Март 2020



Читайте в номере:
   * Губкинскому университету - 90 лет
   03'2020 (выпуск 1157)

Уважаемые подписчики "бумажной версии" журнала!
Очередные экземпляры номеров будут рассылаться 
по окончании карантина в Москва и Московской области.



Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Губкинскому университету - 90 лет!


В.Г. Мартынов, д.э.н., В.Н. Кошелев, А.С. Лопатин, д.т.н., В.С. Шейнбаум, к.т.н..х.н. (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Следуя заветам Ивана Михайловича Губкина


Читать статью Читать статью



Информационные технологии

519.87:622.243.2
В.Г. Мартынов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.э.н., А.С. Оганов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., В.С. Шейнбаум (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.т.н.

Цифровые образовательные технологии в обучении студентов Губкинского университета

Ключевые слова: цифровизация, образовательные технологии, работа в команде, бурение горизонтальных скважин, геонавигация, морское бурение

Губкинский университет в процессе цифровизации образования всегда был в числе передовых вузов страны. В 2007 г. университет получил государственную субсидию на реализацию инновационного проекта по разработке и внедрению технологии междисциплинарного обучения студентов в виртуальной среде их будущей профессиональной деятельности.

В статье представлен первый опыт применения технологии междисциплинарного деятельностного обучения студентов и специалистов, повышающих квалификацию, в виртуальной среде инженерной деятельности – при бурении виртуальной горизонтальной скважины на виртуальном нефтяном месторождении. Данная инновационная технология разработана в Губкинском университете и отмечена в 2015 г. премией Правительства Российской Федерации в области образования. Новые возможности ее использования при подготовке специалистов в области геонавигации при бурении горизонтальных нефтяных и газовых скважин появились в университете благодаря созданию в вузе нового инфраструктурного объекта – Центра морского бурения ПАО «НК «Роснефть». Программно-аппаратный комплекс центра позволяет осуществлять дистанционное геолого-технологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин на суше и море. Контроль профиля ствола скважины, формируемого в процессе бурения, и управление им в геонавигации выполняет команда специалистов, включающая буровика-технолога, геолога, геофизика и петрофизика. В междисциплинарном тренинге по геонавигации виртуальной скважины, представленном в статье, эту команду представляют  четыре группы студентов соответствующих кафедр университета, по 3-4 человека в каждой.

Список литературы

1. Мартынов В.Г. Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина // Федеральный справочник. Образование в России. Т. 8 / Центр стратегического партнерства. – М.: НП «Центр стратегического партнерства», 2011. – С. 59–61.

2. Владимиров А.И., Шейнбаум В.С. Подготовка специалистов в виртуальной среде профессиональной деятельности – веление времени // Высшее образование сегодня. – 2007. – № 7. – С. 2–6.

3. Мартынов В.Г., Пятибратов П.В., Шейнбаум В.С. Развитие инновационной образовательной технологии обучения студентов в виртуальной среде профессиональной деятельности// Высшее образование сегодня. – 2012. – № 5. – С. 4–8.

4. Морозов О., Овчинников А. Геологическое сопровождение бурения online. Горизонтальные скважины на Приразломном – под контролем // Offshore (Russia). – 2015. – Август. – С. 52–56. – www.offshore-mag.ru/pics/52-57-well1-am-k.pdf

5. Оганов А.С., Живов П.Н. Научно-методические решения по автоматизированному управлению траекторией ствола направленной скважины // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2010. – № 3. – С. 38–42.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-9-13

Читать статью Читать статью



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.6Пр.М
Л.Н. Назарова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., Д.С. Скоров (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; ООО «ПЕТЕК»)

Комплексная технология воздействия на керогенсодержащие пласты баженовской свиты

Ключевые слова: баженовская свита, электронагревательный кабель, закачка CO2, технология парогравитационного воздествия (Huff-n-Puff)

Особое внимание как в России, так и в мире уделяется разработке месторождений с нетрадиционными ресурсами нефти, к которым относятся керогенсодержащие пласты баженовской свиты, распространенные на площади более 1 млн км2. По разным оценкам, потенциал баженовской свиты составляет до 100 млрд т, не учитывая углеводородный ресурс керогена. Разработка таких месторождений осложнена целым рядом факторов: неоднородным геологическим строением, низкой проницаемостью, аномально высокими пластовыми давлениями и температурами, содержанием твердого органического вещества. С учетом высокой степени обогащенности керогеном (по разным оценкам – до 28 %), неравномерности его распределения в объеме разработка пластов баженовской свиты должна существенно отличаться от традиционной. Наряду с существующими подходами, такими как, например, многостадийный гидроразрыв пласта или термогазовое воздействие, в статье предложена и опробована с использованием гидродинамического симулятора CMG STARS технология разработки баженовской свиты, предполагающая комплексное воздействие на пласт. Применение предложенного метода состоит из двух этапов. На первом этапе осуществляется нагрев пласта электрическим кабелем, спущенным в горизонтальную скважину, с целью создания первичной системы взаимосвязанных микротрещин в керогеновой матрице для повышения приемистости. Кроме того, нагрев приводит к началу термического преобразования керогена. На втором этапе реализуется циклическая закачка СО2 по технологии Huff-n-Puff в следующем режиме: закачка – выдержка – отбор. По результатам расчетов накопленные добыча нефти и закачка газа в поверхностных условиях после чуть более 2 лет реализации технологии Huff-n-Puff составили соответственно 10,2 тыс. м3 и 2,03 млн м3. Накопленная добыча СО2 в периоды отбора продукции – 622 тыс. м3, или 31 % накопленной закачки.

Список литературы

1. Щеколдин К.А. Обоснование технологических режимов термогазового воздействия на залежи баженовской свиты: дис. канд. техн. наук. – М., 2016. –  105 с.

2. Экспериментальная оценка количества образующейся нефти при низкотемпературном пиролизе керогеносодержащей породы / Е.А. Никитина, А.Н. Кузьмичев, С.А. Чаруев, С.И. Толоконский // Нефтяное хозяйство. – 2017. –  № 12. – С. 132–134.

3. Численная оценка эффективности влажного горения термогазового воздействия на двумерной модели / А.М. Шахмаев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2018. – № 2. – С. 47–50.

4. Морариу Д., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – № 1. – С. 13.

5. Исследование гидротермального воздействия на породу баженовской свиты / В.Н. Хлебников [и др.] // Башкирский химический журнал. – 2011. – № 4. – С. 182–187.

6. Simulation Study of CO2 Huff-n-Puff Process in Bakken Tight Oil Reservoirs / W. Yu [et al.] // SPE-169575-MS. – 2014.

7. Enhanced Oil Recovery in Liquid-Rich Oil Shale Reservoirs: Laboratory to Field / N. Alharty [et al.] // SPE-175034-PA. – 2015.

8. Formation of the thermobitumen from oil shale by low-temperature pyrolysis in an autoclave / L. Tiika [et al.] // Oil shale. – 2007. – № 4. – С. 535–546.

9. Thermal Damage and the Evolution of Crack Connectivity and Permeability in Ultra-Low Permeability Rocks / G.M. Keaney [et al.] // 6th North America Rock Mechanics Symposium (NARMS): Rock Mechanics Across Borders and Disciplines. – Houston, Texas, USA. – 2004.

10. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты / Р.А. Хамидуллин [и др.] // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. – 2013. – № 5. – С. 57–64.

11. Прибылов А.А., Скибицкая Н.А., Зекель Л.А. Сорбция метана, этана, пропана, бутана, диоксида углерода и азота на керогене // Журнал физической химии. – 2014. – № 6. – С. 1043–1051.

12. Лифшиц С.Х., Чалая О.Н. Возможный механизм образования нефти в потоке сверхкритического флюида на примере диоксида углерода // Сверхкритические Флюиды: Теория и Практика. – 2010. – № 2. – С. 45–55.

13. Численная реализация механизма термогазового воздействия на двумерной модели / А.М. Шахмаев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2018. – № 1 (61). – С. 39–45.

14. Моделирование термических методов разработки залежей баженовской свиты / А.А. Ерофеев [и др.] // SPE-182131-RU. – 2016.

15. Развернутая модель углеводородного насыщения пласта нетрадиционного месторождения / Е. Мухина [и др.] // SPE-196743-RU. – 2019.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-14-17

Читать статью Читать статью


622.276.1/.4
И.Т. Мищенко (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н. Р.Э.Ф. Герреро (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; Petroles de Venezuela SA)

Корреляционные связи некоторых свойств нефти и газа нефтяных месторождений эоцена области Лаго Сур (Венесуэла)

Ключевые слова: корреляционные связи, нефть и газ, месторождение, Венесуэла, свойства нефти и газа

Ввод в разработку вновь открываемых нефтяных месторождений в различных регионах мира требует большого количества дорогостоящих аналитических и экспериментальных исследований и значительных материальных вложений. Проектирование разработки требует огромного объема экспериментальных данных о геологических, гидродинамических, физико-химических параметрах, а также предполагает наличие современных вычислительных комплексов (программных продуктов) и высококвалифицированного персонала. На начальном этапе освоения месторождения часто необходимых исходных данных недостаточно, поэтому приходится использовать корреляционные связи, полученные для известных месторождений-аналогов. На основании имеющегося экспериментальных данных PVT-исследований нефтяных месторождений эоцена области Лаго Сур (Венесуэла), выполненных в 1957-2006 гг., проведено обобщение этого материала, а также подобраны и проанализированы опубликованные данные о нефтяных месторождениях аналогах на территории бывшего СССР. Получены корреляционные связи некоторых основных свойств нефти и газа в процессе однократного стандартного разгазирования (ОСР). Как правило, известными являются некоторые свойства нефти и газа, определенные экспериментально в процессе PVT-исследований. Практически всегда известной является плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, но не всегда известна плотность газонасыщенной нефти при пластовых условиях. Проанализированы корреляционные связи для следующих параметров: плотность нефти, содержание свободного газа, объемный коэффициент нефти, содержание в газе ОСР метана и азота и др.

Важность данной работы заключается в том, что приведенные в ней корреляционные взаимосвязи могут применяться для расчета свойств нефти и газа месторождений эоцена области Лаго Сур или подобных им при недостаточно полной или неточной информации о свойствах нефти и газа.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-18-20

Читать статью Читать статью



Техника и технология добычи нефти

622.276.5
Н.Н. Андреева (РГУ нефти газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., К.В. Стрижнев (ООО «Технологический центр «Бажен»), д.т.н., Ю.В. Алексеев (ООО «Технологический центр «Бажен»), к.т.н.

Первые результаты работы над концепцией полигона общего доступа «Бажен»

Ключевые слова: баженовская свита, новые технологии, промысловые испытания, испытательная инфраструктура, признание результатов

Российский опыт освоения месторождений баженовской свиты насчитывает более 50 лет. Геолого-разведочные работы на баженовской свите всегда были ориентированы исключительно на выявление и разработку естественных высокопродуктивных зон. Однако «cланцевая революция» в США подтвердила эффективность технологий создания искусственной проницаемости путем гидроразрыва пласта при вовлечении в разработку всего ресурсного потенциала аналогичных формаций. Благодаря реализации масштабного научного проекта по изучению баженовской свиты, выявлено, что для освоения малопродуктивных зон свиты необходимы уникальные технологические подходы. Выпуск отечественного промышленного оборудования для освоения баженовской свиты и применения широкого спектра смежных технологий невозможен без полноценного испытания этого оборудования в условиях, максимально приближенных к полевым. Полигон «Бажен» на Пальяновском лицензионном участке рассматривается как инструмент для испытания и тиражирования оборудования и технологий разработки отложений баженовской свиты. В статье сформулированы задачи проекта по созданию полигона общего доступа, выполнение которых позволит добиться рентабельного показателя удельной эффективности скважины, а также приведены первые результаты работы над концепцией испытательного полигона общего доступа «Бажен». В работе продемонстрированы основные выводы из разделов концепции. Командой проекта установлен оптимальный показатель удельной эффективности скважины при разработке отложений баженовской свиты для новых участков без существующей инфраструктуры, определены эффективные инструменты для получения качественных результатов испытаний технологий и оборудования. Отмечено, что ПАО «Газпром нефть» вкладывает в проект существенные материальные и интеллектуальные ресурсы, но для тиражирования создаваемых инноваций за пери-

метры компании, эффективного развития стартапов нужна ускоренная разработка поддерживающей нормативно-правовой базы.

Список литературы

1. «Газпром нефть» внедряет новые технологии разработки трудноизвлекаемых запасов баженовской свиты: официальный сайт. – https://www.gazprom-neft.ru/press-center/news/gazprom-neft-vnedryaet-novye-tekhnologii-razrabotki-tr...

2. Технологии освоения трудноизвлекаемых углеводородов. – https://minenergo.gov.ru/node/14095

3. Андреева Н.Н., Валиуллин И.М. Изучение международного опыта создания полигонов для испытаний техники и технологий, применяемых в ТЭК // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 107–111.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-22-27

Читать статью Читать статью



Транспорт и подготовка нефти

665.622.43
А.В. Деньгаев (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина), к.т.н., В.С. Вербицкий (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина), к.т.н., И.Т. Мищенко (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина), д.т.н., А.А. Геталов (ООО «НПО «Волна»), к.т.н., Б.В. Саргин (ООО «НПО «Волна»), И.В. Грехов (ООО «Газпромнефть НТЦ»), к.т.н., А.В. Богданов (ООО «Газпромнефть НТЦ»), С.А. Тарасевич (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Перспективы использования ультразвукового воздействия в процессе подготовки нефти на Приобском месторождении

Ключевые слова: водонефтяные эмульсии, деэмульгатор, ультразвуковое воздействие, акустическое поле

Для разрушения водонефтяных эмульсий требуются высокие температуры нагрева, повышенные дозировки деэмульгатора, длительное время отстаивания. Эти методы характеризуются высокими эксплуатационными затратами и капитальными вложениями, металлоемкостью процесса, а также нестабильным эффектом при разделении эмульсий. Поэтому актуальными задачами являются совершенствование существующих и разработка новых эффективных методов разделения устойчивых эмульсий. Перспективным направлением является применение ультразвукового воздействия. Известно, что под влиянием акустических волн между частицами возникают силы притяжения и отталкивания, колебательные осцилляции. В настоящее время ультразвук широко применяется для ускорения процессов растворения, эмульгирования, получения суспензий. Ультразвуковые колебания обеспечивают сверхтонкое диспергирование, многократно увеличивая межфазную поверхность компонентов. Установлено, что ультразвуковые волны способствуют протеканию и обратных процессов - разделению компонентов на отдельные фазы.

В статье предложен альтернативный способ увеличения скорости разделения эмульсии, который основан на воздействии на эмульсию акустическим методом. В лаборатории РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина проведены испытания, в которых определена эффективность разделения в зависимости от типа эмульсий, вязкости нефти, температуры, мощности излучателя, наличия деэмульгатора и др. По результатам проведенных исследований определено положительное влияние ультразвукового излучения на разделение водонефтяных эмульсий. Определены пороговые значения акустического воздействия с целью предотвращения кавитационных эффектов. Изучено совместное использование деэмульгаторов с ультразвуком и выявлено сокращение времени разделения по сравнению с гравитационным отстаиванием. С практической точки зрения использование акустических методов позволит повысить производительность действующих сооружений, а также кардинально снизить капитальные вложения в оборудование объектов первичной подготовки нефти на новых объектах на суше и на шельфе.

Список литературы

1. Афанасьев Е.С. Факторы стабилизации и эффективность разрушения водонефтяных эмульсий: дис. ... уч. степ. канд. техн. наук. – Астрахань: Кубанский государственный технологический университет, 2013. – 185 с.

2. Верховых А.А., Вахитова А.К., Елпидинский А.А. Обзор работ по воздействию ультразвука на нефтяные системы // Вестник Казанского технологического университета. – 2016. – Т.19. – № 8.

3. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. – М: Интерконтакт, Наука, 2008. – 725 с.

4. Деньгаев А.В., Геталов А.А., Вербицкий В.С. Применение акустических методов разделения водонефтяных эмульсий // В сб. докладов Международной научно-технической конференции Geopetrol 2018. – Закопане, 2018. – С. 647–652.

5. Пат. 2540608 РФ, B01F 3/00 Способ ультразвуковой кавитационной обработки жидких сред / А.А. Геталов; заявитель и патентообладатель А.А.Геталов. – № 2013155249/05; заявл. 13.12.13; опубл. 10.02.15.

6. Пат. 2551490 РФ, B01J 19/10, B01F 11/02 Способ ультразвуковой кавитационной обработки жидких сред и расположенных в среде объектов / А.А. Геталов; заявитель и патентообладатель А.А. Геталов. – № 2014117923/05; заявл. 06.05.14; опубл. 27.05.15.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-28-30

Читать статью Читать статью



Энергообеспечение

330.524:620.9
В.В. Бессель (ООО «НьюТек Сервисез»; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.т.н., В.Г. Кучеров (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; Королевский технологический институт (Стокгольм, Швеция)), д.ф.-м.н., А.С. Лопатин (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., В.Г. Мартынов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.э.н., Р.Д. Мингалеева (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Современные тенденции развития мировой энергетики с применением «гибридных» технологий в системах энергообеспечения

Ключевые слова: добыча углеводородов, запасы углеводородов, «гибридные» системы, возобновляемые источники энергии (ВИЭ), энергообеспечение

В статье рассмотрены тенденции развития мировой энергетики. Показано, что постоянный рост энергопотребления в ХХ-ХХI веках связан как с ростом численности населения Земли, так и с увеличением потребления энергии на душу населения. На основании анализа динамики структуры мирового энергопотребления с 1980 по 2018 г. показаны опережающие темпы роста доли природного газа и возобновляемой энергетики в балансе энергопотребления, что связано с энергетической эффективностью и огромными ресурсами газа, неисчерпаемыми ресурсами возобновляемых источников энергии и низким уровнем экологически вредных выбросов при использовании этих видов энергии. На основании анализа тенденции развития минерально-сырьевой базы углеводородного сырья показано, что прирост запасов нефти за последние десятилетия был обеспечен в основном за счет нетрадиционных ресурсов битуминозной нефти пояса реки Ориноко в Венесуэле и провинции Атабаска в Канаде, природного газа в четырех странах - России, Туркменистане, Иране и Катаре. Проанализированы тенденции изменения показателя обеспеченности углеводородного сырья запасами – в настоящее вреям он равен 53 годам и имеет тенденцию к дальнейшему снижению. На основании анализа доли органического топлива, используемого в централизованной генерации электроэнергии, сделан вывод о низкой эффективности тепловой энергетики. Сделано предположение, что мировая энергетика в среднесрочной и долгосрочной перспективе будет развиваться с применением «гибридных» энергетических технологий, что позволит существенно повысить эффективность и надежность энергообеспечения, особенно в регионах с неразвитой энергетической инфраструктурой. Существенное перераспределение энергетической нагрузки с тепловой энергетики на энергетику, основанную на «гибридных» технологиях, позволит во все большей мере использовать углеводороды не как топливо, а как сырье для получения инновационной продукции нефте- и газохимии. Тепловая энергетика, базирующаяся на сжигании органического топлива и использовании атомной энергии, будет доминировать в мировом энергетическом балансе, но ее доля будет постепенно снижаться. В среднесрочной перспективе продолжится увеличение доли природного газа в мировом энергетическом балансе с растущим вкладом в энергообеспечение возобновляемых источников энергии, которые будут развиваться в виде «гибридных» технологий.

Список литературы

1. BP Statistical Review of World Energy, June 2018. – http://www.bp.com/statistical review/

 2. Население Земли. – https://countrymeters.info/ru/World#historical_population

3. Годовой отчет ПАО «Газпром» за 2018 г.

https://www.gazprom.ru/f/posts/01/851439/gazprom-annual-report-2018-ru.pdf

4. Mitchell J., Marcel V., Mitchell B. What Next for the Oil and Gas Industry? London: Chatham House, 2012. – 128 р.

5. Бессель В.В., Кучеров В.Г., Лопатин А.С. Природный газ – основа высокой экологичности современной мировой энергетики // Экологический вестник России. – 2014. – № 9. – С. 10–16.

6. Постуглеводородная экономика: вопросы перехода / под ред. Е.А. Телегиной. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. – 406 с.

7. Kutcherov V.G., Krayushkin V.A. Deep-seated abiogenic origin of petroleum: from geological assessment to physical theory // Reviews of Geophysics. – 2010. – V. 48. – № 1. – Р. RG1001.

8. Смена парадигмы на мировом энергетическом рынке / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов // Газовая промышленность. – 2017. – № 4 (751). – С. 28–33.

9. Энергоэффективность топливно-энергетического комплекса России / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов // Тр. ин-та // РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2015. – № 2. – С. 13–26.

10. Janusz Bujak. Optimal control of energy losses in multi-boiler steam system// Energy. – 2009. – V. 34. – № 9. – Р. 1260–1270.

11. Kutcherov V.G., Bessel V.V., Lopatin A.S. The paradigm shift in the global energy market: domination of natural gas //17 international multidisciplinary scientific geoconference SGEM 2017: conference proceedings. – 2017. – V. 17. – № 43. – Р. 813–820.

12. Review of Renewable Energy Technologies Utilized in the Oil and Gas Industry / Y. Choi [et al.] // International Journal of Renewable Energy Research. – 2017. – № 7 (2). – P. 592–598.

13. Halabi M.A., Qattan A.A., Otaibi A.A. Application of solar energy in the oil industry. Current status and future prospects // Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2015. – V. 43. – P. 296–314.

14. Повышение эффективности и надежности энергообеспечения удаленных и автономных объектов нефтегазового комплекса России / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 144–147.

15. Эффективность использования автономных комбинированных энергоустановок малой и средней мощности на возобновляемых источниках энергии / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин [и др.] // Газовая промышленность. – 2016. – № 5–6 (738). – С. 87–92.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-31-35

Читать статью Читать статью


622.692.4-192
И.Ю. Лисин (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), А.М. Короленок (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., Ю.В. Колотилов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н.

Системный подход к формированию интегрированных энергетических систем на платформе интеллектуальных информационно-технологических решений

Ключевые слова: энергетическая система, объект управления, надежность энергетической системы, функционирование системы, снабжение потребителей, безопасность систем трубопроводного транспорта

Энергетическая система как целостный объект управления представляет собой сложный комплекс инженерно-технической, экономической, снабженческо-сбытовой, организационной, социальной и технико-экологической систем, которые тесно взаимодействуют между собой и окружающей средой. Надежность энергетической системы обусловлена результатом этого взаимодействия.

В статье рассмотрены пути совершенствования концептуальной и методической базы выработки и принятия решений по управлению развитием и функционированием больших энергетических систем, которое должно учитывать в первую очередь факторы надежности и безопасности функционирования. Выделение системных исследований в специальную научную дисциплину обусловлено общими свойствами и принципами управления энергетической системой. Признаки энергетической системы - наличие органов управления, наличие иерархической структуры, воздействие случайных факторов, непрерывность развития. Свойства энергетической системы - целостность системы и автономность подсистем, экономичность и надежность системы, динамичность системы, иерархичность решений и неполнота информации, инерционность и адаптивность системы, многокритериальность системы. Принципы управления энергетической системой - сочетание централизации и децентрализации, согласованность целей управления подсистемами, непрерывное планирование и оперативное управление, обеспечение избыточности в элементах и связях, рациональная иерархия органов управления, экономическая оптимизация управления, принятие решений с минимально необходимой заблаговременностью, комплексность учета внешних связей и ограничений. Сделан вывод, что исследование надежности должно быть необходимым этапом выработки решений по управлению функционированием энергетических систем, а также ее развитием и реконструкцией, поскольку целью этого управления является создание за счет минимальных средств такой структуры мощностей, которая обеспечивала бы надежное снабжение потребителей в обозримом будущем.

Список литературы

1. Энергетика России в XXI веке. Инновационное развитие и управление / Н.И. Воропай, Б.Г. Санеев, С.М. Сендеров [и др.]. – Иркутск: Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 2015. – 591 с.

2. Сагдатуллин А.М. Интеллектуальное регулирование процессов транспорта и подготовки нефтепродуктов // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. – 2015. – Т. XIII. – № 2. – С. 28–34.

3. Пляскина Н.И. Прогнозирование комплексного освоения углеводородных ресурсов перспективных районов: теоретические и методологические аспекты / Новосибирск: Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН, 2006. –  327 с.

4. Обеспечение безопасности технологических трубопроводных систем на предприятиях нефтегазового комплекса / Н.Х. Абдрахманов, А.А. Турдыматов, К.Н. Абдрахманова [и др.] // Нефтегазовое дело. –  2016. – № 3. – С. 86–105.

5. Комплексная оценка надежности и долговечности магистральных трубопроводов / Г.А. Филиппов, И.П. Шабалов, О.В. Ливанова [и др.] // Черная металлургия. – 2017. –  № 2 (1406). – С. 63–70.

6. Модель управления безопасностью, надежностью и целостностью энергетических систем / И.Ю. Лисин, С.В. Ганага, А.М. Короленок, Ю.В. Колотилов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 138–143.

7. Лисин И.Ю., Короленок А.М., Колотилов Ю.В. Событийно-ориентированный подход к обеспечению надежности при проектировании и развитии энергетических систем // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 87–91.

8. Леонов Д.Г. Построение гетерогенных распределенных программно-вычислительных комплексов на основе открытой интеграционной платформы // Тр. ин-та / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2017. – № 2 (287). – С. 125–135.

9. Папилина Т.М., Леонов Д.Г. Преодоление архитектурных ограничений программно-вычислительных комплексов в автоматизированной системе диспетчерского управления / Neftegaz.RU. – 2016. – № 1-2. – С. 14–18.

10. Лисин И.Ю., Короленок А.М., Колотилов Ю.В. Логико-имитационное моделирование функционирования энергетических систем // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 94–98.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-36-40

Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

552.08
А.А. Шубин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.Ю. Кудымов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), В.М. Яценко (ПАО «НК «Роснефть»)

Методические аспекты изучения механических свойств пород баженовской свиты

Ключевые слова: керн, геомеханика, баженовская свита, исследования, горные породы, пробоподготовка

Изучение механических свойств на керне позволяет оценить условия, при которых в пласте происходят пластические и упругие деформации. Данные об упруго-прочностных характеристиках горных пород в сочетании с информацией о вещественном составе, степени преобразованности органического вещества, пластовых давлениях, тектонической активности в пределах района лежат в основе создания перспективных геомеханических моделей. Результаты тестирования керна во многом зависят от условий проведения исследований, которые в свою очередь должны максимально повторять условия естественного залегания. Сложные условия залегания и текстурно-структурные свойства обусловливают ряд вопросов, связанных с методическими подходами при пробоподготовке и исследовании геомеханических свойств пород баженовской свиты с учетом всех особенностей нефтематеринских пород: их состав, тип цементации, смачиваемость, насыщенность и другие физико-химические свойства.

На примере результатов лабораторных испытаний показаны различия результатов определения деформационно-прочностных свойств в соответствии с отечественным (ГОСТ) и зарубежным (ASTM) стандартами. Установлены оптимальные скорости осевого нагружения ((0,5 – 1)·10-5 с-1) и влияние насыщения образцов на их упругопрочностные свойства. С целью максимально точной оценки термодинамические условия проведения тестирования были максимально приближенными к условиям естественного залегания пород с учетом аномально высокого пластового давления и анизотропии напряженного состояния массива. Особое внимание уделено важности проведения рентгеновской компьютерной томографии колонки керна и образцов перед испытаниями. Предложенная технология, позволяет сократить количество брака при изготовлении цилиндрических образцов на 20-30 % и повысить точность при оценке геомеханических характеристик.

Список литературы

1. Закономерности строения баженовского горизонта и верхов абалакской свиты в связи с перспективами добычи нефти / Г.А. Калмыков, Т.А. Кирюхина, Н.И. Коробова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2013. – № 3. – 14 с.

2. Moronkeji D.A., Prasad U., Franquet J.A. Size Effects on Triaxial Testing from Sidewall Cores for Petroleum Geomechanics // ARMA. – 2014. – № 7405. – 9 р.

3. Синергия геологии и технологии как ключ к успешному ГРП в нефтематеринских породах / М.А. Остапчук, В.А. Кузнецов, А.А. Антоненко [и др.] // SPE-182078-RU. – 2016.

4. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 482 с.

5. Доналдсон Т.Д. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. 2-e доп. изд. Пер. с англ. – М.: Премиум Инжиниринг, 2009. – 868 с.

6. Longyun Zhang1 Study on temperature-time effect characteristics of / Shangyang Yang2 / Hard rock under long-term load // ARMA. – 2019. – № 2158. – 5 р.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-43-46

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний


Читать статью Читать статью



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.66(73)
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), д.г-м.н., В.В. Ахметгареев (ТатНИПИнефть), к.т.н., С.С. Хакимов (Crescent Point Energy Ltd.), Ш.Ш. Кенжеханов (IPEC Energy LLC)

Технологии многостадийного гидравлического разрыва пласта для разработки сланцевых коллекторов в США и возможность их адаптации к условиям доманиковых отложений Республики Татарстан

Ключевые слова: доманик, сланцевые коллекторы, плотные коллекторы, многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), горизонтальная скважина (ГС), керн, шлам, исследования

В настоящее время ПАО «Татнефть» активно развивает направление по изучению и созданию технологий разработки доманиковых отложений. Для данных целей необходимо проведение большого количества исследований, моделирования, научных и производственных работ. В последние 3-5 лет компании в США добились значительного прогресса в разработке плотных нефтяных коллекторов.

В статье приведены данные о технологиях, применяемых при изучении и разработке сланцевых коллекторов в США. Стандартный комплекс исследований керна, шлама и флюидов включает рентгеноструктурный анализ, изучение керогена, исследования на спектрометре и электронном сканирующем микроскопе, тонкослойную петрографию, изотопные и хроматографические анализы, определение капиллярных давлений и геомеханические исследования и др. Кроме того, возможно проведение специальных или дополнительных исследований. Отмечено, что наиболее схожими с доманиковыми отложениями являются коллекторы Shaly Carbonates, разработка которых в США характеризуется достаточной эффективностью. При длине горизонтального ствола 1600-3200 м и 20-40 стадиях гидроразрыва пласта получают начальный дебит нефти около 130-200 т/сут. Основной объем нефти добывается в первые 1,5 года. За это время стремительно падают пластовое давление и соответственно дебит нефти. Через 2,5-3 года проводят повторный многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), который продлевает экономически рентабельный срок эксплуатации скважины еще на 2-2,5 года. Все это позволяет при затратах на бурение в среднем 4 млн долл. окупить капитальные затраты за 6-12 мес. Численное моделирование показало, что в Республике Татарстан необходимая эффективность может быть достигнута при увеличении длины горизонтальных стволах и количества стадий МГРП относительно существующих в настоящее врем.

Приведены данные о новейших технологиях и методиках с использованием машинного обучения, которые с недавнего времени успешно применяются в США. Комплекс работ позволяет определить точку бурения скважин (вертикального ствола), интервал и направление проводки горизонтального ствола, расстановку кластеров перфораций и стадий МГРП, дизайн МГРП (в том числе реагенты и проппант), мониторинг роста трещин (в процессе МГРП) и их изменения (в процессе добычи).

Список литературы

1. Данные Energy Information Administration – Агентства по сбору, анализу и распространению информации об энергии и энергетике. – URL: https://www.eia.gov/maps/images/shale_gas_lower48.jpg

2. Технология МГРП в горизонтальных скважинах: опыт разработки коллекторов Shaly Carbonates в США и возможность адаптации для месторождений Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, В.В. Ахметгареев, С.С. Хакимов, Ш.Ш. Кенжеханов // Георесурсы. – 2017. – № 3. – С. 186–190.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-47-52

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4.001
Е.А. Спирина (ООО «РН-БашНИПИнефть»), С.А. Рабцевич (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Д.Р. Мулюков (ООО «РН-БашНИПИнефть»), А.В. Колонских (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.т.н.

Экспресс-метод определения параметров системы разработки с учетом геологической неоднородности пласта

Ключевые слова: оптимальная система разработки, гидроразрыв пласта (ГРП), учет геологической неоднородности, зависимость охвата вытеснением от длины линии тока, палетка определения оптимальной плотности сетки скважин

В статье предложена методика выбора оптимальной системы разработки нефтяного месторождения при помощи двумерного полуаналитического симулятора, основанная на решении уравнения Лапласа для расчета полей давления и использовании теории Баклея – Леверетта с применением метода линий тока для расчета полей насыщенности, с учетом геологической неоднородности пласта. Пространственная геологическая неоднородность, заложенная в трехмерной модели, учитывается в аналитическом симуляторе через использование специальным образом сконструированной зависимости коэффициента сетки скважин от длины линии тока. На этапе принятия основных решений при составлении проектно-технической документации на разработку месторождения данный подход позволяет значительно ускорить процесс выбора оптимальных параметров разработки, таких как плотность сетки скважин, тип заканчивания скважины, параметры дизайна гидроразрыва пласта (ГРП) в добывающих скважинах, полудлина трещин автоГРП в нагнетательных скважинах, забойное давление в добывающих и нагнетательных скважинах, коэффициент деформации сетки скважин и др. Критерием выбора оптимальной системы разработки, т.е. ее оптимальных параметров, является максимальное значение чистого дисконтированного дохода при выполнении условия достижения проектного коэффициента извлечения нефти. Расчет экономических параметров проводится по зависимостям, заложенным в двумерный симулятор на трубках тока, что позволяет осуществлять весь цикл технико-экономического анализа в одном инструменте. Ключевой особенностью предложенной методики является учет геологической неоднородности в двумерном симуляторе, что особенно актуально при проектировании разработки месторождений с низкопроницаемыми и слабосвязанными коллекторами.

Список литературы

1. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield / D.A. Antonenko, V.A. Pavlov, K.K. Sevastyanova [et al.] // SPE-117413. – 2008.

2. Сидельников К.А., Васильев В.В. Анализ применений математического моделирования пластовых систем на базе метода линий тока // Нефтегазовое дело. – 2005. –  № 1. – С. 1–11.

3. Chawathé A., Taggart I. Insights into Upscaling Using 3D Streamlines //

SPE-88846. – 2004.

4. Ranking and Upscaling of Geostatistical Reservoir Models Using Streamline Simulation: A Field Case Study / Harun Ates, Asnul Bahar, Salem El-Abd [et al.] // SPE-81497. – 2003.

5. Portella R.C.M., Hewett T.A. Upscaling, Gridding, and Simulating Using Streamtubes // SPE-65684. – 2000.

6. Full-Field Modeling Using Streamline-Based Simulation: 4 Case Studies / R.O. Baker, F. Kuppe, S.  Chugh [et al.] // SPE 66405. – 2001.

7. Eduardo A. Idrobo, Choudhary Manoj K., Datta-Gupta A. Swept Volume Calculations and Ranking of Geostatistical Reservoir Models Using Streamline Simulation // SPE-62557. – 2000.

8. Подбор оптимальных систем разработки для текущих зон бурения в условиях неопределенности геологических и технологических параметров / Э.П. Викторов, Д.Р. Нурлыев, И.И. Родионова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 60–63.

9. Уиллхайт Г. Пол. Заводнение пластов (Приложение 3). М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009 . – 788 с.

10. 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.

11. Выбор системы разработки месторождений с использованием программного комплекса «РН-КИН» / C.А. Рабцевич, А.В. Колонских, Р.Х. Мустафин, И.В. Костригин // Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 8–13.

12. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Опыт разработки нефтяных месторождений: труды Всесоюзного совещания работников по добыче нефти, г. Куйбышев, 19-23 июня 1956 г. – М. : Гостоптехиздат, 1957. – С. 116–139.

13. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004 . – 628 с.

14. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа. – М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. – 212 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-54-57

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


665.61.03
Л.Р. Гилязева (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Т.Я. Гадомский (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.х.н., А.В. Забродина (ООО «РН-БашНИПИнефть»)

Методика корреляции/типизации нефти месторождений Республики Башкортостан на основе микроэлементного состава

Ключевые слова: металлы, атомная абсорбция, корреляция, соотношения, нефть

В нефти Республики Башкортостан, наряду с исторически определяемыми металлами (V, Ni) можно обнаружить два десятка других элементов, представляющих практический интерес с точки зрения генезиса углеводородных флюидов, их преобразования и определения путей миграции в ходе геологической эволюции Земли. В статье приведены результаты адаптации методики определения металлов в нефти атомно-абсорбционным методом с предварительным разложением нефтяных углеводородов в микроволновой системе минерализации. Рассмотрено применение данного подхода для корреляции нефтей по микроэлементному составу.

На основании полученных данных о содержании металлов во фракциях нефти, отобранной в западной и северной частях Республики Башкортостан, предложены две группы характеристических соотношений микроэлементов (каждая группа содержит по десять характеристических пар металлов). При выборе характеристических соотношений основную роль играли принадлежность металлов к определенной фракции нефти, воспроизводимость в течение времени и при смене условий проведения измерений, а также четкое разделение полученных спектров элементов. Первая группа соотношений содержания металлов характеризует близость составов отдельных фракций и в целом нефти между собой и связана с первичными процессами нефтеобразования, вторая группа позволяет оценить степень преобразованности состава нефти в результате вторичных процессов (катагенез, миграция, гипергенез, биодеградация). Предложенная методика корреляции позволяет установить близость нефтей с различными физико-химическими свойствами и различие нефтей со схожими физико-химическими свойствами и в комплексе с другими геохимическими методами исследования позволит уточнить геологическое строение месторождений и дополнить модель формирования залежи нефти.

Список литературы

1. Современные способы определения микроэлементов в нефти и ее отдельных фракциях / Т.А. Марютина, О.Н. Катасонова, Е.Ю. Савонина, Б.Я. Спиваков // Журнал аналитической химии. – 2017. - № 5. – С. 417–436.

2. Caumette G., Lienemann C.P., Merdrignac Is.  [et al.] // J. Anal. Atom. Spectrom. – 2009. – V. 24 – P. 263.

3. Хант Дж. Геология и геохимия нефти и газа / Пер. с англ. А.И. Конюхова, Г.В. Семерниковой, В.В. Чернышева; под ред. Н.Б. Вассоевича, А.Я. Архипова. – М: Мир, 1982. – 704 с.

4. Хаджиев С.Н., Шпирт М.Я. Микроэлементы в нефтях и продуктах их переработки. – М.: Наука, 2012. – 222 с.

5. Русских Е.В., Муринов К.Ю. Применение хроматографического анализа для корреляции нефтей, разделения добычи многопластовых скважин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 28–32.

6. Бабаев Ф.Р., Пунанова С.А., Мартынова Г.С. Типизация нефтей Южно-Каспийского региона на основе микроэлементного состава / // Нефтепромысловое дело. – 2017. - № 7. – С. 38–42.

7. Цомбуева Б.В. Микроэлементная характеристика сырых нефтей ряда месторождений Республики Калмыкия / Б.В. Цомбуева, З.В. Сохорова, И.Ю. Фадеева, Б.В. Убушаева // Advances in current natural sciences. – 2019. – № 1. – C. 18–23.

8. Алиев Ад.А., Гулиев И.С. Геохимические индикаторы нефти // Геология нефти и газа. – 2011. – № 2. – С. 98–102.

9. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Геохимические особенности гипергенно преобразованных нефтей // Геология, гефизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 10. – С. 27–30.

10. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 424 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-58-62

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4 (571.)
А.Н. Помазов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.Е. Брагин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»)

Первые результаты бурения боковых горизонтальных стволов на пласты тюменской свиты Красноленинского месторождения

Ключевые слова: тюменская свита, трудноизвлекаемые запасы, геологическое сопровождение бурения, горизонтальные боковые стволы, геологическая модель, многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), низкопроницаемые коллекторы, остаточные запасы нефти

В статье приведены первые результаты опытно-промышленных работ по бурению боковых горизонтальных стволов на пласты тюменской свиты Талинского лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения. Приведена краткая характеристика района работ и рассмотрены предпосылки для бурения боковых горизонтальных стволов на Талинском лицензионном участке. Показаны преимущества бурения боковых горизонтальных стволов с многостадийным гидроразрывом пласта в условиях низкой проницаемости, а также в условиях большой доли неработающего и низкодебитного фонда наклонно направленных скважин. Представлены основные критерии, используемые при подборе скважин-кандидатов, и этапы подготовки районов бурения. Дано описание методов, применявшихся для снижения степени неопределенности как на этапе планирования, так и в процессе бурения, и обеспечивших высокую эффективность проводки скважины в целевом интервале. Приведена принципиальная схема профиля скважины и методы управления траекторией в процессе бурения в условиях ограниченного комплекса геофизических исследований. Представлен комплекс мероприятий до и после бурения бокового горизонтального ствола, обеспечивающий получение высоких начальных дебитов, а также вовлечение в разработку ранее не дренируемых трудноизвлекаемых запасов. Приведены первые результаты бурения, сравнение плановых и фактических показателей по скважинам и перспективы бурения боковых стволов на пласты тюменской свиты на других объектах Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения АО «РН-Няганьнефтегаз». Приведены выполненные и планируемые мероприятия по повышению качества работ. Представлены основные выводы по результатам проведенных опытно-промышленных работ и план развития бурению боковых горизонтальных стволов на объектах АО «РН-Няганьнефтегаз».

Список литературы

1. Эволюция проектных решений по разработке отложений тюменской свиты на примере месторождений Красноленинского свода / А.А. Чусовитин, Р.А. Гнилицкий, Д.С. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 54–58.

2. Клубков С. Стимулирование разработки ТРИЗ поможет поддержать уровень добычи нефти в России // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 6. – С. 6–11.

3. Современные подходы к сопровождению бурения горизонтальных скважин для низкопроницаемых объектов тюменской свиты Красноленинского месторождения / Д.В. Емельянов, А.В. Жарков, Д.С. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 22–26.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-64-67

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

Переоснащение производства обсадных труб и расширение сортамента


Читать статью Читать статью


622.323
Э.О. Тимашев (Уфимский гос. нефтяной технический университет), к.т.н., К.Р. Уразаков (ООО «РН-БашНИПИнефть»; Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.т.н., М.Г. Волков (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.т.н., А.Р. Гарифуллин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Р.С. Халфин (ООО «РН-БашНИПИнефть»; Уфимский гос. нефтяной технический университет), А.Р. Брот (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.т.н.

Методика расчета установок с погружным линейным двигателем для добычи нефти

Ключевые слова: плунжерный скважинный насос, линейный погружной электродвигатель (ЛПЭД), установка с погружным линейным двигателем (УПЛД), осевые нагрузки, потребляемая мощность

В статье приведено описание пилотного варианта комплексной методики расчета установок с погружным линейным двигателем (УПЛД) для добычи нефти. Методика основана на математических моделях работы отдельных элементов установки и скважины. Рассмотрены основные отличия расчета параметров плунжерного скважинного насоса от штангового насоса. Приведены алгоритмы для расчета подачи, скорости движения плунжера при ходе вверх и вниз, потребляемой и эквивалентной мощностей. К конструктивным особенностям плунжерного скважинного насоса относятся: отсутствие штанговой колонны, увеличенный диаметр клапанов, другая точка приложения осевых нагрузок, более высокая скорости движения плунжера, минимальное «мертвое» пространство и наличие временных пауз между ходами плунжера. Определены основные рабочие параметры и факторы, формирующие осевые нагрузки на штоке плунжерного насоса по фазам цикла качания. Выполнена апробация методики путем проведения расчетов рабочих параметров установки. Результаты расчетов показали независимость скорости движения плунжера и потребляемой мощности при ходе вверх или вниз от числа качаний для заданной частоты тока и длины хода плунжера. При этом подача, эквивалентная мощность и продолжительность паузы между двойными ходами зависят от числа качаний. Показано соотношение рабочих параметров УПЛД, рассчитанных по разработанной методике и установок скважинных штанговых насосов (УСШН) по программе RosPump, а также установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Для условий расчета, в сравнении с УСШН УПЛД имеет более высокий коэффициент подачи – 0,92 против 0,86, и более низкие осевые нагрузки - 7,9 кН против 39. Эквивалентная мощность УПЛД составляет 7,6 кВт, УЭЦН – 11,9 кВт, удельный расход электроэнергии – соответственно 15,4 и 23,9 кВт·ч/(м3·сут). Полученные результаты позволят более успешно применять новую перспективную технологию для рентабельной эксплуатации малодебитного фонда скважин.

Список литературы

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

2. Application of Low-Carbon, Rodless Artificial Lift in Low-Production, Low-Permeability Oilfields // SPE-192071-MS. – 2018.

3. Аипов Р.С., Валишин Д.Е., Леонтьев Д.С. Математическая модель плунжерного насоса с цилиндрическим линейным асинхронным двигателем в приводе // Научный журнал КубГАУ. – 2014. – № 96 (02). – С. 573–583.

4. Утечки жидкости в штанговом насосе с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Б.М. Латыпов, Б.Х. Ишмухаметов // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14. – № 4. – С. 33–39.

5. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / К.Р. Уразаков, Е.И. Богомольный, Ж.С. Сейтпагамбетов, А.Г. Газаров // под ред. М.Д. Валеева. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2003. – 303 с.

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

7. Методика расчета и подбора дизайнов установок винтовых насосов с погружным и поверхностным приводами для добычи нефти / М.Г. Волков, Р.С. Халфин, А.Р. Брот [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2018. – № 6. – С. 32–37.

8. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2006614402. ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа». RosPump / К.Р. Уразаков, К.А. Бондаренко, Р.А. Хабибуллин. – № 2006613181 от 12.09.06 г.: зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 28.09.06 г.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-72-76

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


620.16
В.Н. Абрашов (АО «Сибнефтегаз»), В.В. Жонин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Р.Н. Имашев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.ф.-м.н., К.В. Литвиненко (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.т.н., А.Г. Михайлов (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.т.н., М.И. Насырова (ООО «РН-БашНИПИнефть»), М.А. Скоробогач (АО «Сибнефтегаз»), к.т.н., А.Т. Фаритов (ООО «НПФ «Акрус-М»), к.т.н.

Методика проведения испытаний материалов промыслового оборудования на газоабразивный износ

Ключевые слова: эрозия, газоабразивный износ, механические примеси, промысловое оборудование, лабораторные испытания, угол атаки, скорость, потеря массы

В статье рассмотрена разработка методики исследования эрозии металлических материалов при взаимодействии с абразивными частицами в потоке газа. Газоабразивный износ элементов промыслового оборудования в результате выноса механических примесей из пласта – распространенная проблема в нефте- и газодобывающей промышленности, которая является причиной аварийных ситуаций, простоя оборудования, производственных потерь, дорогостоящих ремонтных операций вследствие преждевременного выхода из строя важнейших узлов и элементов промыслового оборудования и ухудшения продуктивных характеристик скважин.

При разработке комплексной модели эрозии важной задачей является определение области применимости и соответствующих выбранной модели эмпирических данных. Предложена методология проведения лабораторных испытаний пар материалов типа абразив - сталь с целью установления степени стойкости ряда сталей к газоабразивному износу, а также выявления наиболее агрессивных условий с точки зрения эрозии. Испытания пар материалов проводилось на специальной лабораторной установке, основной частью которой являлось сопло, направляющее поток воздуха с примесями и установленное напротив жестко закрепленного стального образца. Эксперимент заключался в определении зависимостей потери массы испытываемого материала от скорости полета частиц абразива, их размера, концентрации, угла атаки и массы. Конструкция крепления образца позволяла устанавливать образец под произвольными углами к направлению потока воздуха с примесями. В качестве абразива использовался кварцевый песок разного фракционного состава. Для фиксации скорости частиц использовалась технология скоростной видеосъемки. Исходя из полученных зависимостей, в результате эксперимента получены основные эмпирические параметры, необходимые для дальнейшего математического моделирования: материальная константа и экспонента скорости.

Экспериментальные данные, полученные в результате лабораторных испытаний, планируется использовать в качестве входных параметров при дальнейшей разработке имитационных моделей элементов промыслового оборудования на основе новой методики прогнозирования скорости газоабразивного износа элементов на примере фонтанной арматуры, обвязки скважин и газосборной системы.

Список литературы

1. Обоснование выбора технологий защиты осложненного фонда добывающих скважин / А.Ю. Пресняков, А.М. Хакимов, А.И. Волошин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 7 (60). – С. 45–47.

2. Kleis I., Kulu P. Solid Particle Erosion: Occurrence, Prediction and Control. – London: Springer-Verlag London Limited, 2008. – 206 p.

3. Aperador W., Caballero-Gómez J., Delgado A. Erosion Corrosion Evaluation of CrN/AlN Multilayer Coatings, by Varying the Velocity and Impact Angle of the Particle // Int. J. Electrochem. Sci. – 2013. – V. 8. – P. 6709–6721.

4. Erodent Impact Angle and Velocity Effects on Surface Morphology of Mild Steel / M.Y. Naza, N.I. Ismailb, S.A. Sulaimana, S. Shukrullahc // Procedia Engineering. – 2016. – V. 148. – P. 896–901.

5. Investigations on the Corrosion-Enhanced Erosion Behavior of Carbon Steel AISI 1020 / J. Malik, I.H. Toor, W.H. Ahmed [et al.] // Int. J. Electrochem. Sci. – 2014. – V. 9. – P. 6765–6780.

6. Карасик И.И. Методы трибологических испытаний в национальных стандартах стран мира / под ред. В.С. Кершенбаума. – М.: Центр «Наука и техника». – 1993. – 328 с.

7. Effect of particle size on erosion characteristics / V.B. Nguyen, Q.B. Nguyen, Y.W. Zhang [et al.] // Wear. – 2016. – V. 348–349. – P. 126–137. – http://dx.doi.org/10.1016/j.wear.2015.12.003

8. Naim M., Bahadur S. Work hardening in erosion due to single-particle impacts // Wear. – 1984. – V. 98. – P. 15–26.

9. Divakar M., Agarwal V.K., Singh S.N. Effect of the material surface hardness on the erosion of AISI316 // Wear. – 2005. – V. 259. – P. 110–117.

10. Oka Y.I., Yoshida T. Practical Estimation of Erosion Damage Caused by Solid Particle Impact Part 2: Mechanical properties of materials directly associated with erosion damage // Wear. – 2005. – V. 259. – P. 102–109.

11. Finnie I., Stevick G.R., Ridgely J.R. The influence of impingement angle on the erosion of ductile metals by angular abrasive particles // Wear. – 1992. – V. 152. – P. 91–98.

12. Felten F.N. Numerical prediction of solid particle erosion for elbows mounted in series // ASME-FEDSM2014–21172.

13. Ukpai J.I. Erosion-Corrosion Characterisation for Pipeline Materials Using Combined Acoustic Emission and Electrochemical Monitoring: PhD thesis. – The University of Leeds, 2014. – 296 p.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-78-82

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518
А.Г. Храмов (ПАО «НК «Роснефть»), С.В. Ромашкин (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), В.В. Булейко (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), А.Ю. Ломухин (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), А.В. Слободянюк (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»)

Интегрированная модель как инструмент решения практических задач при разработке газоконденсатных месторождений

Ключевые слова: интегрированная модель (ИМ), оптимизация, Корпоративный научно-исследовательский и проектный институт (КНИПИ), технологический режим, автоматизация

Для проведения достоверных расчетов с целью определению количества товарной продукции и параметров системы сбора на участке от забоя скважины до точки сдачи потребителю необходимо совместное использование как моделей подготовки, так и моделей системы сбора, каждая из которых описывает свою часть процесса. Интегрированный подход к моделированию позволяет с большей детальностью описать производственный процесс и избежать допущений, характерных для общепринятых подходов к моделированию. Это дает возможность уменьшить число итераций, направленных на согласование решений о разработке пласта с решениями, касающимися поверхностной инфраструктуры. Применение интегрированного подхода к моделированию позволяет оперативно выполнять расчеты прогнозного профиля добычи углеводородов с учетом всех элементов системы пласт – скважина –  система сбора – установка комплексно подготовки, находить проблемные места в системе сбора и подготовки, оптимизировать систему по различным критериям.

В настоящее ремя в ПАО «НК «Роснефть» создана интегрированная модель, которая включает гидродинамическую модель лицензионного участка в формате симулятора Eclipse E100, модель газосборной сети в программном обеспечении IPM GAP и модель установки комплексной подготовки газа в программном комплексе HYSYS. В статье дано описание используемой интегрированной модели. Приведены примеры решения практических задач, возникающих в ходе разработки газоконденсатного месторождения: прогноз и оптимизация технологических режимов работы скважин, оптимизация работы промысла в соответствии с заданными ограничениями, расчет вариантов реконструкции газосборной сети, концептуальный дизайн компрессорного оборудования, расчет оптимального режима работы аппаратов установки подготовки. Рассмотрены преимущества интегрированного подхода к моделированию в сравнении с традиционными, сложившимися в отрасли подходами.

Список литературы

1. Особенности построения Интегрированной модели разработки и эксплуатации двух газоконденсатных пластов Уренгойского ГКМ / А. Игнатьев, С. Бикбулатов, И. Мукминов [и др.] // SPE-166892. – 2013.

2. Оптимизация режима работы системы пласт-скважина-шлейф-УКПГ на основе интегрированного моделирования / С. Бикбулатов, А. Смирнов, В. Булейко [и др.] // SPE-171220. – 2014.

3. Совершенствование методологии оптимизации режимов работы скважин на основе интегрированного моделирования / С.М. Бикбулатов, Д.С. Воробьев, А.Ю. Смирнов [и др.] // SPE-176581. – 2015.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-84-88

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Рациональное использование нефтяного газа

622.276
М.М. Велиев (СП «Вьетсовпетро»), д.т.н., В.А. Бондаренко (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., А.Н. Иванов (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., Ле Вьет Зунг (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., Ле Данг Там (СП «Вьетсовпетро»), Б.Н. Мастобаев (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.т.н.

Этапы создания системы подготовки и использования нефтяного газа на месторождении Белый Тигр

Ключевые слова: нефтяной газ, утилизация, технологическая схема, транспорт газа, система сбора, компрессорная станция, сжиженный углеводородный газ (СУГ), сжигание газа, компрессорная платформа, технологические нужды

Нефтяной газ является дополнительным продуктом при добыче нефти. Для обеспечения технологического процесса его сжигали непосредственно в месте добычи нефти, загрязняя окружающую среду. Однако нефтяной является ценным сырьем для дальнейшей переработки. Поэтому нефтяные компании уделяют все больше внимания рациональному использованию нефтяного газа.

Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов - одна из актуальных задач социально-экономического развития Вьетнама, особенно южных районов страны, где осуществляется добыча нефти и газа на месторождении Белый Тигр. В статье рассмотрены этапы создания системы подготовки и использования нефтяного газа на месторождении Белый Тигр. На основе баланса добычи и утилизации газа, а также технико-экономического анализа определены приоритетные направления использования нефтяного газа месторождения Белый Тигр. Нефтяной газ, сжигаемый на факелах, целесообразно максимально использовать, в первую очередь, для топливно-энергетических нужд промысла и реализации технологических процессов добычи нефти, а остальную часть газа подать береговым потребителям. На месторождении Белый Тигр осуществляется максимальная утилизация нефтяного газа для технологических нужд промысла путем использования в энергетических установках, покрытия потребностей в тепловой энергии при подготовке и транспортировке нефти, в системах газлифта и транспорта газа на берег. С учетом технологических потерь и расхода газа в качестве топлива, суммарной мощности центральной компрессорной платформы, малой компрессорной станции и компрессорной станции месторождения Дракон достаточно для компримирования всего газа месторождения Белый Тигр и подключенных месторождений, а также имеется резерв для компримирования газа сторонних организаций. Развитие системы утилизации нефтяного газа охватывает модернизацию газовых систем на морских стационарных платформах и блок-кондукторах. Решения должны быть направлены на обеспечение возможности сбора максимального объема нефтяного и газлифтного газа при минимальном давлении, его компримирования и использования в системе газлифта, достижения максимального замещения топлива нефтяным газом, а также повышения надежности и безопасности эксплуатации системы.

Список литературы

1. Исторические аспекты внедрения бескомпрессорного газлифта в СП «Вьетсовпетро» / Т.Т. Нгиа, М.М. Велиев, В.А. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 127–131.

2. Внедрение и развитие компрессорного газлифтного способа добычи нефти на месторождении Белый Тигр (Вьетнам) / М.М. Велиев, В.А. Бондаренко, А.Н. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 61–65.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-89-94

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

39.71:658.5
А.Ю. Ляпин (ПАО «Транснефть»), к.т.н., Ф.В. Тимофеев (ООО «НИИ Транснефть»), к.т.н.

Актуальные вопросы управления качеством нефти и нефтепродуктов на магистральном трубопроводном транспорте

Ключевые слова: нефть, нефтепродукты, магистральный трубопровод, перекачка, качество, управление качеством, факторы, оптимизация грузопотоков, управляющие воздействия, обеспечение качества

Рассмотрено управление качеством нефти и нефтепродуктов на магистральном трубопроводном транспорте. Большие объемы нефти и нефтепродуктов транспортируются в условиях постоянного ужесточения требований к их качеству. В конечных точках маршрутов качество нефти и нефтепродуктов должно соответствовать условиям договоров на транспортировку и действующих норм. Особенностями процесса перекачки являются конструкционные, климатические и эксплуатационные факторы, влияющие на интенсивность протекания физических и химических процессов и, как следствие, качество нефти и нефтепродуктов. Показано, что в этих условиях требуется анализ причин изменения качества и возможных управляющих воздействий. Управление качеством возможно за счет осуществления комплекса управляющих мероприятий, включающих задачи управленческого, методического и технологического типа. Данные задачи образуют трехзвенную систему, в которой решение одной задачи ведет к отклику в соседних звеньях. Обеспечение сохранности качества энергоресурсов достигается за счет комплексного решения задач на всех уровнях технологического процесса. Для транспортировки нефти комплексное управление заключается в стабилизации ее качества в соответствии с требованиями, установленными для каждого конкретного направления грузопотоков. Стабилизация качества достигается за счет своевременной обработки информации о планируемых объемах сдачи нефти грузоотправителями, уровне ее качества с привязкой к пунктам сдачи, получении оперативной информации о качестве нефти, находящейся в системе магистральных трубопроводов, и реализации возможностей резервуарных парков и пунктов смешения. Основными направлениями управления качеством нефтепродуктов являются задачи, направленные на снижение вредных воздействий условий транспортировки на качество нефтепродуктов, оптимизацию грузопотоков с учетом возможностей последовательных перекачек разносортных нефтепродуктов, организации мониторинга качества нефтепродуктов при транспортировке с использованием поточных и мобильных средств. Разработка и внедрение новых, в том числе инновационных технических решений, позволит обеспечить высокую эффективность системы управления качеством и в целом обеспечить сохранность качества нефти и нефтепродуктов на трубопроводном транспорте.

Список литературы

1. https://www.transneft.ru/u/section_file/40031/2019.06.30_go_2018.pdf

2. Практика увеличения объемов транспортировки нефтепродуктов магистральными трубопроводами / Я.М. Фридлянд, М.Н. Казанцев, Ф.В. Тимофеев, С.Н. Замалаев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 100–103.

3. Статистика Центробанка РФ. – https://www.cbr.ru/statistics/macro_itm/svs/

4. Мастепанов А.М. Прогнозы развития мирового нефтегазового комплекса как отражение глобальных проблем и тенденций энергопотребления // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 6–11.

5. О формировании грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» / И.Н. Кацал, А.Ю. Ляпин, Е.С. Дубовой [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – №2(22). – С. 92–95.

6. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. – М.: Химия, 1981. – 352 с.

7. Евлахов С.К., Козобкова Н.А. Качество нефти в трубопроводном транспорте: Система управления, технологии и контроль. – М.: ООО «Издательство «НЕФТЬ и ГАЗ», 2007. – 496 с.

8. https://rg.ru/2019/07/22/transneft-usilila-kontrol-pokazatelej-prinimaemoj-nefti.html/

9. Андронов С.А. Качество нефти грузоотправителей – под усиленным контролем // Трубопроводный транспорт нефти. – 2019. – № 7. – С. 22–25.

10. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. – М.: Недра, 1977. – 366 с.

11. Тимофеев Ф.В. Обеспечение безопасности функционирования химмотологической системы «Техника-ГСМ-Эксплуатация» на трубопроводном транспорте // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2019. – № 4. – С.19–26.

12. Контроль чистоты нефтепродуктов при транспортировке по магистральным нефтепродуктопроводам / Р.Р. Купкенов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 3. – С. 342–352.

13. Тимофеев Ф.В. Развитие системы обеспечения сохранности качества нефтепродуктов на трубопроводном транспорте / VIII Международная научно-техническая конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2019. – 16 с.

14. Тимофеев Ф.В. Химмотологические аспекты перекачки нефти и нефтепродуктов магистральным трубопроводным транспортом // Международная научно-техническая конференция «55 лет химмотологии – основные итоги и направления развития». – М.: Принтлето, 2019. – С. 277–280.

15. Разработка нормативных документов о порядке планирования и учета грузооборота нефти в ПАО «Транснефть» и ОСТ / И.Б. Гациляк, В.В. Тимофеев, А.Ю. Ляпин, Г.И. Агафонов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – С. 98–102.

16. Шматков А.А., Олудина Ю.Н., Гришакова А.А. Мониторинг процессов смешения и формирования грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 3. – С. 96–101.

17. О подходе к оценке эффективности работы пунктов смешения нефти / Е.С. Дубовой, А.А. Шматков, Н.В. Штонда, А.Ю. Ляпин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 5 (8). – С. 540–546.

18. Совершенствование системы обеспечения качества нефтепродуктов при транспортировке трубопроводным транспортом / С.Б. Хотничук [и др.] // «Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». – 2017. – Т. 7. – № 5. – С. 88–96.

19. Вишневская Ю.А., Аберкова А.С. Перспективы поточного анализа в магистральном транспорте нефтепродуктов // 73 Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ – 2019». – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – С. 110–111.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-96-101

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

502.6: 622.276.5
А.М. Соромотин (Тюменское отделение СургутНИПИнефть ПАО «Сургутнефтегаз»), к.г.н., А.Ю. Солодовников (Тюменское отделение СургутНИПИнефть ПАО «Сургутнефтегаз»), д.г.н.

Современное экологическое состояние природных сред территории участков недр ПАО «Сургутнефтегаз», расположенных на левобережье р. Большой Юган

Ключевые слова: участок недр, экологический мониторинг, поверхностные воды, донные отложения, почвы

Длительное время вся производственная деятельность ПАО «Сургутнефтегаз» в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа-Югры ограничивалась его северной половиной, расположенной на правом берегу среднего течения р. Оби. За более чем 50-летний период нефтегазодобычи запасы углеводородов здесь значительно сократились. Для поддержания сложившегося уровня добычи в Западной Сибири в компании проводится комплекс работ, направленных на восполнение ресурсной базы, в том числе за счет поисково-разведочных работ на новых территориях. Одной из таких территорий стал юг Сургутского района, где предприятие располагает несколькими лицензиями на поиск и разведку углеводородного сырья.

Бережное отношение к окружающей среде является базовым принципом устойчивого развития ПАО «Сургутнефтегаз». Для определения фонового и текущего состояния поверхностных вод, включая донные отложения, почв и атмосферного воздуха ПАО «Сургутнефтегаз» проводятся мониторинговые исследования в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. Особую актуальность они приобретают на начальном этапе, когда территория месторождений еще не подвергнута антропогенному воздействию и имеется возможность зафиксировать фоновое состояние природных сред. Это важно с той точки зрения, что не только нефтяная промышленность способствует формированию геохимической обстановки на территории, но прежде всего сама природа. Поэтому полученные результаты геохимических наблюдений, могут превышать установленные государственными органами нормативы качества.

Известно, что на стадии поисково-разведочных работ происходит воздействие на окружающую среду, сопровождающееся изменением внешнего облика ландшафтов и исходной геохимической обстановки природных сред. На одни компоненты природы (почвенно-растительный покров) воздействие точечное и ограничивается строительными площадками, на другие (водная среда) оно несколько больше в силу особенностей природного компонента. При работе на участках недр, в соответствии с лицензионным соглашением об условиях пользования недрами, ПАО «Сургутнефтегаз» проводятся исследования по определению воздействия на окружающую среду посредством экологического мониторинга природных сред. Результаты исследований включают в определение, как фонового, так и текущего состояния, что позволит в дальнейшем оценить степень и последствия воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду.

Список литературы

1. Атлас Тюменской области. Вып. 1. – М.: ГУГК, 1971.

2. Ильина И.С., Махно В.Д. Геоботаническое картографирование. Врезка на карте «Растительность Западно-Сибирской равнины». – М.: ГУГК, 1976.

3. Лёзин В.А. Реки Ханты-Мансийского автономного округа. Справочное пособие. – Тюмень: Вектор Бук, 1999. – 160 с.

4.  Определение содержания нефтяных углеводородов в поверхностных водах и донных отложениях методом хромато-масс-спектрометрии / Т.Л. Жирнова, Л.А. Малышкина, Т.А. Патрина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 116–117.

5. Солодовников А.Ю., Соромотин А.М. Экологическое состояние территории Туканской группы лицензионных участков // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 135–138.

6. Нечаева Е.Г. Ландшафтно-геохимическое районирование Западно-Сибирской равнины // География и природные ресурсы. – 1990. – № 4. – С. 77–83.

7. Сысо А.И. Закономерности распределения химических элементов в почвообразующих породах и почвах Западной Сибири. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 275 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-102-106

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


556.314(470.41)
Р.Х. Мусин (Казанский (Приволжский) федеральный университет), к.г.-м.н., А.Р. Галиева (Казанский (Приволжский) федеральный университет), Т.Г. Кудбанов (Казанский (Приволжский) федеральный университет), Н.А. Курлянов (ООО «Экостандарт «Технические решения»)

Особенности влияния на гидросферу комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий в Нижнекамской промзоне Республики Татарстан

Ключевые слова: подземные и поверхностные воды, промышленная зона, качество воды, загрязнение, буферные свойства геологической среды, вертикальная гидрогеохимическая зональность

В статье рассмотрены особенности состава поверхностных и подземных вод в окрестностях и в пределах Нижнекамской промышленной зоны во временном интервале 1979–2018 гг. Нижнекамская промышленная зона является одной из крупнейших в Европе. Она располагается в пределах Республики Татарстан и включает ряд крупных нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий. Анализ гидрохимических данных позволяет утверждать, что существенного изменения состава природных вод за последние 40 лет в окрестностях промышленной зоны не произошло. В пределах рассматриваемой зоны преимущественно распространены гидрокарбонатные кальциевые и магниево-кальциевые вод с минерализацией до 0,5-0,6 г/л и общей жесткостью до 7-8 ммоль/л. В пределах промышленных площадок минерализация грунтовых вод может достигать 1,25 г/л, жесткость – 17,7 ммоль/л, а окисляемость – 17,3 мгО/л. Максимальной трансформации состав грунтовых вод подвергается в пределах и в ближайшем обрамлении полигонов захоронения промышленных отходов. Здесь минерализация может достигать 12 г/л, жесткость - 135 ммоль/л, а концентрации наиболее характерных загрязнителей (мг/л): нефтепродуктов – до 500–982; фенолов – до 13,9; железа общего – до 153. При этом уже на небольшом удалении от полигона (150-200 м) концентраций многих компонентов-загрязнителей могут снижаться на 1-2 порядка, а на удалении 1,0-1,5 км признаки загрязнения природных вод исчезают. Неизменность во времени состава природных вод в окрестностях Нижнекамской промышленной зоны связана с высокими буферными (защитными) свойствами ее геологической среды.

Список литературы

1. Мусин Р.Х., Курлянов Н.А. О тенденциях в обращении с жидкими промышленными отходами нефтехимического производства в Республике Татарстан // Сергеевские чтения. Вып. 20. Обращение с отходами: задачи геоэкологии и инженерной геологии. Материалы годичной сессии Научного совета РАН по проблемам геоэкологии, инженерной геологии и гидрогеологии (22 марта 2018 г.). – М.: РУДН, 2018. – С. 85–90.

2. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. Тектоника Татарстана. – Казань: Изд-во Казанского университета, 1998. – 140 с.

3. Зайцев И.К. Гидрогеохимия СССР. – Л.: Недра, 1986. – 239 с.

4. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника / под ред. Б.В. Бурова. – М.: ГЕОС, 2003. – 402 с.

5. Мусин Р.Х., Калкаманова З.Г. Формирование состава подземных вод в верхней части гидролитосферы Восточно-Закамского региона Татарстана // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 18–22.

6. Подземные воды Татарии / под ред. М.Е. Королева. – Казань: Изд-во Казанского университета, 1987. – 189 с.

7. Сунгатуллин Р.Х. Комплексный анализ геологической среды: на примере Нижнекамской площади. – Казань: Мастер-Лайн, 2001. – 140 с.

8. Фридман Б.И., Задорожный И.М. Государственная геологическая карта СССР масштаба 1:200000. Сер. средневолжская. – М.: Недра, 1990. – 234 с.

9. Environmental state and buffering properties of underground hydrosphere in waste landfill site of the largest petrochemical companies in Europe / R.Kh. Musin, N.A. Kurlyanov, Z.G. Kalkamanova, T.V. Korotchenko // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2016. – V. 33. – Is. 1. – Art. № 012019.

10. Мусин Р.Х., Мусина Р.З. О влиянии на гидролитосферу полигонов захоронения промышленных отходов // Недропользование XXI век. – 2014. – № 1 (45). – С. 84–87.

11. Общая характеристика источников загрязнения атмосферного воздуха города Нижнекамска / А.Р. Шагидуллин, А.Ф. Гилязова, Г.Ф. Амирянова [и др.] // Российский журнал прикладной экологии. – 2015. – № 3. – С. 30–35.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-108-112

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее