-7. – С. 30-32.

2. Руководство пользователя геомеханическим симулятором «РН-СИГМА». – М.: ИГиРГИ, 2018.

3. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М.: Институт компьютерных исследований, 2018. – 480 с.

В работе представлен положительный опыт реконструкции ячейки (слота) блок-кондуктора (БК) на месторождении Дракон СП «Вьетсовпетро» после ликвидации разведочной скважины путем бурения ствола новой добывающей скважины на обсадной колонне диаметром 508 мм с отклонением от вертикальной оси ячейки. Подтверждены основные преимущества данного метода, применяемого для бурения новой скважины из восстановленного слота: 1) весь интервал бурения данным методом эффективно и гарантированно закреплен обсадной колонной; 2) из календарного времени строительства скважины исключено время для спуска обсадной колонны, в том числе на подготовку ствола к спуску; 3) полностью исключены проблемы, связанные с осложнениями ствола скважины в данном интервале, благодаря эффекту механической кольматации стенок ствола скважины; 4) формируется более качественный ствол скважины по сравнению с обычным бурением, в том числе за счет высокой кольцевой скорости восходящего потока промывочной жидкости, способствующей более эффективной очистке скважины. Представлены некоторые технико-технологические аспекты реализации данной технологии. Имеющиеся технические трудности, связанные с малым отклонением между новым кондуктором диаметром 508 мм и старым направлением ликвидированной скважины, были преодолены механической регулировкой наклона трех направляющих платформы таким образом, чтобы отклонить новый кондуктор на максимально необходимый угол с целью обеспечения расчетной величины отхода от вертикали на уровне морского дна. Успешное применение в процессе бурения на обсадной колонне целого ряда передовых технологических решений и инструментов от ведущих фирм-производителей нефтегазового оборудования, таких как система спуска обсадной колонны с внутренним клиновым захватом обсадных труб (CRTi) и пакерным элементом, разбуриваемое четырехлопастное башмак-долото с гидромониторными насадками и резцами PDC на корпусе, специальные высокомоментные разгрузочные кольца, цельнометаллический центратор и цементировочная муфта обсадной колонны премиум-класса с двумя обратными клапанами, позволило сократить сроки строительства новой скважины из восстановленного слота в интервале под кондуктор на 1 сут.

Список литературы

1. Шороховецкий С.Е. Мировой опыт применения технологии бурения на обсадной колонне // Сборник конференции «Проблемы геологии и освоения недр. Секция 14. Современные техника и технологии бурения скважин». – Томск: Томский политехнический университет, 2016. – С. 804-806.

2. Gupta A.K. Drilling with casing: Prospects and limitations // SPE-99536-MS. – 2006. - http://doi.org/10.2118/99536-MS

В работе приведен обзор текущих проектов, реализуемых в морях российской части Арктики. ПАО «НК «Роснефть» является активным участником изучения и освоения арктического шельфа России, включая Северный морской путь в качестве стратегического транспортного маршрута. С 2012 г. компания проводит экспедиции по изучению ледового и гидрометеорологического режимов в районе своих лицензионных участков. Представлен охват окружающей среды исследованиями, проводимыми ПАО «НК «Роснефть» на лицензионных участках в арктических морях, в результате которых собрана одна из крупнейших в мире баз данных по ледовым и гидрометеорологическим условиям арктических морей. Полученные данные наблюдений используются в прикладных научно-исследовательских работах и целевых инновационных проектах. В качестве примера приведены результаты долгосрочных климатических прогнозов ледовой обстановки по параметрам, способным оказать влияние на судоходство в акватории Северного морского пути до 2050 г. Анализ результатов расчетов показывает следующие изменения в гидрометеорологических и ледовых условиях по трассам Северного морского пути в течение следующих 30 лет по сравнению с современным климатическим периодом (2011–2022 гг.): 1) увеличение безледного периода на 1,5–2 мес (в юго-западной части Карского моря – более чем на 2 мес); 2) рост среднегодовой температуры примерно на 3 ^оС); 3) полное исчезновение дрейфующего льда на трассе в летний период, отступление его кромки до минимальных границ современного распространения в зимний период; 4) увеличение площади наблюдаемых полыней и времени их существования. Приведенные данные могут быть использованы для дальнейших исследований, в целях технико-экономического изучения и прогнозирования судоходства и другой хозяйственной деятельности на трассе Северного морского пути

Список литературы

1. https://pcmdi.llnl.gov/CMIP6/

2. The SSP Scenarios. A new set of climate scenarios has been developed with respect to the sixth IPCC report (IPCC AR6), the «Shared Socioeconomic Pathways» (SSPs). Compared to the previously used RCPs, the new SSP scenarios have been improved in a variety of ways. https://www.dkrz.de/en/communication/climate-simulations/cmip6-en/the-ssp-scenarios

3. The ERA5 global reanalysis / H. Hersbach [et al.] // Quarterly Journal of the Royal Meteorological Society. – 2020. – V. 146. – Р. 1999-2049. - https://doi.org/10.1002/qj.3803

4. https://tochno.st/materials/etim-letom-volny-zhary-nakryvali-80-krupnykh-gorodov-rossii-ekstremalnye...

5. Анализ индикаторов изменения климата. Часть 1. Восточная Сибирь / О.А. Анисимов, Е.Л. Жильцова, К.О. Шаповалова, А.А. Ершова // Метеорология и гидрология. – 2019. – № 12. - С. 31-41.

6. Особенности учета сезонной изменчивости прочностных свойств ледяных образований при освоении российского континентального шельфа /

А.А. Пашали, К.А. Корнишин, Я.О. Ефимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. –  2021. – № 8. – С. 63–67. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-63-67

7. Mahmoud M.R., Roushdi M., Aboelkhear M. Potential benefits of climate change on navigation in the northern sea route by 2050 // Sci Rep. - 2024. – V. 14. - https://doi.org/10.1038/s41598-024-53308-5

8. Гутенёв М. Северный морской путь в арктической политике РФ // Мировая экономика и международные отношения. - 2019. - Т. 63. - № 1. - С. 83-87. - https://doi.org/10.20542/0131-2227-2019-63-1-83-87

ООО «Газпром недра», дочернее общество ПАО «Газпром», уже более 10 лет выполняет геолого-разведочные работ на Арктическом шельфе Баренцева и Карского морей. Компанией накоплен большой опыт строительства морских глубоких поисково-оценочных и разведочных скважин. В целях повышения эффективности подготовки месторождений арктических морей к промышленной разработке и оптимизации процесса геолого-разведочных работ компания активно использует современные технологии строительства и исследования скважин, в том числе современные приборы опробования и гидродинамического каротажа (ОПК-ГДК) на кабеле. Приборы ОПК-ГДК позволяют прямым методом определять насыщенность изучаемого интервала, выполняя прокачку пластового флюида с контролем свойств флюида в режиме реального времени до притока чистого продукта, отбирать кондиционные пробы пластовой воды и углеводородного сырья (УВС) с сохранением всех свойств в пластовых условиях, изучать свойства нефти и газа в пластовых и стандартных условиях и содержащихся в них попутных компонентов, определять высотное положение флюидальных контактов (или условных уровней подсчета) по данным опробования и с учетом промыслово-геофизических данных, замерять начальные и текущие пластовые давления и давления насыщения. Такие приборы дают возможность определять расчетные значения продуктивности скважины, начальные и текущие дебиты с учетом утвержденных Методических рекомендаций по обоснованию подсчетных параметров залежей в терригенных отложениях по данным геофизических исследований скважин и новым методам ОПК-ГДК при постановке на учет и переводе УВС в промышленные категории запасов. В статье приведены результаты оценки качества испытания геолого-разведочных скважин ПАО «Газпром» на шельфе арктических морей с применением ОПК-ГДК. Выполнено сопоставление данных, полученных с применением ОПК-ГДК, с результатами испытания скважин в колонне. В результате сравнения фактических дебитов скважин с расчетными данными доказана их сходимость. Таким образом, обоснована эффективность испытания скважин приборами на кабеле при проведении геолого-разведочных работ на арктическом шельфе.

Список литературы

1. Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждены распоряжением Минприроды России № 3-р от 01.02.2016). – М.: Минприроды России, 2016.

2. Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов (Приказ Минприроды России от 28.12.2015 № 564). – М.: Минприроды России, 2015. - http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_112447/ 

3. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (утверждены Приказом Минприроды России от 20.09.2016 г. № 639). – М.: Минприроды России, 2016. - http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_334817/

4. Возможности оценки продуктивности скважины по данным пластоиспытателей на кабеле путем гидродинамического моделирования в программном комплексе PETREL / М.И. Хазиев, Н.М. Свихнушин, М.Д. Ивашин [и др.] // Каротажник. – 2017. – № 9 (279). – С. 12–20.

5. Повышение эффективности подготовки месторождений углеводородов арктического шельфа к промышленному освоению / С.Н. Меньшиков, С.С. Чужмарев, В.Е. Петренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 91-97. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-91-97

6. Методические рекомендации по обоснованию подсчетных параметров залежей в терригенных отложениях по данным ГИС и новым методам ГДК-ОПК при постановке на учет и переводе УВС в промышленные категории запасов / Л.Г. Абдрахманова, С.К. Ахмедсафин, В.А. Блинов [и др.]. – М.: ПАО «Газпром», 2015. – 64 с.

7. Геологоразведочные работы ПАО «Газпром» на арктическом шельфе РФ: результаты и перспективы / В.В. Черепанов, С.К. Ахмедсафин, В.В. Рыбальченко [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 7. – С. 47–56. - https://doi.org/10.30713/0130-3872-2018-7-47-56

8. Результаты применения современных опробователей на кабеле при строительстве поисково-оценочных скважин на арктическом шельфе / С.К. Ахмедсафин, В.В. Рыбальченко, Ю.И. Пятницкий [и др.] // Проектирование и разработка нефтегазовых месторождений ООО «Газпром морские проекты». – 2018. – № 4. – С. 19–29.

Доразведка и доизучение продуктивных пластов актуальны на всех стадиях освоения месторождений углеводородов, так как являются источником информации для проектирования и непрерывной оптимизации разработки. Обоснование ценности информации, получаемой при геологическом изучении недр, является методически сложной задачей, актуальность которой возрастает в условиях технических и логистических ограничений при проведении работ на шельфе, а также при рассмотрении дорогостоящих и нестандартных методов снижения геолого-физических неопределенностей. В мировой практике количественное обоснование проведения доразведки решается путем вычисления ценности информации (Value of Information (VOI)) с ее последующим сопоставлением со стоимостью соответствующих работ. В статье приводятся постановка задачи расчета ценности информации, вводится необходимая для ее решения терминология, описываются теоретические подходы к расчетам ценности информации как для простейших идеализированных случаев, так и для более общих сценариев, которые учитывают неполноту информации для принятия решений по дальнейшей разработке. Кроме того, в работе рассмотрен практический пример применения описанных методов для условий разработки шельфового месторождения: приводится обоснование ценности информации при реализации программы доизучения одного из не введенных в разработку пластов нефтегазоконденсатного Пильтун-Астохского месторождения, расположенного на шельфе о-ва Сахалин. По результатам проведенной оценки принято решение об углублении пилотного ствола до газового горизонта с отбором керна и проб пластовых флюидов. Реализация программы исследовательских работ позволила существенно снизить ключевые неопределенности при дальнейшем проектировании разработки.

Список литературы

1. Особенности программы исследований морских месторождений на примере Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения проекта «Сахалин-2» / А.В. Марченко, А.В. Моисеенков, А.М. Парфенов, А.В. Хабаров // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2023. – № 2. – C. 216-226. - http://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art15

2. Уточнение трехмерной геолого-гидродинамической модели с учетом данных 4D-сейсмомониторинга / Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2023. – № 5–6. – C. 14-18.

3. Grayson C.J. Decision Under Uncertainty: Drilling Decisions by Oil and Gas Operators. – Boston, MA: Harvard Business School, Division of Research, 1960.

4. Schlaifer R. Probability and Statistics for Business Decisions. – New-York, NY: McGraw-Hill Book Company Inc., 1959.

5. Brafvoid R., Bickel E., Lohne H. Value of Information in Oil and Gas Industry // SPE-110378-MS. – 2007. - https://doi.org/10.2118/110378-MS

6. Luce D., Raiffa H. Games and Decisions. – New York: John Wiley & Sons, 1957.

7. Примеры комплексного моделирования для решения различных задач в области геологии и разработки шельфовых месторождений / Т.Н. Гафаров,

Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров [и др.] // Газовая промышленность. – 2022. – № 11. – С. 14-22.

Коррозионный износ оборудования является серьезной проблемой на любом объекте нефтегазодобычи, конструкционным материалом которого служат металлы. Эффективность противодействия корозионному износу во многом определяет сроки безопасного и надежного использования оборудовании. Применение ингибиторов коррозии остается ключевым методом защиты нефтепромыслового оборудования от разрушительного воздействия коррозионных процессов. В связи с растущим вниманием к проблеме загрязнения окружающей среды значительно повышается спрос на экологически безопасные реагенты. В данной работе в качестве безопасной активной основы ингибитора разрабатывались производные имидазолина, которые характеризуются низкой токсичностью и высокой эффективностью ингибирующего действия. Наиболее простой и экологически безопасной считается однореакторная методика синтеза имидазолинов на основе карбоновых кислот и этилендиаминов, которая не требует жестких условий применения и использования растворителей. Было выявлено оптимальное соотношение сырьевых реагентов, обеспечивающее максимальную защитную способность активной основы. Из возобновляемого сырья (растительных масел) были выделены жирные кислоты, на базе которых синтезирован ряд производных имидазолина. Были исследованы защитные и низкотемпературные свойства полученных активных основ, которые показали, что наилучшие совокупные свойства демонстрирует имидазолин ИМ3, содержащий в структуре углеводородные фрагменты преимущественно рицинолевой, олеиновой и линолевой кислот. Для выбранной активной основы был проведен подбор экологически безопасных растворителей с целью обеспечения оптимальных низкотемпературных и пожаробезопасных характеристик. Требуемые низкотемпературные свойства достигнуты при массовом содержании в композиции 20 % ингибитора коррозии и 30 % изопропилового спирта диэтиленгликоля.

Список литературы

1. Oil sands emissions by extraction method: Busting myths on GHG intensity // Oil Sands magazine. - 2023. –

URL: https://www.oilsandsmagazine.com/news/2021/3/18/oil-sands-emissions-by-extraction-busting-myths-on-g...

2. A comprehensive review of thermal enhanced oil recovery: Techniques evaluation / E.M.A. Mokheimer [et al.] // Journal of Energy Resources Technology. - 2019. – V. 141 (3). - http://doi.org/10.1115/1.4041096

3. Comparing different scenarios for thermal enhanced oil recovery in fractured reservoirs using hybrid (solar-gas) steam generators. A simulation study / M.M. Yegane [et al.] // SPE-180101-MS. - 2016. - https://doi.org/10.2118/180101-MS

4. Construction of an enclosed trough EOR System in South Oman / B. Bierman [et al.] // Energy Procedia. – 2014. – V. 49. – P. 1756-1765. - https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.03.186

5. Al-Maaitah A. Utilization of the innovative A.S.C. technology for 24/7 solar enhanced oil recovery // SPE-202893-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2118/202893-MS

6. Integrating nuclear energy to oilfield operations - Two case studies / E. Robertson [et al.] // SPE-146587-MS. – 2021. - https://doi.org/10.2118/146587-MS

7. Booklet to provide basic information regarding health effects of radiation. - Ministry of the Enviroment, Government of Japan, 2022. –

URL: https://www.env.go.jp/en/chemi/rhm/basic-info/2022/index.html

8. Пат. 2756155 C1 РФ, МПК E21B 36/00. Внутрискважинный кольцевой нагреватель/ С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, В.Л. Терентьев,

А.В. Соловьев, Ю.В. Ошейко, А.Г. Вержбицкий; заявитель и патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2021105562; заявл. 04.03.2021; опубл. 28.09.2021.

9. Пат. 2756152 C1 РФ, МПК E21B 36/00. Внутрискважинный пучковый нагреватель / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, В.Л. Терентьев,

А.В. Соловьев, А.В. Авдеенков, В.В. Кетлеров; заявитель и патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2021105564; заявл. 04.03.2021; опубл. 28.09.2021.

10. Mckinney G., Report No: LA-13709-M. MCNP - A general Monte Carlo code n-particle transport code, Version 5. X-5 Monte Carlo Team, 2003.

11. Серегин А.С., Кислицына Т.С. Аннотация комплекса программ Trigex-consyst-БНАБ-90. - Обнинск: ФЭИ, 1997. - 10 с.

12. Крячко М.В., Хохлов Г.Н., Цикунов А.Г. SKIF - программа расчёта радиационных характеристик ядерного топлива // Вопросы атомной науки и техники. Серия: Ядерные константы. - 2017. - № 3. – С. 65-79.

13. Малая энергетика Севера: Проблемы и пути развития / И.Ю. Иванова [и др.]. – Новосибирск: Наука, 2022. – 187 с.

14. ANSI/ANS-6. American National Standard Neutron and Gamma-Ray Flux-to-Dose-Rate Factors, 1977.

15. Пат. 2804628 C1 РФ, МПК E21B 43/24, E21B 36/00, G21H 5/00. Способ повышения эффективности извлечения нефти с применением нагревателя на основе источников ионизирующего излучения / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, В.Л. Терентьев, А.В. Соловьев, А.В. Авдеенков, А.Г. Вержбицкий, В.В. Кетлеров, Ю.В. Ошейко, С.В. Суворов; заявитель и патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2021105584; заявл. 04.03.2021; опубл. 03.10.2023.

Моделирование процесса вытеснения нефти в системе нагнетательная скважина – нефтяная скважина является неотъемлемой частью успешной разработки месторождений. Одной из ключевых проблем моделирования процесса вытеснения, протекающего в нефтегазовом коллекторе, является включение нецелевых объектов в процесс разработки. Межпластовая флюидальная деформация возможна как по естественным геологическим причинам, так и в результате заколонной циркуляции флюида вдоль ствола скважины вследствие нарушения герметичности цементного кольца. Важным аспектом изучения гидродинамического взаимодействия скважин является определение влияния техногенных флюидальных деформаций на процесс вытеснения на текущий момент и на долгосрочную перспективу. Качественная оценка влияния включения нецелевых объектов в процесс разработки нефтегазовых месторождений позволит с высокой степенью вероятности прогнозировать объемы перемещенных запасов нефти и газа.

В статье описан экспериментальный стенд, созданный для визуализации физического процесса вытеснения флюида в пористой среде и включение вышележащей модели пласта. С целью визуализации особенностей, происходящих в системе пласт – коллектор, проведена попытка создания имитации связной гидродинамической системы нагнетательная скважина – нефтяная скважина. Представлено описание результатов, полученных на экспериментальном стенде при имитации вытеснения флюида в неоднородной среде нефтяных и газовых залежей. Экспериментальные работы на стенде проведены в рамках исследования техногенной миграции флюида при разработке нефтяных и газовых месторождений в результате включения в данный процесс нецелевых объектов. Работа является продолжением цикла оценки гидродинамического взаимодействия скважин и деформации флюидальных контактов.

Список литературы

1. Решение проблем оценки непроизводительной закачки воды в нагнетательных скважинах и эффективности ремонтно-изоляционных работ на основе гидродинамико-геофизических исследований / А.И. Ипатов, И.С. Каеков, М.В. Колесников [и др.] // Геофизика. – 2019. – № 1. – С. 41–48.

2. Пискунов А.И. Заколонные перетоки и анализ причин их появления // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2014. – № 1. – С. 141–144.

3. Булатов А.И. Главнейшая проблема строительства нефтяных и газовых скважин // Наука Кубани. – 2007. – № 1. – С. 44–50.

4. Федоров К.М., Кадочникова Л.М., Репетов С.Н. Анализ внутрискважинных перетоков жидкости при нестационарной работе скважины в слоисто-неоднородном пласте // Прикладная механика и техническая физика. – 2001. – Т. 42. – № 3 (247). – С. 84–90.

5. Аникеева Э. С. Проблема фильтрации флюида через цементный камень на газовых месторождениях с низкой проницаемостью коллектора // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2021. – № 3 (34). – С. 61–75. - https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2021-34.art5

6. Якупов, И.Я., Чиглинцева А.С. Анализ гидродинамического взаимодействия скважин на основе определения компенсационного баланса добычи и закачки на примере готерив-барремской клиноформы Приобского седиментационного бассейна // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 4. – С. 75–85. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-4-75-85

7. Стрекалов А.В. Комплекс математических моделей для проектирования и управления гидросистемами поддержания пластового давления: дис. ... д-ра техн. наук. - Тюмень, 2009.

8. Королев М.С. Разработка и исследование технико-технологических параметров регулирования систем поддержания пластового давления: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2008.

В статье рассмотрены результаты первого этапа опытно-промышленных работ, направленных на подбор и апробацию технологических решений по проведению большеобъемных многостадийных операций гидравлического разрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах доманиковых отложений. Представлена информация о ключевых факторах строительства скважин, перспективных технологиях их заканчивания и выполнения операций ГРП. Акцентировано внимание на необходимости подготовки к реализации проектов на доманиковые отложения с учетом конструкции скважины, цементирования ее горизонтальной секции, использования материалов и оборудования, отвечающих повышенным требованиям в связи с применением в агрессивной среде с большим содержанием сероводорода и углекислого газа, соблюдения требований по обеспечению сервисов заканчивания, рассчитанных на проведение работ при давлении до 105 МПа. Показаны сравнительные результаты применения методов вторичного вскрытия пластов с учетом потенциала предстоящих модификаций технологических режимов ГРП с повышением расхода закачки. На основе результатов стендовых испытаний отмечены перспектива и целесообразность проведения прострелочно-взрывных работ (ПВР) на кабеле по технологии Plug and Perf с размещением нескольких интервалов ПВР в зоне выполнения одной стадии ГРП. Отмечены существенные осложняющие технико-технологические и логистические факторы, которые следует учитывать при подготовке к реализации проектов разработки доманиковых отложений. Приведена информация об основных направлениях дальнейшей проработки технических и технологических вопросов с целью адаптации инновационных технологий. Материал, представленный в данной статье, может быть полезен широкому кругу инженеров при поиске технологических решений и путей оптимизации дизайна ГРП при разработке доманиковых отложений.

Список литературы

1. Модификация технологии проведения гидроразрыва пласта для нетрадиционных коллекторов баженовской свиты / М.И. Ишбулатов, В.О. Борцов,

В.И. Фазлутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 1. – С. 64-66. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-1-64-66

2. Эволюция развития технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти США / А.С. Огнева [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 2. – С. 24-37. - http://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-2-24-37

3. Эволюция развития технологий многостадийного гидроразрыва пласта на сланцевых объектах США / Д.В. Кашапов, А.Э. Федоров, А.В. Сергейчев,

Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 5. – С. 53-66.

4. Эволюция жидкости гидроразрыва пласта: от гуаровых систем к синтетическим геллирующим полимерам / А.П. Стабинскас, Ш.Х. Султанов, В.Ш. Мухаметшин [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2021. – Special Issue No 2. – Р. 172-181. - http://doi.org/10.5510/OGP2021SI200599

В статье рассматриваются вопросы определения показателей разработки нефтегазоконденсатных и газонефтяных залежей на этапе поиска и разведки (GreenField) в условиях недостаточности данных для проектирования. Обозначена сложность проектирования нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей в сравнении с нефтяными и газовыми, связанная с необходимостью учета целого комплекса задач, таких как прорывы газа, режимы работы, способы заканчивания, проводки скважин и стратегии очередности разработки нефти и газа. Для проектирования новых нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей предложены решения в части обоснования параметров с применением нового подхода к подбору объектов-аналогов, учитывающего качественные и количественные параметры с анализом последних по степени влияния на показатели разработки. Сформированная база аналогов ПАО «НК «Роснефть» и методика их определения, реализованная в корпоративном программном продукте, дает возможность проводить процедуру подбора в течение 15 мин, что значительно быстрее традиционного подхода к выбору аналогов вручную. Учитывая большое влияние показателей добычи нефти и газа газонефтяных и нефтегазовых залежей на объем капитальных вложений и экономическую целесообразность их ввода в разработку, существенно повышается значение этапа проектирования данного типа залежей в условиях неопределенности имеющихся данных без использования 3D гидродинамических моделей. С этой целью была сформирована методика экспресс-расчета прогнозных показателей с применением модифицированного уравнения материального баланса нефтегазоконденсатной залежи и набора характеристик вытеснения, позволяющая учесть прорывы газа к нефтяным скважинам, режимы работы, способ заканчивания и стратегию очередности разработки нефтяной оторочки и газовой шапки.

Список литературы

11. Пономарев А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 236 с.

2. Методика выбора объекта-аналога для нефтегазовой залежи по геолого-физическим характеристикам / И.С. Вологин, Р.Р. Исламов, Ф.Н. Нигматуллин [и др.] // ƒНефтяное хозяйство. ‒ 2019. ‒ № 12. ‒ С. 124–127. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-124-127

3. Повышение эффективности разработки новых нефтегазоконденсатных залежей за счет применения методики выбора объекта-аналога (часть 1) /

Э.К. Абдрахманова, Р.Р. Исламов, И.Г. Кузин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. ‒ 2022. ‒ № 7. ‒ С. 66–69.

4. Повышение эффективности разработки новых нефтегазоконденсатных залежей за счет применения методики выбора объекта-аналога (часть 2) /

Э.К. Абдрахманова, Р.Р. Исламов, И.Г. Кузин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. ‒ 2023. ‒ № 1. ‒ С. 66–69.

5. Новая методика аналитического экспресс-расчета основных показателей разработки неразрабатываемых нефтегазовых залежей для проведения многовариантных расчетов с целью комплексной оптимизации проектных решений / Р.Р. Исламов, Э.К. Абдрахманова, А.В. Ялаев [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. ‒ 2023. ‒ Вып. 3(143). ‒ С. 48–60. - https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2023-3-48-60

Вследствие ухудшения качества запасов углеводородов требуются новые способы разработки нефтяных месторождений. В статье рассмотрена система разработки месторождения на основе управления напряженно-деформированным состоянием (НДС) пласта. Данная система сочетает в себе преимущества использования горизонтальных скважин (ГС) с трещинами, ориентированными поперек горизонтального ствола, для добычи флюида, и ГС с продольной ориентацией трещин для закачки вытесняющего агента. Необходимая ориентация трещины достигается за счет управления напряженным состоянием пласта. Механизм, позволяющий управлять направлением трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП), основан на влиянии градиента порового давления на локальное НДС массива горной породы.

В работе приведен способ разворота трещины, основанный на управляемом изменении НДС пласта, определении точки и направления инициализации трещины от ствола скважины с системой перфорационных отверстий, а также на решении задачи, связанной с траекторией роста трещины ГРП. Описана методика выбора оптимальной системы разработки с учетом вариации технологических параметров. Расчет различных вариантов систем разработки был проведен в гидродинамическом симуляторе, выполнена также технико-экономическая оценка. Выбор осуществлялся с учетом максимизации коэффициента извлечения нефти (КИН) и чистой приведенной стоимости. Установлено, что КИН для системы разработки с поперечными трещинами на 9 % выше, чем для системы разработки с продольными трещинами. Рассмотрены риски, которые могут возникнуть при реализации системы разработки с поперечными трещинами. Показано, что такая система разработки демонстрирует лучшие технико-экономические показатели, чем система разработки c продольными трещинами, несмотря на повышение стоимости строительства добывающей скважины на 14 %.

Список литературы

1. Обоснование систем разработки и их технологических параметров в условиях освоения трудноизвлекаемых запасов / М.М. Хасанов, А.М. Шагиахметов, Д.Е. Осадчий, В.А. Смирнов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 39-43. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-39-43

2. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.И. Федоров,

А.Р. Давлетова, А.В. Колонских, К.В. Торопов // Научно-технический вестник «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 25–29.

3. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки / В.В. Мальцев, Р.Н. Асмандияров, В.А. Байков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – C. 70-74.

4. Латыпов И.Д., Федоров А.И., Никитин А.Н. Исследование явления переориентации азимута трещины повторного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 74-78.

5. Выбор оптимальной системы разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского лицензионного участка Приобского месторождения / Д.Ю. Капишев, М.Р. Рахимов, А.А. Мироненко [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7. – С. 62–65. - https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-7-62-65

6. Модификация системы разработки ТРИЗ на основе управления напряженным состоянием пласта / Р.Р. Муртазин, А.И. Федоров, П.Д. Савченко,

Д.Р. Мулюков // SPE-196998-RU. – 2019. - https://doi.org/10.2118/196998-MS

7. Федоров А.И., Давлетова А.Р. Симулятор напряженного состояния пласта для определения направления развития трещин // Геофизические исследования. – 2014. – T. 15. – № 1. – С. 15-26.

8. Федоров А.И., Мулюков Д.Р. Расчет направления инициирования трещин ГРП в скважине с системой перфорации // Нефтегазовое дело. – 2023. –

№ 2. – С. 54-57. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-2-114-126

9. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев,

Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 84-98.

10. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62-65.

11. Бадыков И.Х., Байков В.А., Борщук О.С. Программный комплекс «РН-КИМ» как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов // Недропользование XXI век. – 2015. – № 4. – С. 96-103.

12. Мулюков Д.Р., Федоров А.И. Анализ направления развития трещин гидроразрыва пласта в системе разработки трудноизвлекаемых запасов на основе управления напряженным состоянием пласта // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 1. – С. 54-59. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-1-54-59

Проблемы, возникающие при моделировании многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в неоднородных коллекторах, являются широко обсуждаемой темой. Существующие инструменты для моделирования, такие как 3D гидродинамические модели (ГДМ), требуют больших затрат времени и ресурсов. Чтобы их снизить, был разработан метод, позволяющий свести трехмерную задачу к одномерной с помощью уравнения эйконала. Способ решения уравнения пьезороводности диффузионно-временным методом (DTOF - diffusive time of flight) был разработан и запатентован в США в 2015 г. Согласно данному патенту основной целью создания метода является эффективный выбор дизайна МГРП для горизонтальной скважины (ГС) в низкопроницаемых и неоднородных по площади коллекторах. На практике оценка объема дренирования в неоднородных, низкопроницаемых коллекторах - сложная задача, которая в настоящее время решается с помощью 3D ГДМ из-за невозможности использования аналитических методов. ГДМ представляет собой построение компьютерной геологической модели со всеми ее особенностями, т.е. создание приближенной модели продуктивного пласта, включающей распространение статических свойств (пористости, проницаемости и др.), определенных по скважинным данным, на всю область модели и расчет динамических свойств, в том числе дебита нефти. В данной работе рассматривается применение метода DTOF при интеллектуальном анализе данных и решении уравнения пьезороводности для учета неоднородных свойств коллектора, а также задача параметризации путем применения подходов параметризации. Кроме того, построен алгоритм решений на основе метода DTOF и одного из подходов параметризации для автоматизированной адаптации к историческим показателям добычи.

Список литературы

1. Асимптотические методы в теории волн / Составитель: Н.Д. Миловский. – Нижний Новгород: Нижегородский гос. университет, 2014. – 138 с.

2. Fatemi E., Engquist B., Osher S. Numerical Solution of the high frequency asymptotic expansion for the scalar wave equation // Journal of computational physics. – 1995. – V. 120. – Р. 145–155. - http://doi.org/10.1006/jcph.1995.1154

3. Pat. US9790770B2. Determining performance data for hydrocarbon reservoirs using diffusive time of flight as the spatal coronate / M.J. King, A. Datta-Gupta,

Yanbin Zhang.

4. Kulkarni K.N. A Streamline Approach for Integrating Transient Pressure Data into High Resolution Reservoir Models // SPE-65120-MS. – 2000. - https://doi.org/10.2118/65120-MS

5. https://pythonhosted.org/scikit-fmm/

6. Heriot Watt: Reservoir engineering book. Chapter 10.

7. Hastie T., Tibshirani R., Friedman J. The Elements of Statistical Learning. – Springer, 2008.

8. Еремян Г.А. Выбор целевой функции для решения задачи автоадаптации геолого-гидродинамической модели: дисс. ... канд. техн. наук. – Томск, 2022.

9. Hansen N., Müller S.D., Koumoutsakos P. Reducing the Time Complexity of the Derandomized Evolution Strategy with Covariance Matrix Adaptation (CMA-ES) // Evol. Comput. – 2003. – V. 11. – P. 1–18. - http://doi.org/10.1162/106365603321828970

Проведен анализ результатов лабораторных исследований фильтрации жидкости в условиях принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины. Разработан метод расчета дебита жидкости (нефти) на базе анализа исходных данных с учетом фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и условий эксплуатации пластов месторождений ООО УК «Шешмаойл». Были приняты следующие допущения фильтрационной модели: пласт рассматривается в однородном цилиндрическом приближении; раздельная фильтрация нефти и воды; вязкость газированной нефти постоянна; фильтрация газа происходит при любой газонасыщенности. Определено, что фильтрационная модель дает заниженные результаты по сравнению с моделью линейного притока, причем фактический дебит жидкости 2,5 м³/сут при забойном давлении 1,15 МПа согласуется с формулой линейного притока и превышает прогноз по фильтрационной модели (1,9 м³/сут). Расхождение между расчетными и промысловыми данными может быть связано с неточностью определения эксплуатационных параметров пласта (пластового давления, дебита), а также изменением ФЕС пластов (пластового давления, продуктивности, обводненности продукции) в процессе эксплуатации, например, за счет взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин. Установлено, что радиус разгазирования нефти (радиус начала выделения газа из нефти) соответствует ближней к скважине (прискважинной) области пласта: при снижении забойного давления на 100–10 %, по сравнению с давлением насыщения, радиус разгазирования увеличивается от 0,1 до 1 м. Откачка газа из затрубного пространства скважины и/или вакуумирование положительно влияют как на снижение газосодержания на приеме насоса, так и на откачку газа из прискважинной зоны пласта и предупреждают эффекта Жамена. Тот факт, что для скважин, работающих с комплексами по откачке газа в условиях предельно низких забойных давлений отмечается устойчивая работа нефтенасыщенных пластов, позволяет предположить, что откачка газа из пласта допустима, поскольку весь процесс происходит в прискважинной зоне в радиусе до 1 м и в условиях небольшого газового фактора эффект Жамена не будет настолько критичен.

Список литературы

1. Oil production stimulation by creating a vacuum in the annular space of the well / A.A. Isaev, R.Sh. Takhautdinov, V.I. Malykhin, A.A. Sharifullin // SPE-198401-MS. – 2019. - https://doi.org/10.2118/198401-MS

2. Фильтрационные исследования влияния забойного давления на фазовую проницаемость для нефти и вязкость нефти при частичном разгазировании / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 16–20. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-16-20

В статье рассматривается влияние гистерезисных явлений на технологический процесс добычи нефти и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). Поиски причинно-следственной связи потерь нефти в процессе добычи являются предметом фундаментальных научных изысканий, лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний. На конкретных примерах показано негативное воздействие петли гистерезиса, встречаемой на различных стадиях процесса нефтегазодобычи, на изменение показателей эффективности разработки.

Гистерезисные явления приводят к необходимости пересмотра методов решения основных задач гидродинамического моделирования и анализа динамических систем, поскольку они могут радикально повлиять на традиционные выводы и практические рекомендации.

При установившемся режиме фильтрации фазовые перемещения совершают всевозможные колебания в окрестности неустойчивого положения равновесия, обусловленные в первую очередь необратимыми гистерезисными явлениями и скачками управляющих параметров процесса.

Предполагается, что первопричина гистерезисных явлений в процессе фильтрации многофазной жидкости – форсированный отбор с применением высоких перепадов давления, запредельная нагрузка – разгрузка на горные породы при проведении геолого-технических мероприятий, неустойчивость фронта вытеснения нефти водой и другие технологические и техногенные факторы или нарушения. Как следствие, из-за необратимого изменения проницаемости и пористости, капиллярного удержания нефти в гидрофильных пористых средах, бифуркаций в зоне неустойчивости контакта нефти, воды и газа в процессе многофазной фильтрации, образуются застойные и слабодренируемые участки, что не позволяет достичь проектных показателей, в том числе конечных КИН, коэффициентов извлечения газа (КИГ) и конденсата (КИК).

В статье предлагаются теоретические и практические решения ряда задач, предотвращающие негативное влияние необратимых гистерезисных явлений. Реализация разработанных практических рекомендаций и новых путей решения направлена на существенное снижение потерь конечных КИН, КИГ, КИК.

Список литературы

1. Killough J.E. Reservoir simulation with history-dependent saturation functions // SPE-5106-PA. – 1976. - https://doi.org/10.2118/5106-PA

2. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 406 с.

3. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. – М.: Недра, 1974. – 191 с.

4. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands // SPE-942107-G. – 1942. – https://doi.org/10.2118/942107-G

5. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2019. –

№ 1. – С. 44–49. –https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-1-44-49

6. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Аббасов Э.М. Синергетические эффекты при системном воздействии на залежь термореохимическими методами // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 11. – С. 61–65.

7. Шахвердиев А.Х. Еще раз о нефтеотдаче // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 44–48.

8. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В. Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 104–109. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-11-104-109

9. Интегративная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой генерации газа / А.Х. Шахвердиев, Г.М. Панахов, Э.М. Аббасов [и др.] //

Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С. 76–80.

10. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2004. – 452 с.

11. Shestopalov Y., Shakhverdiev A. Qualitative theory of two-dimensional polynomial dynamical systems // Symmetry. – 2021. – Т. 13. – № 10. – https://doi.org/10.3390/sym13101884

12. Шахвердиев А.Х. Оптимизация системы поддержания пластового давления при заводнении залежей // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 3. – С. 42–44.

13. Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2 / А.Х. Шахвердиев, Г.М. Панахов, Э.М. Аббасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 90–95.

14. Инновационная технология извлечения остаточных запасов углеводородов внутрипластовой генерацией диоксида углерода / А.Х. Шахвердиев,

Г.М. Панахов, Э.М. Аббасов [et al.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 44–47.

15. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. –

2007. – № 12. – С. 54–58.

16. Шахвердиев А.Х. Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – C. 58–63. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-2-58-63

17. Shakhverdiev A. Kh., Shestopalov Yu.V. Qualitative analysis of quadratic polynomial dynamical systems associated with / the modeling and monitoring of oil fields // Lobachevskii Journal of Mathematics. – 2019. – Т. 40. – № 10. – С. 1695–1710. – DOI: 10.1134/S1995080219100226

18. Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения / А.Х. Шахвердиев, Ю.В. Шестопалов, И.Э. Мандрик, С.В. Арефьев // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 118–123. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12- 118-123

19. Shestopalov Y.V., Shakhverdiev A.Kh., Arefiev C.V. Bifurcation Associated with Three-Phase Polynomial Dynamical Systems and Complete Description of Symmetry Relation Using Discriminant Criterion. – 2023. – V. 16 (1). – No. 14. – https://doi.org/10.3390/sym16010014

20. Effect of surfactant on volume and pressure of generated CO2 gas / S.I. Bakhtiyarov, A.K. Shakhverdiyev, G.M. Panakhov, E.M. Abbasov // SPE 106902-MS. – 2007. – https://doi.org/10.2523/106902-MS

21. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти / Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 76–79.

22. Polymer/surfactant effects on generated volume and pressure of CO2 in EOR technology / S.I. Bakhtiyarov, G.M. Panakhov, A.Kh. Shakhverdiyev, E.M. Abbasov // Proceedings of the 5th Joint ASME/JSME Fluids Engineering Summer Conference, FEDSM 2007, 1 SYMPOSIA (PART B). – 2007. - P. 1583–1589. –

DOI: https://doi.org/10.1115/FEDSM2007-37100

23. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В., Давыдов А.В. Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 4. – С. 38–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-38-43

24. Optimization of reservoir waterflooding with unstable displacement front / A.Kh. Shakhverdiev, Y.V. Shestopalov, I.E. Mandrik, S.V. Arefyev / ANAS Transactions, Earth Sciences 2–2023. – Р. 64–78. – https://doi.org/10.33677/ggianas20230200103

25. О включении высокообводненных запасов недонасыщенных нефтью коллекторов в категорию трудноизвлекаемых / А.Х. Шахвердиев, С.В. Арефьев, А.С. Поздышев, Р.Р. Ильязов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 34–39. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-34-39

26. Shestopalov Yu.V., Shakhverdiev A.Kh. Three-Phase Dynamical Systems and Their Applications to Monitoring for the Development of Hydrocarbon Fields // Lobachevskii Journal of Mathematics. – 2023. – V. 44. – No. 11. – Р. 379–389. - https://doi.org/10.1134/S1995080223110306

Полиакриламид (ПАА) – один из самых широко используемых полимеров в нефтепромысловой практике. Среди недостатков его применения можно отметить сложность приготовления качественных водных растворов ПАА непосредственно в условиях месторождений. Растворение ПАА в воде существенно затрудняется из-за его склонности к образованию комков после соприкосновения с водой, которые не растворяются даже после многочасового перемешивания. В производственных условиях процесс приготовления водных растворов ПАА осложняется низкими температурами, применением неспециализированного оборудования, обычно мешалок малой производительности, влиянием человеческого фактора. Авторами разработана новая оригинальная технология приготовления водных растворов ПАА, поставляемого в твердой порошкообразной форме. Технология предполагает предварительную пропитку порошка ПАА гидрофобизирующей углеводородной жидкостью, что предотвращает образование слипшихся комков. При этом скорость и объемы введения порошкообразной формы ППА в воду становятся не критичными. Разработанная технология гарантирует качество приготовления водных растворов ПАА, отличается простотой, существенно снижает уровень рисков, связанных с квалификацией персонала, применяемым оборудованием, климатическими условиями. Проведенные в рамках работы лабораторные исследования показали, что приготовление водных растворов ПАА по новой технологии не ухудшает их реологические параметры относительно растворов, качественно приготовленных стандартным способом. Промысловые испытания на нефтяных месторождениях Удмуртской республики подтвердили эффективность предлагаемой технологии. Испытания проведены при выполнении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в добывающих скважинах некоторых месторождений ПАО «Удмуртнефть им. В.И. Кудинова» для изоляции выработанных и обводнившихся интервалов пласта с целью повышения эффективности применяемого цементного раствора. При проведении данных РИР выполняется предварительная закачка полимерного состава на основе ПАА для создания гелевого экрана перед закачкой цементного раствора.

Список литературы

1. РД-39-3-36-77. Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода воздействия на пласт водой, загушенной полимерами. – М.: Министерство нефтяной промышленности СССР, 1976.

2. Анализ эффективности применения заводнения нефтеносных пластов на основе водорастворимого полиакриламида и предварительно сшитых полиакриламидных частиц / Ю.А. Кетова, Б. Бай, А.Л. Казанцев, С.В. Галкин // Вестник Пермского научно-исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – Т. 19. – № 3. – C. 251-262. - http://doi.org/10.15593/2224-9923/2019.3.5

3. Пат. 2315786 РФ, МПК C08J 7/04. Растворимые в воде полимеры с улучшенными показателями растворимости, их получение и применение / Н. Штайнер, Г. Херт, К. Циммерман, Х. Якоб, Р. Овердик; патентообладатель «Штокхаузен ГмбХ» (De); № 2005134323/04: заявл. 06.04.2004: опубл. 27.06.2006.

4. А.с. 1645278. СССР, МПК С09К7/00. Способ приготовления водного раствора полиакриламида для получения буровых растворов и составов для изоляционных работ в скважине / С.В. Усов [и др.]; № 4473253/03: заявл. 18.03.1988; опубл. 30.04.1991.

В статье рассмотрена возможность компьютерного моделирования процесса флотации в программном обеспечении (ПО) Ansys Fluent. Флотация является одним из основных методов очистки воды от нефтепродуктов и механических примесей. Она позволяет достичь более высокой степени очистки в сравнении с другими методами. Для оценки экономической целесообразности его применения как способа очистки подтоварной воды выбрано месторождение, для которого рассмотрены три варианта подготовки воды: гравитационный метод и флотация c использованием в качестве рабочих агентов воздуха и нефтяного газа. Разработаны схемы подготовки воды на объекте с превышением нефтесодержания в подготовленной воде. Моделирование процесса флотации в специализированном ПО позволяет учесть множество параметров, влияющих на эффективность процесса, таких как скорость подачи рабочего агента, концентрация реагентов и др. Разработана модель, описывающая процесс разделения фаз во флотаторе при подготовке воды до нормативных показателей по остаточному содержанию нефтепродуктов и механических примесей с последующей закачкой в пласт. Модель позволяет симулировать процесс флотации с большой точностью, оптимизируя условия работы флотатора и улучшая качество очищения воды. Использование компьютерного моделирования в процессе обработки воды имеет ряд преимуществ, таких как сокращение времени и затрат на опытные испытания, возможность эффективного анализа и оптимизации процесса, а также улучшение качества подготовки воды. Таким образом, созданная модель является важным инструментом для разработки и оптимизации процесса подготовки воды, поскольку позволяет достичь требуемых нормативов по содержанию нефтепродуктов и механических примесей в воде перед ее закачкой в пласт. Полученные результаты могут быть использованы для принятия решений о внедрении новых технологий очистки подтоварной воды на объектах добычи нефти, что даст возможность повысить эффективность производства нефтегазовых компаний и снизить металлоемкость оборудования в условиях увеличения обводненности скважин.

Список литературы

1. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104.

2. Шевелев Т.Г. Технологические процессы сбора и подготовки нефти и газа. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008.

3. Ansys Fluent: Решения для вычислительного моделирования течений и теплообмена. – https://www.ansys.com/products/fluids/ansys-fluent

4. Самарский А.А., Михайлов А.П. Математическое моделирование: Идеи. Методы. Примеры. – М.: Физматлит, 2001. – 320 с.

5. Алексеев Д.В., Николаев Н.А., Лаптев А.Г. Комплексная очистка стоков промышленных предприятий методом струйной флотации. – Казань: КГТУ, 2005. – 156 с.

6. Гуреев А.А. Разделение водонефтяных эмульсий. – М.: Химия, 2002. – 168 с.

7. Глембоцкий В.А., Классен В.И. Флотация. – М.: Недра, 1973. – 304 с.

8. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. – М.: Наука, 1987. – 360 с.

В статье показана возможность управления ресурсом резервуара морского терминала за счет регулирования интенсивности циклического нагружения на примере работы двух резервуаров морского терминала нефти. Сопоставлены различные варианты технологических режимов и рассчитаны соответствующие им уровни циклического нагружения для двух вертикальных стальных резервуаров с плавающей крышей (РВСПК) 100 000 м³. Для рассчитанных уровней циклического нагружения определены сроки достижения предельного состояния по критерию накопления усталости и образования усталостной трещины, что в свою очередь может быть применимо для ограничения сроков эксплуатации резервуара или изменения его режима работы.

Выполнена оценка напряженного-деформированного состояния участка стенки с возможной аномалией при различных уровнях налива для разных вариантов циклической работы резервуаров. Для рассчитанных уровней циклического нагружения резервуаров и с учетом напряженно-деформированного состояния участка стенки с аномалией определены сроки достижения предельного состояния по критерию накопления усталости и образования усталостной трещины в данной аномалии.

Показано, что ресурс резервуара может существенно изменяться в зависимости от выбранного режима нагружения и соответствующего ему уровня циклической нагрузки. Снижение числа циклов нагружения одного резервуара может быть выполнено за счет повышения числа циклов нагружения другого резервуара в рамках одного резервуарного парка. Указанное изменение режима работы резервуаров не приведет к снижению производительности всего резервуарного парка, однако может значительно замедлить накопление усталости в резервуаре, для которого выполняется снижение числа циклов.

Выполненные расчеты и моделирование показывают возможность управления ресурсом резервуара по критерию малоцикловой усталости в широком диапазоне за счет изменения уровня циклической работы резервуара.

Список литературы

1. Каравайченко М.Г. Прочность и живучесть резервуаров. – СПб: Наукоемкие технологии, 2023. – 524 с.

2. Никиреев В.М., Вомпе Г.А., Ритчик Г.А. Малоцикловая усталость вертикальных монтажных соединений стенок резервуаров для нефти / Исследование технологии изготовления и монтажа резервуаров и трубопроводов. – М.: ВНИИМонтажспецстрой, 1986. – С. 52-58.

3. Самигуллин Г.Х., Лягова А.А., Дмитриева А.С. Безаварийная эксплуатация резервуаров, оценка напряженно-деформированного состояния стального цилиндрического резервуара с дефектом типа «трещина» с использованием ПК ANSYS // Neftegaz.RU. – 2017. – № 12 (72). – С. 14-17.

4. Герасименко А.А., Самигуллин Г.Х. Оценка остаточного ресурса стального вертикального резервуара по критерию малоцикловой усталости металла в условиях двухосного нагружения // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2016. – № 1. – С. 33-36.

5. Методика количественной оценки параметров цикличности работы резервуаров большого единичного объема морских терминалов / Н.Н. Горбань, Г.Г. Васильев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 102-107. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-102-107

6. Горбань Н.Н. Разработка методики мониторинга малоцикловой усталости в локальных геометрических дефектах стенки резервуаров морских терминалов нефти: дисс. ... канд. техн. наук. – М., 2021.

7. Оценка напряженно-деформированного состояния стального цилиндрического резервуара с учетом эксплуатационных нагрузок / С.М. Мансурова,

Р.Р. Тляшева, А.В. Ивакин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2014. – № 1. – C. 329-344. - https://doi.org/10.17122/ogbus-2014-1-329-344.

В настоящее время на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии широко используются толстостенные трубопроводы из жаропрочных хромистых сталей. Эти стали характеризуются достаточно высокой теплопроводностью и релаксационной способностью, сравнительно низким относительным коэффициентом линейного расширения, длительной термической стабильностью при рабочих температурах эксплуатации и возможностью изменения механических свойств в широких пределах с помощью термической обработки.

Склонность к воздушной закалке и фазовые превращения мартенситного характера существенно усложняют технологический процесс изготовления сварных изделий.

Неблагоприятная реакция на термодеформационный цикл сварки, выражающаяся в образовании закалочных неравновесных структур в этих прослойках, влияет на эксплуатационную надежность сварных конструкций, снижая трещиностойкость, ограничивая деформационную способность и повышая склонность к хрупким разрушениям. Одной из причин разрушений в области сварных соединений таких трубопроводов может стать наличие в них более твердых и хрупких участков металла склонных к образованию дефектов. Неоднородность структуры таких сварных соединений создает концентрацию дополнительных остаточных напряжений, приводит к снижению технологической прочности.

Использование полуавтоматической сварки в среде СО₂ обеспечивает получение достаточно качественных сварных соединений. В процессе сварки капельный перенос металла переходит в струйный, что позволяет увеличить производительность сварки и уменьшить разбрызгивание металла. Смесь аргона Аr с 20%-м углекислым газом СО₂ также применяют при сварке малоуглеродистых и низколегированных сталей.

В работе исследовались различные режимы сварки жаропрочной хромистой стали 15Х5М с целью подбора оптимального. Проведен металлографический анализ исследуемых образцов, выявлены изменения значения микротвердости сварного соединения в зоне термического влияния и сварного шва.

Список литературы

1. Кремчеева Д.А., Кремчеев Э.А. Сварка магистральных трубопроводов// Современные инновации. – 2016. – № 5 (7). – С. 7-10.

2. Using friction welding for producing heat exchanger equipment from martensitic 15KH5M steel / D.S. Mulikov, R.G. Rizvanov, D.V Karetnikov., A.M. Fayrushin // Welding International. – 2017. – V. 31. – No 3. – P. 247-250. - http://doi.org/10.1080/09507116.2016.1243756

3. Халимов А.Г., Ибрагимов И.Г., Халимов А.А. Работоспособность сварного оборудования из жаропрочных хромистых сталей. – СПб.: Недра, 2008. – 412 с.

4. Халимов А.А., Жаpинова Н.В. Оптимизация технологии высокотемпеpатуpной теpмической обpаботки сваpных соединений из хpомистых жаpопpочных сталей // Технология машиностроения. – 2009. – № 10. – С. 19-25.

5. 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

6. Зорин Е.Е., Пирожков В.Г., Зорин Н.Е. Оперативная диагностика состояния металла сварных конструкций (в процессе длительной эксплуатации) // Нефть, газ и бизнес. – 2009. – № 7-8. – С. 67-73.

7. Определение влияния механической неоднородности на напряженно-деформированное состояние сварного соединения с трещиноподобным дефектом / М.З. Ямилев, Е.А. Тигулев, Т.И. Безымянников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – Т. 12. – № 3. – С. 277-283. - https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-277-283

8. Зорин Е.Е., Студенов Е.П. Влияние сложного напряженно-деформированного состояния на физико-механические характеристики трубных сталей // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 133-135. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-133-135

9. Зорин Н.Е., Зорин Е.Е. Современные материалы. Низколегированные и высокопрочные конструкционные стали нефтегазового сортамента и технология их сварки. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – 68 c.

10. Сварка нагревателей из стали Х5М / С.Н. Левицкий, В.Н. Тимофеев, Н.Б. Лукодьянов, Л.Н. Тайц // Сварочное производство. – 1966. – № 7. – C. 28-29.

11. Fairushin A.M., Kinev S.A., Zaripov M.Z. Effect of vibration treatment during welding on technological strength of chromium martensitic steel P91 // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. Krasnoyarsk Science and Technology City Hall. – Krasnoyarsk, 2021. – P. 12178. - https://doi.org/10.1088/1757-899X/1047/1/012178

12. Ресурсосберегающая технология изготовления и ремонта нефтегазохимического оборудования из жаропрочных хромистых сталей /А.Г. Халимов,

Р.С. Зайнуллин, А.А. Халимов [и др.] // Нефтегазовое дело. –2003. – Т. 1. – C. 279-289.

13. Обеспечение технологической прочности сварных соединений из мартенситных хромистых сталей типа 15Х5М / А.А. Халимов, Н.В. Жаринова, А.Г. Халимов, А.М. Файрушин // Нефтегазовое дело. – 2012. – Т. 10. – № 3. – С. 102-108.

14. Исследование напряженного состояния механически неоднородных сварных соединений магистральных трубопроводов с поверхностным трещиноподобным дефектом / Е.А. Тигулев, И.Ф. Кантемиров, А.А. Распопов, М.З. Ямилев // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 5. – С. 122-126.

15. Файрушин А.М., Тукаев Р.Ф., Аллабердин И.З. Исследование структуры, механохимических характеристик и формы сварного шва, выполненного лазерной сваркой // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 6. – С. 130-136. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-6-130-136

16. Tokarev A.S., Karetnikov D.V., Fairushin A.M. Evaluation of vibration treatment effect on mechanical properties of welded joints of steel pipes 5CRMO16// IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. International Science and Technology Conference «Earth Science» – Chapter 2. – 2021. – P. 032048. - https://doi.org/10.1088/1755-1315/666/3/032048

17. Микротвердомер ПМТ- 3М. - https://www.lomo.ru/production/grazhdanskogo-naznacheniya/mikroskopy/mikroskopy-tekhnicheskie/pmt-3m/

Структура мировых запасов нефти и газа постоянно меняется: доля экологически чистого легко извлекаемого сырья сокращается, что требует значительного увеличения инвестиций и проведения специальных научных исследований, включая экономические и управленческие. В статье рассмотрены актуальные аспекты развития нефтегазовых многокомпонентных месторождений с соответствующими разработками и предложениями, что актуально при увеличении числа таких залежей в обороте мировых и российских природных ископаемых ресурсов. Изучены актуальные вопросы эффективного менеджмента национального, отраслевого и регионального развития нефтегазовой промышленности с учетом особенностей освоения месторождений и состава ископаемого сырья.

Рассматривается возможность формирования Каспийского территориального нефтегазового кластера в связи с его географическим расположением в начале российской части международного транспортного коридора «Север – Юг», наличием эксплуатируемых разведанных и перспективных месторождений на суше и на море, многочисленных добывающих, перерабатывающих и прочих соответствующих структур, что подтверждает целесообразность территориальной координации и перспективно для повышения эффективности работы.

Определены группы рисков и разработаны рекомендации по управлению ими на основе систематизации экономико-управленческих проблем развития месторождений многокомпонентного сырья, а также предложены организационно-экономические меры по эффективному освоению залежей в целом, что обеспечивает универсализацию менеджмента развития и функционирования.

Рекомендуется использовать в нефтегазовой промышленности государственное комплексное стимулирование инвестиций, в том числе в вышеперечисленные объекты, в сочетании с государственным содействием инновациям, как одновременное употребление всех возможных механизмов поддержки при формировании условий, в которых применение стимулирования возможно исключительно при эффективном функционировании и развитии.

Список литературы

1. Применение моделей денежных потоков для инвестиционного финансирования в газовой отрасли / С.К. Семенов, С.М. Пермин, О.В. Комарова [и др.] // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2010. – № 8. – С. 10-12.

2. Бехтерева Е.В. Управление инвестициями. – М.: ГроссМедиа, РОСБУХ, 2008. – 101 с.

3. Инвестиции и экономика промышленной разработки газовых серосодержащих месторождений / С.К. Семенов, С.М. Пермин, В.В. Соселия [и др.] // Газовая промышленность. – 2011. – № 8. – С. 15–16.