В последнее время Арктика все больше открывается с неизведанных сторон своей необъятной широтой и разнообразием природных запасов. Как сберечь хрупкую природу региона, исправить ошибки прошлых лет, когда сюда свозились отходы производства, бочки, горюче-смазочные материалы и др.? В статье рассмотрены вопросы восстановления поврежденных земель, сохранения жизни уникальным животным и растениям.

В статье рассмотрено экологическое состояние речных вод территории разрабатываемых и неразрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» в бассейне р. Ай-Пим. Бассейн р. Ай-Пим, находящийся на склоне самой низкой части Среднеобской низменности – в Сургутской низине, где в полном объеме проявляются застойные гидрологические явления, на протяжении более чем 30 лет подвергается воздействию со стороны разрабатываемых месторождений углеводородного сырья. В меньшем объеме оказывают воздействие подготавливаемые к разработке месторождения. Все это в совокупности наложило определенный отпечаток на состояние окружающей среды. В первую очередь изменился внешний облик окружающих ландшафтов за счет строительства техногенных объектов. В то же время их строительство на переувлажненных территориях повысило дренированность местности, а это в свою очередь благоприятно повлияло на увеличении видового разнообразия растительных сообществ и животного мира. Изменения геохимического состояния водных объектов визуально не обнаруживаются, поэтому для определения степени воздействия и последствия воздействия на предприятии проводится регулярный мониторинг состояния поверхностных вод, включая донные отложения.

В водах р. Ай-Пим и ее притоков установлено наличие углеводородов, фенолов, биогенных веществ, тяжелых металлов и других химических веществ, содержание которых превышает предельно допустимую концентрацию. Это характерно не только для водосбора данной реки, но и для других водотоков на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, где добыча углеводородов не ведется, что подтверждено многолетними исследованиями, в том числе выполненными ПАО «Сургутнефтегаз». Показано, что содержание в донных отложениях нефтепродуктов, хлоридов, тяжелых металлов и других соединений находится в пределах экологической нормы, характерной для территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. Превышения лимитирующих показателей единичны, что свидетельствует об отсутствии загрязнения донных отложений со стороны объектов добычи нефти и газа.

Список литературы

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

2. Физико-географическое районирование Тюменской области / под ред. Н.А. Гвоздецкого. – М.: Изд-во МГУ, 1973. – 246 с.

3. Болотные системы Западной Сибири и их природоохранное значение / под ред. В.Б. Куваева. – Тула: Гриф и К0, 2001. – 584 с.

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

Морская добыча нефти априори сопряжена с потенциальным негативным воздействием на окружающую среду, рыболовство и рекреационную сферу. Аварии и сопутствующие им нефтяные разливы были и остаются неизбежными спутниками практически всех операций при добыче, транспорте и хранении нефти на море и на суше. При этом нефтяные разливы – это лишь один из многих природных и техногенных источников поступления нефти в морскую среду, а тяжесть последствий разливов далеко не всегда определяется их объемом. В статье отмечено, что около половины глобального потока нефти в морскую среду имеет природное происхождение в результате естественных выходов (разгрузок) нефтегазовых флюидов на морском дне. Между тем, морской нефтегазовый комплекс ответственен лишь за 20 % общего поступления нефти в Мировой океан, а аварийные разливы составляют только 10 % суммарного потока нефти в морскую среду.

Показано, что одним из эффективных способов повышения биопродуктивности и самоочищающей способности морской среды являются искусственные рифы. Комплексное и системное применение искусственных рифов при нефтедобыче на морской платформе состоит в использовании естественных природных процессов для биодеградации нефти в морской среде в режиме пассивного участия недропользователя. При этом организмы биоценоза являются биоиндикаторами состояния морской среды и биоты, обеспечиваются долгосрочное самоочищение и защита морской среды от загрязнения нефтью, не требующие технического обслуживания со стороны оператора.

Список литературы

1. NAS (National Academy of Sciences). Oil in the sea III: Inputs, fates, and effects. National Research Council. – Washington: The National Academies Press, 2003. – 265 p.

2. Патин С.А. Нефть и экология континентального шельфа. В 2 т. Т. 1. Морской нефтегазовый комплекс: состояние, перспективы, факторы воздействия. – М.: ВНИРО, 2017. – 326 с.

3. Патин С.А. Нефтяные разливы и их воздействие на морскую среду и биоресурсы. – М.: ВНИРО, 2008. – 508 с.

4. Немировская И.А. Нефть в океане (загрязнение и природные потоки). – М.: Научный мир, 2013. – 432 с.

5. Olsson E.H. Small spills… cause for concern // Proceedings of the 2005 International Oil Spill Conference. – Washington: API, 2005.

6. UNEP (United National Environment Program) Illegal oil discharge in European Seas // Environment Alert Bulletin. – 2006. – № 7. – 4 p.

7. GESAMP (UN Joint Group of Experts on the Scientific Aspects of Marine Environmental Protection). Estimates of oil entering the marine environment from sea-based activities // GESAMP Reports and Studies – 2007. – № 75. – 96 p.

8. Пат. 2670304 РФ, E02B 17/00, А01К 61/70, В63В 35/32. Способ защиты и оздоровления морской среды при нефтедобыче на стационарной морской платформе / Р.У. Маганов, И.А. Заикин, Ю.Г. Безродный; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2017139872; заявл. 21.12.17; опубл. 22.10.18.

9. Пат. 2314386 РФ, E02B 3/06. Искусственный риф / В.А. Грицыхин; заявитель и патентовладелец ООО «Шельф 06». – № 2006119369/03; заявл. 05.06.06; опубл. 10.01.08.

В настоящее время актуальными становятся вопросы энергосбережения и экологической безопасности на объектах топливно-энергетических комплекса. В статье представлена новая установка, предназначенная для переработки нефтяных отходов и получения водно-масляной эмульсии. Получаемую эмульсию можно утилизировать путем сжигания. При этом значительно сокращаются площади для хранения нефтяных отходов, а также выбросы в окружающую среду в процессе хранения отходов. Кроме того, при сжигании водонефтяной смеси уменьшаются выбросы в атмосферу по сравнению со сжиганием отходов, не содержащих воды. Водонефтяная эмульсия представляет собой смесь нефтяных отходов и воды в определенных пропорциях. В статье дано описание конструкции и приведена принципиальная схема установки, предназначенной для обводнения нефтяных отходов до однородной смеси. Даны результаты исследования режимов работы разработанной установки и оценки содержания воды в смеси. Эксперименты проводились на модельной жидкости, при определенных параметрах имеющей вязкость мазута. Описываемая установка имеет три контура циркуляции. В каждом контуре установлено устройство для перемешивания и получения однородной смеси. Контуры могут работать независимо друг от друга или совместно. Установлено, что наиболее эффективным является контур циркуляции, включающий все устройства установки. По результатам экспериментов выявлено, что для обеспечения стабильности получаемой смеси необходимое содержание воды составляет 20-25%. При иных концентрациях скорость достижения стабильного состояния или мала, или, наоборот, велика, что сопровождается быстрым расслоением на составляющие компоненты.

В статье также дано описание концепции мобильной установки для утилизации нефтяных отходов. Рассмотрена схема установки, приведена предлагаемая компоновка оборудования. Данная установка позволит ликвидировать локальные разливы нефти и нефтяных отходов, перерабатывать их и транспортировать до места сжигания с наименьшими затратами.

Список литературы

1. Шорникова Е.А. Некоторые возможные способы утилизации отходов бурения и нефтедобычи // Биологические ресурсы и природопользование. – 2002. – Вып. 5. – С. 99–109.

2. Жаров О.А., Лавров В.Л. Современные методы переработки нефтешламов // Экология производства. – 2004. – № 5. – С. 43–51.

3. Юльтимирова И.А. Проблемы утилизации нефтешламов // Налоги. Инвестиции. Капитал. – 2004. – № 1. – С. 9–13.

4. Мустафин И.А., Ахметов А.Ф., Гайсина А.Р. Методы утилизации нефтешламов различного происхождения // Нефтегазовое дело. – 2011. – Т. 9. – № 3. – С. 98–101.

5. Кормилицын В.И., Лысков М.Г., Румынский А.А. Комплексная экосовместимая технология сжигания водо-мазутной эмульсии и природного газа с добавкой сбросных вод // Теплоэнергетика. – 1996. – № 9. – С. 13–17.

6. Кормилицын В.И., Лысков М.Г., Румынский А.А. Влияние добавки влаги в топку на интенсивность лучистого теплообмена // Теплоэнергетика. – 1992. – № 1. – С. 41–44.

7. Кормилицын В.И., Лысков М.Г., Румынский А.А. Подготовка мазута к сжиганию для улучшения технико-экономических и экологических характеристик котельных установок // Новости теплоснабжения. – 2000. – № 4. – С. 19–21

8. Пат. на полезную модель 125189 Устройство для переработки нефтеотходов / А.В. Сахарова, А.Е. Утятников, С.А. Квашенников, А.С. Литвиненко, С.М. Дмитриев, В.В. Андреев, Р.М. Лапшин; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт». – № 201214762/04; заявл. 12.10.12; опубл. 27.02.13.

9. Пат. на полезную модель 125893 Дезинтегратор для переработки нефтесодержащих отходов / А.В. Сахарова, А.Е. Утятников, С.А. Квашенников, А.С. Литвиненко, С.М. Дмитриев, В.В. Андреев, Р.М. Лапшин; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт». – № 2012142921/13; заявл. 08.10.12; опубл. 20.03.13.

10. Пат. РФ 2512450 Устройство для переработки нефтеотходов / А.В. Сахарова, А.Е. Утятников, С.А. Квашенников, А.С. Литвиненко, С.М. Дмитриев, В.В. Андреев, Р.М. Лапшин; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт». – № 2012141943/13; заявл. 01.10.12; опубл. 10.04.14.

11. Пат. РФ 2497934 Дезинтегратор для переработки нефтесодержащих отходов / А. В. Сахарова, А.Е. Утятников, С.А. Квашенников, А.С. Литвиненко, С.М. Дмитриев, В.В. Андреев, Р.М. Лапшин; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт»; заявл. 01.10.12; опубл. 10.11.13.

В статье предложены различные технологические решения по предотвращению деформации обсадных колонн скважин Комсомольского месторождения. Проведен обзор мирового опыта по решению проблем деформации обсадных колонн, связанной с просадкой земной поверхности. С целью изучения причин деформации обсадных и лифтовых колонн в добывающих скважинах обработаны радиолокационные спутниковые данные в зоне расположения инфраструктуры нефтедобычи Комсомольского месторождения, обнаружена значительная локальная просадка земной поверхности. Приведены факты, подтверждающие просадку земной поверхности. Для изучения характера и причин смятия колонн дополнительно проанализирована информация о проблемных скважинах Комсомольского месторождения, изучены фрагменты извлеченных колонн насосно-компрессорных труб. Рассмотрены предположительные причины деформации обсадных колонн. Приведены различные методы восстановления внутреннего проходного диаметра обсадной колонны, в том числе путем изоляции проблемного интервала с помощью спуска колонны из безмуфтовых обсадных труб высокой группы прочности и ее цементирования. Для перекрытия проблемного интервала рекомендованы к использованию обсадные трубы промежуточной колонны группы прочности K55 (Д) с максимально возможной толщиной стенки. Даны рекомендации по расширению проблемного интервала либо намыву каверны максимально возможного диаметра, что позволит существенно улучшить качество цементирования и снизить риск потери устойчивости обсадной колонны.

Для оборудования устья скважины разработан эскиз специальной катушки, обеспечивающей при проседании горных пород возможность движения эксплуатационной колонны вверх. Даны рекомендации по проведению дополнительных научных исследований, в том числе таких как геомеханическое моделирование, построение модели динамики устойчивости ствола скважины и уточнение горного давления.

Список литературы

1. Вопросы эксплуатации пескопроявляющих пластов. Влияние пластового давления на вынос песка из коллектора при эксплуатации добывающих скважин / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Г.Г. Гилаев [и др.] // Инженер-нефтяник. – 2010. – № 1. – С. 11–23.

2. Основные причины и методы предупреждения нарушения обсадных колонн при разработке пескопроявляющих продуктивных пластов / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Г.Г. Гилаев [и др.] // Инженер-нефтяник». – 2010. – № 2. – С. 5–12.

3. Dusseault M.B., Bruno M.S., Barrera J. Casing Shear: Causes, cases, cures // SPE 48864-MS. – 2001.

4. Bruno M.S. Geomechanical and Decision Analyses for Mitigating Compaction-Related Casing Damage // SPE 79519-PA. – 2002.

Рассмотрены вопросы плодородия и лесорастительных свойств грунтов, на которых ранее располагались шламонакопители. Исследования проведены в 2017-2019 гг. на территории очистных сооружений ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка». Использованы общепринятые методики изучения лесорастительных свойств загрязненных грунтов и роста древесных растений. Фитотоксичность и плодородие грунтов изучали в полевом эксперименте при рекультивации территории очистных сооружений.

В посадках использованы шесть видов деревьев и кустарников: арония черноплодная (Arónia melanocárpa), роза собачья (Rósa canína), боярышник мягковатый (Crataegus submollis), облепиха крушиновиная (Hippóphae rhamnoídes), черемуха виргинская (Prúnus virginiána), тамарикс ветвистый (Tamarix ramosissima). Участок расположен в зоне светло-каштановых почв. Выявлено, что грунты, на которых ранее располагались шламонакопители, имеют слабощелочную реакцию рН = 8,2-8,6. Они связывают легкорастворимые соли в комплексы, что снижает их содержание с 0,187-0,596 г/л до 0,109-0,286 г/л. Почвы образуют гидрофобную структуру, что ухудшает поступление влаги в корнеобитаемый слой. Это снижает плодородие загрязненных грунтов. Фитотоксичности у испытываемых лекарственных и плодово-ягодных растений не выявлено. Установлено, что древесные растения хорошо приспосабливаются к росту на рекультивированной территории. На третий год после посадки у тамарикса, аронии, розы отмечается цветение и плодоношение. Корневые отпрыски образуют черемуха виргинская и роза. Кластерный анализ адаптивности древесных растений на техногенно нарушенных землях позволил разделить изученные виды на две категории. В первую категорию отнесены растения, наиболее приспособленные к сложным лесорастительным условиям тамарикс, роза и облепиха, во вторую - менее адаптивные к техногенной нагрузке боярышник, черемуха и арония.

Список литературы

1. Оценка воздействия антропогенно трансформированных почв на рост и биопродуктивность сельхозкультур / В.П. Воронина, А.Ю. Бирюков, Р.В. Ведилин, А.В. Инякин // Известия Нижневолжского агроуниверситетского комплекса: Наука и высшее профессиональное образование. – 2016. – № 2 (42). – С. 49–56.

2. Кирпо Н.И., Лобойко В.Ф. Экология почв в мелиоративном земледелии Нижнего Поволжья (теория и практика). – Волгоград: ВГСХА, 2010. – 112 с.

3. Литвинов Е.А., Вдовенко А.В., Калмыков С.И. Интродукция перспективных плодово-ягодных и декоративных культур в условиях Северного Прикаспия // Вестник Саратовского госагроуниверситета им. Н.И. Вавилова. – 2008. – № 5. – С. 34–36.

4. Коваль В.Т., Калинин Т.Ю., Алборов И.И. Новая методика расчета производственных резервов и эффективность природопользования на крупных промышленных предприятиях // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 1997. – № 2. – С. 136–137.

5. Дмитриев Е.А. Почва и почвоподобные тела // Почвоведение. – 1996. – № 3. – С. 310–319.

6. Трофимов С.Я. О динамике органического вещества в почвах // Почвоведение. – 1997. – № 9. – С. 1181–1186.

7. Семенютина А.В., Подковыров И.Ю., Цембелев М.А. Кластерная методика определения успешности интродукции древесных растений родовыми комплексами // Известия Нижневолжского агроуниверситетского комплекса: Наука и высшее профессиональное образование. – 2015. – № 1 (37). – С. 56–61.

8. Mathematical justification of the selection of woody plants biodiversity in the reconstruction of objects of gardening / A.V. Semenyutina, I.Y. Podkovyrov, A.S. Huzhahmetova [et al.] // International Journal of Pure and Applied Mathematics. – 2016. – Т. 110. – № 2. – С. 361–368.

Ожидаемые события можно прогнозировать с той или иной погрешностью в зависимости от природы событий: вероятностной или неопределенной. Для понимания природы риска главное значение имеет связь риска и доходности. Можно выбрать решение, содержащее меньше риска, но при этом меньше будет и получаемый доход, а при самом высоком риске доход имеет наиболее высокое значение. Предприниматель, инвестор могут частично переложить риск на других субъектов экономики, но полностью избежать его невозможно.

В статье рассмотрены понятия «риска» и «неопределенности» с точки зрения решения прикладных задач нефтегазовой экономики, среды принятия управленческих решений, методы оценки их эффективности, поведение инвесторов и др. Существуют три основные области условий (три среды принятия решений), в которых инвесторы принимают решения: среда определенности – точно известны возможные исходы, вероятность равна единице; среда риска – известно множество возможных исходов, каждый из которых характеризуется опеределенной вероятностью его появления; среда неопределенности – известно множество возможных исходов, вероятности появления которых неизвестны. Различные области неопределенности и риска, учитываемые при принятии инвестиционных решений, позволяют выделить три типа поведения инвесторов: склонность к риску, безразличность и нежелание рисковать. Практика показывает, что большинство инвесторов не склонны к риску. Эти подходы рассмотрены на примерах некоторых прикладных задач нефтегазовой экономики, в решении которых авторы принимали непосредственное участие. Отмечено, что использование матрицы выигрышей или рисков с точки зрения нескольких критериев с последующим численным анализом ситуации может быть полезным при принятии окончательного решения и снижает вероятность неудачи. Рассмотренные в статье подходы могут быть использованы также при решении других прикладных задач нефтегазовой экономики.

Список литературы

1. Андреев А.Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтегазовой промышленности.Монография. – М.: Нефть и газ, 1997. – 276 с.

2. Зубарева В.Д., Саркисов А.С., Андреев А.Ф. Технико-экономический анализ нефтегазовых проектов: эффективность и риски. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 280 с.

В статье рассмотрены вопросы российского рынка нефтесервисных услуг, структура и механизм операционной деятельности основных российских и международных игроков рынка. Предпосылки формирования российского рынка нефтесервисных услуг заложили основу для взаимодействия энергетических и нефтесервисных компаний. Сложившаяся в связи с этим операционная модель концептуально отличается от подходов взаимодействия энергетических и нефтесервисных компаний на других развитых и развивающихся рынках. Выявлены особенности взаимодействия национальных энергетических и международных нефтесервисных компаний на российском рынке, показаны преимущества и недостатки моделей сотрудничества. На примерах различных стран и рынков представлены альтернативные подходы к взаимодействию энергетических и международных нефтесервисных компаний с точки зрения видов работ, глубины аутсорсинга нефтесервисных услуг. На фоне существования различных классификаций нефтесервисного рынка и нефтесервисных компаний предложена дополнительная классификация нефтесервисных компаний на мировом и российском рынке по типу операционной модели, что коррелирует с современными тенденциями на динамично развивающемся рынке. Проиллюстрированы основные цели и задачи, которые ставятся государством в рамках проекта «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035» перед национальной нефтегазовой отраслью, основной из которых является интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Выполнение данной задачи требует от энергетических компаний современных технологических решений, которыми обладают лидеры нефтесервисного рынка. В связи с этим предложена концепция интеграции сервисов. Рассмотрены условия, при которых концепция интеграции нефтесервисов наиболее эффективна, а также показаны преимущества и риски данного типа операционного взаимодействия между ключевыми игроками нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. Туктаров С.Р, Большакова О.И. Состояние и перспективы развития рынка нефтесервисных услуг в России // Вестник Уфимского университета. – 2016. – № 12. – С. 32–37.

2. Шафраник Ю.К., Крюков В.А. Нефтегазовый сектор России: трудный путь к многообразию. – М.: Перо, 2016. – 272 с.

3. Климович К.П., Одинцова М.А. Проблемы и перспективы развития машиностроительного комплекса России в условиях рыночной экономики // Экономический журнал. – 2016. – № 2. – С. 16–27.

4. Козеняшева М. Мировой опыт и особенности формирования нефтегазового сервиса в России // Нефтегазовая вертикаль. – 2017. – № 2. –

5. Крайнова Э.А., Кузнецов А.В. Оценка потенциала конкурентоспособности российского рынка геофизических услуг // Записки Горного института. – 2013. – № 1. – С. 185–190.

6. Павлушина Е., Камышников Г. Состояние и перспективы развития нефтесервисного рынка России // Исследование компании Deloitte. – 2016. –

7. Шафраник Ю.К. Теряем нефтесервис – разрушаем экономику // Нефть России. – 2016. – № 1.

8. Schlumberger Annual report 2016. – М.: Schlumberger Annual report, 2017.

Успешно развивающийся процесс газификации регионов Российской Федерации является одним из двигателей общего социально-экономического роста страны, в котором заинтересованы как непосредственные потребители газа, так и ПАО «Газпром» и профильные государственные органы. В настоящее время газификация финансируется за счет средств инвестиционных программ ПАО «Газпром», средств администрации регионов, инвестиционных программ газораспределительных организаций и независимых поставщиков, а также федеральных целевых программ. Поскольку большая часть доходов федерального бюджета приходится на нефтегазовый сектор, его наполнение напрямую связано с ценами на нефть, а также – с ценами на газ, которые рассчитываются на основе привязки к корзине нефтепродуктов. Это приводит к тому, что колебания цен на нефть являются одним из основных факторов, влияющих на формирование федерального бюджета Российской Федерации, инвестиционных программ ПАО «Газпром», федеральных и государственных программ.

В статье на основе ретроспективных статистических данных о ценах на нефть, доходах от экспорта сырой нефти и газа, объемах инвестиций ПАО «Газпром» в развитие газоснабжения и газификации регионов Российской Федерации за последние 14 лет проанализировано влияние цен на нефть на развитие газификации в Российской Федерации. Подтверждена зависимость указанных инвестиций от колебаний нефтяных цен на основе расчета коэффициентов корреляции.

Список литературы

1. Белинский А.В. Влияние газоснабжения и газификации на экономический рост российских регионов (эконометрический подход) // Газовая промышленность. – 2018. – № 770 (спецвыпуск). – С. 6–13.

2. Мельников Р.М. Влияние динамики цен на нефть на макроэкономические показатели российской экономики // Прикладная эконометрика. – 2010. – 2010. – № 1 (17). – C. 20–29.

3. Алехин Б.И. Цена на нефть и экономический рост России // Экономический журнал. – 2016. – № 2 (42). – С. 86–102.

4. Газификация. – http://www.gazprom.ru/about/production/gasification/ (дата обращения: 29.03.2019).

5. Проблемы развития территориальных систем газоснабжения / М.Г. Сухарев, И.В. Тверской, А.В. Белинский, Р.В. Самойлов // Газовая промышленность. – 2009. – № 640 (спецвыпуск). – С. 26–29.

6. Белинский А.В. Экономико-статистический анализ газораспределительного комплекса России // Финансовая аналитика: проблемы и решения. – 2017. – Т. 10. – № 4 (334). – С. 384–402.

7. Белинский А.В. Типологическое изучение финансового состояния газораспределительных организаций России // Нефть, газ и бизнес. – 2017. – № 7. – С. 3–12.

8. Научно-методический подход и опыт разработки схем развития региональных газотранспортных систем / Н.В. Варламов, А.В. Белинский, С.Н. Речинский [и др.] // Газовая промышленность. – 2014. – № 10 (713). – С. 15–19.

Применение пластоиспытателя на кабеле является широко распространенным методом исследований в процессе строительства поисково-разведочных скважин, который позволяет изолировать интересующий участок скважины при помощи селекторного прижимного герметич­ного элемента и получать пробы жидкости и газа из испытываемого участка породы в специальный герметичную емкость. Результаты таких исследований пластоиспытателем на кабеле дают возможность уточнить насыщение и гидродинамические характеристики коллектора; определить пластовое давление, положение межфлюидного контакта; изучить свойства пластовых флюидов; уточнить интервалы для последующего проведения испытаний в колонне и отбора полноценной пробы. Однако не всегда выполнение этих работ и исследований является простой задачей. Испытание пластов приборами на кабеле является сложным многостадийным неустойчивым процессом, протекающим в короткие промежутки времени, поэтому в условиях плотных коллекторов, характеризующихся низкими проницаемостью и подвижностью пластового флюида, глубокой зоной проникновения фильтрата бурового раствора, часто не удается получить представительные результаты в приемлемые сроки. Глубокое проникновение фильтрата бурового раствора искажает картину, поэтому фильтрат раствора и пластовый флюид различают по данным химического анализа и применения дополнительных исследований пробы.

В статье рассмотрена методика повышения эффективности использования получаемой в процессе исследований информации за счет комплексирования различных данных вариативности содержания углекислого газа в пробах с результатами интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС). Продуктивные по ГИС породы уверено подтверждаются данными интерпретации пластовых проб по содержанию углекислого газа, что является дополнительным критерием выделения перспективных на нефть и газ интервалов в разрезе скважины, даже при отсутствии представительных проб нефти.

Список литературы

1. PVT laboratory study report Block 12/11 South Conson, Vietnam / PVT laboratory-REI-J/V «Vietsovpetro». – Vung Tau, 2017.

2. Reservoir Characterization Instrument (RCI) Pressure Testing and Samping Report Vietsovpetro/ Geoscience & Petroleum Engineering. – Ho Chi Minh, 2017.

Перспективность нефтегазоносности региона определяется количеством и размерами открытых на ее территории залежей углеводородов и ресурсным потенциалом еще не опоискованных ловушек. Цель поисково-разведочных работ – открытие месторождения. Дальнейшие разведочные работы направлены на получение максимально возможного объема качественной информации с минимальными затратами средств и времени. Формирование геологической концептуальной модели месторождения, оптимальной схемы разработки и обустройства находят отражение в экономической модели, на основе которой формируется заключение о целесообразности крупных инвестиций. На этапе выбора перспективного участка полезным инструментом может стать статистический метод анализа, который дает возможность спрогнозировать и оценить вероятность геологического открытия, его размеры и качество. Чем дороже строительство поисковой скважины, тем выше ответственность в процессе принятия решений, особенно это важно при опоисковании залежей на шельф. С каждым годом количество открытий крупных месторождений снижается, что обусловливает актуальность анализа перспективности поисковых объектов.

В данной статье рассмотрен анализ влияния качества и количества геолого-геофизической информации на ход открытий месторождений и выявления залежей углеводородов в Северо-Сахалинской нефтегазоносной области. В пределах рассматриваемой территории (шельф о. Сахалин) в 2017-2018 гг. ПАО «Газпром Нефть» на Аяшском лицензионном участке открыты два крупных нефтяных месторождения: Нептун и Тритон. Начальные геологические запасы нефти составили соответственно 415 млн и 137 млн т. Данные открытия создали предпосылки для проведения ретроспективного анализа и попытки выполнения прогноза возможного распределения перспективных с точки зрения опоискования залежей.

Список литературы

1. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. – М.: Научный мир, 2010. – 276с.

2. Роуз Питер Р. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. – 304 с.

3. Семиходский Г.Е., Тимошин Ю.В. Прогноз газоносности ДДВ на основе статистических данных // Геология нефти и газа. – 1982. – № 7. – С. 8–35.

4. Радчикова А.М. Оценка прогнозной части газового потенциала северных районов Западно-Сибирской мегапровинции (суша). – М.: ООО «Газпром ВНИИгаз». – 2010. – № 2(5). – С. 22–27.

5. Подольский Ю.В., Авсиевич А.И., Лебедева Л.В. Оценка начальных суммарных ресурсов углеводородов Тимано-Печорской провинции методом имитационного моделирования // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3.

В статье приведены петрологическая и петрофизическая характеристики метаморфических горных пород. Даны сведения о петротипах метаморфических пород, фильтрационно-емкостных свойствах и их нефтенасыщении. Нефтенасыщение отмечается в горных породах перемещенной коры выветривания, в двуслюдяных сланцах, кварц-мусковит-биотитовых, полевошпат-кварц-биотитовых, полевошпат-амфиболитовых сланцах и в серпентините. В терригенных породах углеводороды пропитывают цементирующую массу; в кристаллических сланцах - отмечаются по мелким трещинам, пропитывают гидрослюдистую массу, развивающуюся по полевым шпатам, образуют пленки на стенках пор выщелачивания либо полностью выполняют их. В карбонатизированном серпентините нефтенасыщение наблюдается по границам новообразованных карбонатов, в малоизмененном серпентините характер насыщения – пятнистый. Углеводороды присутствуют в доломит-тальковом агрегате, который выполняет трещины, пропитывая тальк и придавая ему черный цвет. Углеводороды отмечаются по нитевидным небольшим трещинам, сохранившимся как реликты петельчатой структуры серпентинита. По сопоставлению параметров стандартного комплекса методов геофизических исследований показана возможность петрологического расчленения горных пород коры выветривания и палеозоя. По данным геофизических методов в разрезе уверенно выделяются серпентиниты и их карбонатизированные разности, а также горные породы остаточной и перемещенной коры выветривания. Идентификация слюдяных сланцев и гнейсов по стандартному комплексу геофизических методов затруднительна.

Показано, что коллекторы метаморфических горных пород по структуре пустотного пространства преимущественно порово-трещинные и трещинные. Поровый тип коллектора характерен для незначительной части разреза. Типы коллекторов предложено определять по сопоставлению расчетных параметров твердой фазы по акустическому и плотностному каротажу. Для повышения достоверности петрофизической интерпретации разреза метаморфических пород рекомендовано применение специальных методов геофизических исследований скважин.

Список литературы

1. Шадрина С.В., Кондаков А.П. Новые данные о фундаменте северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 94–99.

2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М.-Тверь: ВНИГНИ: НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 258 с.

3. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. – М.: Недра, 1991. – 368 с.

4. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. – М.: Недра, 1978. – 320 с.

5. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. – М.: Недра, 1984. – 256 с.

6. Князев А.Р. Выделение интервалов трещиноватости в низкопористых карбонатных породах по стандартному комплексу ГИС // Каротажник. – 2005. – Вып. 8 (135). – С. 55–71.

7. Князев А.Р., Костицин В.И. Методика оценки трещиноватости низкопористых нефтенасыщенных карбонатных пород по данным электрометрии скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 5. – С. 24–30.

8. Князев А.Р., Некрасов А.Н. Технология оценки пористости, кавернозности и открытой трещиноватости сложнопостроенных карбонатных коллекторов // Геофизика. – 2011. – № 5. – С. 81–88.

9. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. – Уфа: Тау, 2005. – 256 с.

10. Юматов А.Ю. Распространение упругих продольных волн в пористых горных породах с трещинами и кавернами: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – М., 1984. – 131 с.

11. Бембель С.Р., Ефимов В.А. Петрофизическая интерпретация геофизических исследований скважин и геологическая модель объекта, сложенного метаморфическими породами // В сб. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы / Сост. Б.Н. Еникеев. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. – С. 96–116.

Существующие подходы к созданию гидродинамической модели, основанные на единственной реализации геологической модели, приводят к сложностям при адаптации - необходимости применения дополнительных искусственных корректировок исходных данных и, как следствие, неточной оценке прогнозных технологических показателей разработки. Для принятия взвешенных инвестиционных решений по разработке месторождений необходимо комплексно подходить к оценке возможной степени неопределенности. Для решения данной задачи в ПАО «НК «Роснефть» используется подход итерационного моделирования, который обеспечивает комплексную оценку возможных вариантов геолого-технологических моделей и позволяет варьировать параметры модели для оценки неопределенности и рисков в процессе расчетов.

В статье рассмотрен процесс создания и выбора наиболее вероятной реализации геологической модели пласта ПК₁, обеспечивающей наилучшую адаптацию к истории разработки и минимальную неопределенность при прогнозировании технологических показателей на среднесрочную и долгосрочную перспективу. Реализации модели включают вариации сейсмической основы, распределения параметра литологии, фильтрационно-емкостных свойств неколлекторов, объема водоносного горизонта и его активности. В процессе работ специалистами ПАО «НК «Роснефть» на первом этапе созданы базовые реализации геологической модели, на втором этапе из них на основе разработанного комплексного параметра, характеризующего степень адаптации гидродинамической модели, выбрана наиболее вероятная. Для проверки соответствия геологической реализации фактическим показателям работы скважин применялись современные программные модули компании RFD. Настроен автоматический алгоритм перебора параметров и расчета чувствительности адаптации к их изменению. Выполнен итеративный расчет фильтрационных моделей на базе полученных геологических реализаций с вариацией основных параметров, имеющих высокую степень неопределенности. Комплексный параметр позволил выбрать оптимальную геолого-гидродинамическую основу.

Список литературы

1. Объяснительная записка к атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000 / под ред. И.И. Нестерова. – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. – Вып. 93. – 85 с.

2. Кудаманов А.И., Потапова А.С., Карих Т.М. Специфика седиментации сеноманских отложений на примере Русского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – C. 30–34.

3. Комплексный подход к изучению газовой шапки в пласте ПК1-3 / А.В. Поднебесных, К.А. Мальшевская [и др.] // Нефть и газ. – 2014. – № 6. – C. 5–10.

4. Закревский К.Е. Об оценке горизонтального радиуса вариограмм // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – C. 32–33.

5. Rezvandehy M., Deutsch C.V. Horizontal variogram inference in the presence of widely spaced well data // Petroleum Geoscience. – 2018. – V. 24. – P. 219–235.

6. Анализ пространственного изменения геологической неоднородности и газоносности по данным геофизических исследований скважин / В.В. Черепанов, С.Н. Меньшиков, С.А. Варягов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – C. 32–34.

7. Шилов Г.Я., Захаров А.И. Применение седиментационно-фациального моделирования для оптимизации системы размещения добывающих скважин при разработке сеноманской залежи газа морского Северо-Каменномысского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 7. – C. 39–43.

В первой половине плиоценовой эпохи образование продуктивной толщи происходило за счет питающих областей, в формировании которых принимали участие породы с высоким содержанием кварца. Эти области располагались к северу от Хачмазского реликта. Они представляли собой как низменности, так и плато и возвышенности, образовавшиеся в результате тектонических движений, происходивших вплоть до конца понтического времени. Необходимо отметить, что своим развитием бассейн был обязан не только прогибанию дна, но и впадению в него крупных рек, режим которых контролировался главным образом климатическими факторами. Последние влияли на изменение количества воды в реках и скорость их течения. Основными водосборными артериями в это время являлись Палео-Кура, Палео-Волга, Палео-Узбой, а также Палео-Араз, Палео-Пирсагат, Палео-Урал, Палео-Эмба, Палео-Сулик, Палео-Терек и др. По принципу верхней асимметрии в разрезе продуктивной толщи Апшеронского п-ова выделено семь крупных ритмов. Границы между ними ритмами соответствуют перерывам в осадконакоплении, и в подошве каждого ритма присутствуют следы размыва регрессивной части предыдущего ритма. Фациальная интерпретация данных геофизических исследований скважин позволяет установить особенности условий осадконакопления на локальных участках отдельных регионов, различающихся генезисом осадков. Известно, что бассейн в плиоценовую эпоху на протяжении всего времени существования отличался сложным береговым рельефом, на который влияли дельтовые системы (в том числе подводные части) рек. Все это затрудняет реконструкцию обстановок осадконакопления на отдельных участках, несмотря на то, что для бассейна Южно-Каспийской впадины выявлены и изучены общие закономерности процесса осадконакопления плиоценовых отложений.

Список литературы

1. Кочарли Ш.С. Проблемные вопросы нефтегазовой геологии Азербайджана. – Баку: Qanun, 2015. – 278 с.

2. Изучение и прогнозирование параметров сложных природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины / М.Т. Абасов, Ю.М. Кондрушкин, Р.Ю. Алияров [и др.]. – Баку: Nafta-Press, 2007. – 217 с.

3. Мамедов П.З. Сейсмостратиграфические исследования геоло­ги­ческо­го строения осадочного чехла Южно-Каспийской мегавпадины в связи с перспективами нефтегазоносности: автореф. дис. на соиск. уч. степ. д.г.- м.н. – Баку, 1992. – 40 с.

4. Муромцев В.С. Электрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – М.: Недра, 1984. – 260 с.

5. Никишин А.В. Седиментационная ритмичность и сопоставление разрезов среднего плиоцена Южно-Каспийской впадины // Проблемы геологии и нефтегазоносности впадин внутренних морей. – 1981. – С. 60–66.

6. Шилов Г.Я. Комплексное изучение эффузивных и карбонатных разрезов методами промысловой геофизики (на примере месторождений Кюрдамирской нефтегазоносный области Азербайджана): автореф. дис. на соиск. уч. степ. к.г.-м.н. – М., 1980. – 157 с.

7. Шилов Г.Я., Мамедова И.М. К вопросу определения граничного значе­ния эффективной пористости продуктивных коллекторов по данным ГИС при изучении неоднородных геологических разрезов // Известия вузов «Нефть и газ». – 1991. – № 6. – С. 14–18.

В ряду этапов создания искусственной изоляции пластов в скважине в виде цементного кольца наиболее ответственным и наименее изученным является этап начала затвердевания цементного раствора за обсадной колонной, так называемый период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Доказано, что в этот период давление столба раствора на забой уменьшается, возникают условия для притока в скважину пластовых флюидов и формирования заколонных перетоков. Моделировать эти процессы в лаборатории сложно, а наблюдать в скважине дорого. Поэтому существенным дополнением к их пониманию может стать математическое моделирование.

В статье рассмотрены решения краевых задач уравнения, описывающего процесс падения «гидростатического» давления тампонажных суспензий в скважине с непроницаемыми стенками и в случае, когда столб цементного раствора твердеет в контакте с проницаемым пластом, с заданным давлением флюида, равным пластовому. С помощью полученных формул, построены кривые распределения давления столба цементной суспензии по глубине скважины и во времени, по которым рассчитаны градиенты давления, действующие в период ОЗЦ в кольцевом пространстве скважины. Сформулированы критерии сопротивляемости тампонажных растворов внедрению в них пластового флюида и формированию заколонных перетоков через твердеющий цементный раствор. Сравнение действующих в скважине градиентов давления с критериями сопротивляемости тампонажных растворов позволяет рассчитывать размеры зон суффозионного разрушения структуры цементных суспензий пластовым флюидом в заколонном пространстве в период ОЗЦ.

Список литературы

1. Летченко В.К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1954. – № 8. – С. 18–20.

2. Мамедов А.Б., Рустамбеков А.Ф. Об истиных причинах затрубных выбросов после цементирования обсадных колонн // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1955. – № 2. – С. 13–14.

3. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 212 с.

4. Гайворонский А.А., Фарукшин Л.Х. Гидростатическое давление цементного раствора // Нефтяник. – 1963. – № 10. – С. 30–32.

5. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания // Бурение. – 1969. – № 3. – С. 17–21.

6. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Левайн Д.К. [и др.] // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1980. – № 10. – С. 8–17.

7. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования / А.И. Булатов [и др.] // Газовая промышленность. – 1970. –  № 2. – С. 3–6.

8. Изучение природы газопроявлений после цементирования обсадных колонн / Р.И. Щищенко [и др.] // Газовая промышленность. – 1965. – № 9. – С. 7–11.

9. Райкевич С.И. Разработка способов и технологий повышения продуктивности скважин газовых и нефтяных месторождений: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2004. – 131 с.

10. Рекомендации для передовых методов цементирования / R.T. Oskarsen [at al.] // Нефтегазовые технологии. – 2010. – № 4. – С. 26-29.

11. Orszulik S. Environmental Technology in the Oil Industry. – Springer 2016. – 485 p.

12. Промысловые исследования изменения давления в зацементированной части заколонного пространства скважин / А.Л. Видовский [и др.] // Бурение. – 1974. – № 7. – С. 36–40.

13. Field measurements of annular pressure and temperature during primary cementing / CJ. Jr. Cooke [et al.] // SPE 11206–РА. – 1983.

14. Джабаров К.А. Давление в жидкой фазе буровых и тампонажных суспензий в скважине // Изв. ВУЗов, сер. «Нефть и газ». – 1987. – № 7. – С. 26–30.

15. Хадур М.Х. Формирование давления цементных растворов в скважине в связи с газонефтеводопроявлениями в период ОЗЦ: дис. ... канд. техн. наук. – М., 1991. – 247 с.

16. Джабаров К.А. Методы определения порового давления и нефтегазоизолирующей способности цементных растворов. – М.: ВНИИЭгазпром, 1991. – 24 с.

В нефтяных компаниях применяются сотни различных методов увеличения нефтеотдачи, интенсификации притока нефти и ограничения водопритока. Важными и актуальными задачами являются оценка эффективности различных методов воздействия на пласт и призабойную зону и выбор наиболее эффективных технологий с учетом свойств флюидов и коллекторов. Для решения этих задач используются различные методы: сравнение дебитов и фильтрационных параметров пласта и призабойной зоны до и после воздействия, сравнение характеристик вытеснения. Все эти методы имеют свои недостатки. При оценке дебитов не учитывается изменение забойных давлений до и после воздействия. Кривые восстановления давления часто имеют низкое качество, что затрудняет выполнение достоверного анализа. В основе характеристик вытеснения используются эмпирические зависимости, которые необходимо подбирать в каждом конкретном случае и которые дают возможность для различной интерпретации результатов. Указанных недостатков лишен метод оценки эффективности при помощи анализа динамики добычи, реализуемый в программном комплексе Topaze. При использовании любой технологии дебиты нефти скважин изменяются, что учитывается в Topaze при помощи уравнений подземной гидродинамики. На основе анализа добычи можно сопоставлять не только динамику дебитов и накопленной добычи, но и фильтрационные параметры до и после воздействия, что обеспечивает комплексную оценку эффективности. В сравнении с дебитами использование накопленной добычи является более предпочтительным за счет меньшей погрешности, достигаемой интегрированием дебитов. Наиболее достоверным параметром оценки является изменение продуктивности по нефти. Он учитывает изменения забойного давления и обводненности до и после воздействия. Для определения продуктивности предложен алгоритм, в основе которого используется изменение перепада давления. Данный перепад давления является базовым для методов, связанных с изменением свойств призабойной зоны, и вспомогательным, учитывающим различия фильтрации для площадных методов воздействия. При помощи Topaze достаточно удобно делать прогноз добычи для двух сценариев: с воздействием и без него – с целью оценки прироста накопленной добычи. В итоге анализ динамики дебитов и давлений позволяет решать задачи по оценке эффективности самых разнообразных технологий воздействия на пласт и призабойную зону, в связи с чем данный подход может стать альтернативой используемым методам оценки.

Список литературы

1. Савельев В.А., Токарев М.А., Чинаров А.С. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. – Ижевск : Издательский дом «Удмуртский университет», 2008. – 147 с.

2. РД 153-39.0-110-01 Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: ФГУ «Экспертнефтегаз», 2002. – 119 с.

3. Интегральная оценка эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки нефтяного месторождения / Н.З. Ахметов, Р.Н. Дияшев, В.А. Иктисанов, Н.Х. Мусабирова//В сб. Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Труды 12-го Европейского симпозиума, Казань, 8–10 сентября, 2003 г. – Казань, 2003. – С. 680–685.

4. Кадыров Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием   полимерных материалов. – Казань: Фэн, АН РТ, 2007. – 423 с.

5. Комплекс технологий ограничения водопритока   в   скважины / Р.Р. Кадыров, Р.Р. Латыпов, Р.Х. Низаев [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. – № 1. – С. 67–72.

6. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 303 с.

7. Клюкин С.С., Резяпов Р.И. Современные методы оценки эффективности различных видов воздействий на призабойную зону скважины // Нефтегазовое дело. – 2014. – № 6. – С. 378–391. – http://ogbus.ru/article/view/sovremennye-metody-ocenki-effektivnosti-razlichnyx-vidov-vozdejstvij-na....

8. Мартюшев Д.А. Оценка эффективности проведения солянокислотных обработок по кривым восстановления давления // Газовая промышленность. – 2014. – № 708 (спец. выпуск). – С. 41–44.

9. Dynamic Flow Analysis [Electronic recourse]. – KAPPA, 2008. – 354 p. – http://www.pe.tamu.edu/blasingame/data/z_zCourse_Archive/P324_reference/P324_Supplemental_Text_Mater....

Для многих обводненных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом, характерно то, что фактический газовый фактор значительно превышает проектное значением. При взаимодействии в пласте нефти и воды происходит частичный переход легких компонентов из нефти в воду и вынос их на поверхность в растворенном виде с попутно добываемой водой. При этом свойства пластовой нефти из-за изменения компонентного состава со временем изменяются и начинают отличаться от ее свойств в начале разработки месторождения. В статье рассмотрено влияние изменения вязкости пластовой нефти, обусловленного контактированием с закачиваемой водой, на коэффициент извлечения нефти. На основе решения уравнения Баклея – Леверетта выполнен параметрический анализ влияния характера заводнения на коэффициент извлечения нефти для различных параметров пласта и фазовых проницаемостей. Показано, что увеличение вязкости пластовой нефти, вызванное изменением ее компонентного состава и физико-химических свойств в результате контакта с нагнетаемой в пласт водой, приводит к снижению коэффициента извлечения нефти до 2 % прогнозируемой величины без учета изменения вязкости нефти. На примере одного из объектов Западной Сибири, находящегося на поздней стадии разработки, проведена оценка влияния изменения вязкости пластовой нефти на коэффициент извлечения нефти и накопленную добычу нефти за оставшийся период эксплуатации. Установлено, что в условиях изменения вязкости пластовой нефти при достижении обводненности 95 % прогнозный коэффициент извлечения нефти снизится на 6 %, а прогнозная накопленная добыча нефти - на 10 %. Полученные результаты свидетельствуют о важности учета изменения вязкости нефти в процессе контакта с водой при планировании основных показателей разработки.

Список литературы

1. Михайлов В.Г., Пономарев А.И., Топольников А.С. Прогнозирование газового фактора с учетом растворенного в воде газа на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 3. – С. 41–48.

2. Анализ причин роста газового фактора на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений / М.К. Баймухаметов, Д.С. Гулишов, В.Г. Михайлов [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329. – № 8. – С. 104–111.

3. Гультяева Н.А., Тощев Э.Н. Массообмен в системе нефть – газ – вода и его влияние на добычу нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 100–103.

4. Имашев Р.Н., Федоров В.Н., Зарипов А.М. Об изменении газового фактора в процессе разработки Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 122–125.

5. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти / И.М. Амерханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнева, М.Р. Катаева // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 6. – С. 16–18.

6. Шейх-Али Д.М. Научно-методические основы исследования пластовых нефтей и прогнозирования изменений их свойств в процессе разработки нефтяных месторождений: дисс. ... д-р техн. наук. – Уфа: БашНИПИнефть, 1997. – 215 с.

7. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.

8. Костригин И.В., Загуренко Т.Г., Хатмуллин И.Ф. Программный комплекс «РН-КИН»: история создания, развития и внедрения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 4–7.

Многие месторождения Соликамской депрессии Пермского края находятся на завершающей стадией разработки и характеризуются коэффициентами извлечения нефти, близкими к проектным, высокой обводненность продукции, ухудшением технико-экономических показателей добычи. Для выполнения проектных показателей на месторождениях применяются различные методы увеличения нефтеотдачи. Анализ их применения показывает, что наибольший средний прирост начального дебита нефти достигается при бурении боковых стволов. При обосновании расположения бокового ствола в интервале продуктивного пласта одним из основных показателей дальнейшей эффективности работы скважины является начальный коэффициент продуктивности по нефти.

Предложенная в статье методика позволяет оценивать коэффициент продуктивности по нефти скважин с боковым стволом на основе результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин, фильтрационно-емкостных свойств пласта, физико-химических свойств нефти, а также геолого-технологических показателей с помощью применения методов математической статистики. На первом этапе для всех параметров исходной выборки построены корреляционные поля. Анализ данных полей в совокупности со значениями коэффициента корреляции показывает степень влияния параметров на коэффициент продуктивности скважин по нефти. Затем по всем значениям выборки с использованием пошагового регрессионного анализа получено многомерное уравнение регрессии, в котором зависимой переменной является коэффициент продуктивности скважины по нефти, а независимыми – остальные параметры выборки. Далее проведено сопоставление фактических и рассчитанных по уравнению модельных коэффициентов продуктивности с целью определения равномерности распределения полученных значений. Для выделения классов выбрана зависимость коэффициента продуктивности от зенитного угла бокового ствола в интервале продуктивного пласта, как наиболее статистически значимая. На заключительном этапе для прогноза коэффициента продуктивности с учетом выделенных классов получены регрессионные уравнения, которые позволяют повысить точность прогноза коэффициента продуктивности скважин по нефти.

Список литературы

1. Щербаков А.А., Турбаков М.С., Дворецкас Р.В. Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Соликамской депрессии) // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 97–99.

2. Восстановление и повышение продуктивности добывающих скважин каширского и подольского объектов на одном из нефтяных месторождений Пермского края / А.С. Вотинов, С.А. Дроздов, В.Л. Малышева, В.А. Мордвинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 18. – № 2. – С. 140–148. – DOI: 10.15593/2224-9923/2018.4.4.

3. Щербаков А.А., Хижняк Г.П., Галкин В.И. Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Соликамской депрессии) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 2 – С. 70–73.

4. Варушкин С.В., Хакимова Ж.А. Проектирование геолого-разведочных работ методом строительства боковых стволов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 18. – № 1. – С. 16–27. – DOI: 10.15593/2224-9923/2018.3.2.

5. 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. – DOI: 10.15593/2224-9923/2018.3.1.

В статье представлены результаты проведенных научно-исследовательских работ по разделению добываемого нефтяного газа на растворенный газ и прорывной из газовых шапок. Данная задача является важной для корректного ведения баланса запасов и сопряжена с решением ряда методических проблем в условиях неопределенности исходных данных. В работе рассмотрены несколько методик и подходов к разделению добычи нефтяного газа, их преимущества и недостатки, применимость в условиях месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз». Выбрана методика, которая базируется на гидродинамическом моделировании процессов разработки месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз». Достоверность разделения добываемого газа на растворенный и поступающий из газовой шапки определялась корректностью моделирования процессов разгазирования пластовой нефти при снижении пластового давления и образования конусов газа. Качество настройки модели оценивалось по технологическим показателям разработки месторождения, полученным в результате измерения дебитов, гидродинамических исследований скважин, отбора и лабораторного анализа проб пластовых флюидов. Высокая степень соответствия модели фактическим данным позволяет утверждать, что параметры пласта в ходе адаптации подобраны корректно, что обеспечивает достоверное воспроизведение процессов выделения растворенного газа и прорыва газа из газовой шапки. Найденные параметры связаны функциональной зависимостью с величиной модельного газового фактора по методу регрессионного анализа. На основании найденной регрессии разработан экспресс-метод разделения добычи нефтяного газа, применимый для месторождений ООО «РН‑Пурнефтегаз». В статье рассмотрены основные задачи, которые были решены в ходе выполнения работы, и полученные результаты.

Список литературы

1. СТО Газпром РД 2.2-164-2005. Методика планирования и раздельного учета добычи пластового и тюменского газов, выпавшего в пласте конденсата и нефти при разработке газоконденсатных месторождений с закачкой сухого газа в пласт. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. – 50 с.

2. ПАО «НОВАТЕК». Методика учета добычи полезных ископаемых (газ природный, газовый конденсат, нефть и растворенный газ) при разработке месторождений АО «АРКТИКГАЗ» // Материалы к круглому столу «Особенности разработки нефтегазоконденсатных месторождений и методы учета добычи полезных ископаемых». – 28 с.

3. СТО Газпром 2-3.3-304-2009. Методическое руководство по раздельному учету добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО «ГАЗПРОМ». – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. – 23 с.

4. Coats K.H., Thomas L.K., Pierson R.G. Compositional and Black Oil Reservoir Simulation // SPE 29111-MS. – 1995.

5. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник Башкирского университета. – 2016. – Т. 21. – № 3. – C. 537–544.

6. Бобренёва Ю.О., Давлетбаев А.Я., Махота Н.А. Оценка пластового давления по анализу данных забойного датчика давления до и после нагнетательных тестов при ГРП в низкопроницаемых коллекторах // SPE 187763-RU. – 2017.

7. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2017663444. Модуль «RExLab 2017» ПК «РН-КИМ» / О.С. Борщук, А.В. Сергейчев, Д.Е. Соловьёв, С.Р. Кнутова, И.Ф. Сайфуллин, А.Х. Нуриев, М.А. Никонов, Т.Р. Бадретдинов, М.Р. Бадретдинов, К.А. Штангеева, И.Х. Бадыков, Г.А. Макеев; заявитель и патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2017619937; заявл. 04.10.17; опубл. 01.12.17.

Мировая тенденция снижения добычи нефти на эксплуатируемых нефтегазовых месторождениях в большинстве добывающих стран, включая Федеративную Республику Нигерия, обусловливает необходимость разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, в первую очередь месторождений природных битумов. По экспертным оценкам, запасы битуминозных залежей в Нигерии достигают 38 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. Месторождения расположены на юго-западе страны и образуют пояс протяженностью около 120 км. Битуминозные отложения в Нигерии были обнаружены в 1908 г. «Нигерийской битуминозной корпорацией», однако до настоящего времени эти ресурсы остаются неразрабатываемыми, несмотря на потребность нефтеперерабатывающих заводов в сырье и возрастающие объемы строительства дорог в Нигерии. В связи с этим актуальным направлением являются исследования по разработке технологических решений для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов битуминозных месторождений в Нигерии.

Для извлечения углеводородного сырья из битуминозных отложение используются различные физические и химические методы воздействия на пласт в зависимости от горно-геологических условий залегания битумов. Авторами использован комбинированный метод физико-химического воздействия на образцы битуминозного керна в термобарических условиях, соответствующих условиям их залегания на месторождении Yegbata (Нигерия), с использованием стендового оборудования научно-образовательного центра «Физико-химия пласта» ООО «НПО «Химбурнефть» и Кубанского гос. технологического университета. Изучены возможности комбинированного физико-химического воздействия технологических жидкостей для разработки битуминозных отложений на юго-западе Нигерии. Исследование выполнено в интервале температур от 20 - 75 ⁰С и при давлении от 0,2 до 1 МПа на установке УИПК -1. В качестве технологических жидкостей применялись соединения и составы различной химической природы: низкомолекулярные парафины, керосин, ацетон, воду, водные растворы гидроксида калия в сочетании с различными ПАВ. Показано, что для исследованных условий наиболее эффективными являются комбинированные составы, включающие водный раствор гидроксида калия в сочетании с ПАВ.

Список литературы

1. Нвизуг-Би Л.К. Савенок О.В, Мойса Ю.Н. Классификация трудноизвлекаемых запасов на территории Федеративной Республики Нигерии // Наука, техника и образование. – 2015. – № 11. – С. 18–21.

2. Нвизуг-Би Л.К., Савенок О.В. Трудноизвлекаемые запасы углеводородов, важные ресурсы на территории Федеративной Республики Нигерии // Материалы XXI Международной научно-практической конференции. – М., 2015. – С. 41–46

3. Нвизуг-Би Л.К. Оценка технологических решений для разработки и освоения месторождений тяжелой и битуминозной нефти в Нигерии // Научный журнал КубГАУ. – 2016. – № 120 (06). – C. 44–65.

Одним из традиционных сметодов увеличения нефтеотдачи является применение растворов полимеров, в частности, полиакриламидов (ПАА). Несмотря на неоспоримые преимущества ПАА, высокая адсорбция снижает экономическую эффективность использования данного полимера. Для снижения адсорбции и уменьшения начальной концентрации ПАА в растворах предложено использование веществ, содержащих ионы хрома, которые связывают макромолекулы, в результате чего образуются сшитые полимеры. Проведенные исследования были направлены на изучение статической адсорбции растворов линейных и сшитых анионных ПАА двух марок: SNF FP 307 и частично сульфонированного SNF AN 125 SH - при помощи оптических и спектральных методов. Исследование статической адсорбции растворов линейных ПАА проводилось фотоколориметрическим способом по методике, основанной на стандарте API RP63, и показало, что сульфонированный и гидролизованный ПААменее склонен к адсорбции, чем только гидролизованный. Исследование адсорбции растворов сшитых ПАА фотоколориметрическим способом было невозможным, поэтому оценка адсорбции ПАА из раствора после его сшивки ацетатом хрома проведена косвенным способом по изменению концентрации хрома, которая определялась методом рентгенофлуоресцентного анализа. Определена зависимость коэффициента пропускания растворов при длине волны 490 нм от концентрации ПАА двух марок в диапазоне 0-300 ppm на фотоколориметре КФК-2, а также зависимость интенсивности аналитической линии хрома в растворе ПАА от концентрации хрома в диапазоне 0-27 ppm на спектрометре Thermo Scientific ARL Perform’X с дисперсией по длине волны. Установлено, что в рассматриваемом диапазоне концентраций данные зависимости являются линейными. Таким образом, показано, что сочетание оптических и спектральных методов позволяет определить изменение концентрации как линейных, так и сшитых ПАА в растворах.

Список литературы

1. Нефтепромысловая химия. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений / В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов, А.Г. Телин, М.А. Силин. – М.: Изд. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2011. – 261 с.

2. Химические реагенты и технологии для повышения нефтеотдачи пластов / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.И. Толстых, Л.Ф. Давлетшина. – М.: Изд. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015. – 145 с.

3. Selection of customized polymers to enhance oil recovery for high temperature reservoirs/ N. Gaillard, A. Thomas, B. Giovannetti [et al.] // SPE 177073-MS. – 2015. – DOI:10.2118/177073-MS.

4. Aalaie J., Vashenghani-Ferahani E. Swelling behavior of sulfonated polyacrylamide nanocomposite hydrogels in electrolyte solutions: comparison of theoretical and experimental results // Iranian Polymer Journal. – 2012. – V. 21. – № 3 – P. 175–183.

5. Produced water analysis by X-Ray fluorescence with and without the presence of crude oil / C. Yan, P. Guraieb, N. Ghorbani [et al.] // SPE 188225-MS. – 2017. – DOI: 10.2118/188225-MS/

6. Measurement of composition of drilling mud by X-Ray fluorescence / O.H. Houwen, A. Gilmour, M.W. Sanders [et al.] // SPE 25704-MS. – 1993. – DOI:10.2118/25704-MS/

7. Влияние адсорбции промышленных поликислот на проницаемость пористых кремнеземных сред / С. В. Крупин [и др.] // Журнал прикладной химии. – 1987. – Т. 40. – № 9. – С. 2134–2137.

8. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах / К. Холмберг, Б. Йёнссон, Б. Кронберг, Б. Линдман / пер. с англ. – М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. – 528 с.

9. Оптимизация эксплуатационных характеристик полимердисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов / Г.Г. Печерский, Ю.Р. Кускильдина, А.В. Антусёва, М.В. Казак // Полимерные материалы и технологии. – 2015. – Т. 1. – № 2. – C. 68–74.

10. Акимхан А.М. Адсорбция полиакриловой кислоты и полиакриламида на монтмориллоните // Журнал физической химии. – 2013. -– Т. 87. – № 11. – С. 1898–1903.

11. Smith F.W. The behavior of partially hydrolysed polyacrylamide solutions in porous media // Journal of Petroleum Technology. – 1970. – № 22. – Р. 148–156.

Рассмотрены научные и прикладные проблемы определения и нормирования прочности магистральных нефтепроводов. Эти проблемы решаются на базе основных и поверочных расчетов прочности для всех основных стадий жизненного цикла трубопровода. Основной расчет прочности на стадии проектирования осуществляется детерминированным методом на базе сопоставления эксплуатационных напряжений с допускаемыми, устанавливаемыми по коэффициентам запаса прочности (зарубежные нормы) или предельным состояниям и предельным сопротивлениям (отечественные нормы). Целью основного расчета является определение минимально необходимой толщины стенки трубы для заданных давлений и диаметров трубопровода и выбранных трубных сталей. На стадиях строительства, испытаний и эксплуатации используется система поверочных расчетов прочности с учетом факторов времени с изменением механических свойств (за счет старения и деградации) и толщины стенки (за счет коррозии и развития дефектов). При длительной эксплуатации трубопровода накапливаются изменения, связанные с условиями его работы: меняются технологические режимы транспортировки, реологические свойства перекачиваемого продукта, состав оборудования перекачивающих станций. Периодически возникает необходимость изменения схемы транспортировки, а выполняемые при капитальном ремонте и реконструкциях замены участков трубопровода приводят к изменению его протяженности. Указанные изменения (с учетом накопленного за длительный период эксплуатации эффекта) могут приводить к изменению рабочих давлений по трассе трубопровода, установленных первоначальным проектом. Данные процессы влияют на запас прочности, который также становится функцией времени. На основании выполненных расчетов, с учетом фактических запасов прочности, принимается решение о дальнейшей эксплуатации участка трубопровода, его выводе из эксплуатации или проведение ремонтно-восстановительных работ.

В статье приведены факторы, которые необходимо учитывать при обосновании прочности длительно эксплуатируемого магистрального трубопровода, к основным из них относятся: использование фактических механических характеристик труб, учет накопленных повреждений, склонности трубной стали к старению и деградации, а также данные по фактическому нагружению трубопровода внутренним давлением. Отмечены основные способы получения информации, необходимой для выполнения прочностного расчета, включающие внутритрубную диагностику и механические испытания образцов труб и металла. Проанализированы направления изменения запасов прочности с введением детерминированных, статистических и вероятностных расчетных характеристик. Обозначены задачи, для решения которых используются статистические и вероятностные поверочные расчеты. Предложены базовые расчетные выражения для основных и поверочных расчетов для соответствующих стадий жизненного цикла трубопровода.

Список литературы

1. СниП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы». – М.: ФГУП ЦПП, 2005. – 60 с.

2. API 579/ASMEFFS-1 Fitness for servise.

3. DIN 17457. Труба нержавеющая сварная.

4. Иванцов О.М., Мазур И.И. Безопасность трубопроводных систем. – М.: ИЦ-ЕЛИМА, 2004. – 1104 с.

5. Перспективы исследований в области анализа риска для совершенствования государственного регулирования и повышения безопасности объектов нефтегазохимического комплекса / С.Г. Радионова, С.А. Жулина, Н.А. Махутов [и др.] // Безопасность труда в промышленности. – 2017. – № 9. – С. 5–13.

6. Идентификация трубных сталей отечественного и зарубежного производства / Ю.В. Лисин, Н.А. Махутов, Д.А. Неганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – С. 90–95.

7. Махутов Н.А. Прочность и безопасность: фундаментальные и прикладные исследования. – Новосибирск: Наука, 2008. – 528 с.

8. Probabilistic analysis of transportation systems for oil and natural gas / Yu.V. Lisin, N.A. Makhutov, V.A. Nadein, D.A. Neganov // Probabilistie Modeling in System Engineering. Ser. Engineering. System Engineering. London, 2018. – С. 81–103.

9. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность средств хранения и транспорта энергоресурсов / Научный руководитель Н.А. Махутов. – М.: Знание, 2019. – 928 с.

10. Комплексные механические испытания для расчетов прочности магистрального трубопроводного транспорта и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, Н.А. Махутов, Д.А. Неганов [и др.] // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2018. – Т. 84. – № 4. – С. 47–59.

Исторически сложилось, что гидравлические расчеты трубопроводов для перекачки однородных жидких и газообразных сред выполняются по разным формулам: в первом случае, как правило, вычисляют потери напора на трение по формуле Дарси - Вейсбаха, а во втором – как правило, разность квадратов начального и конечного давлений в газопроводе (исключением является случай течения газа в трубопроводах низкого давления, где также используется формула Дарси – Вейсбаха). В результате независимого друг от друга развития, методы вычисления гидравлического сопротивления трубопроводов для указанных сред в настоящее время существенно различаются. В частности, вопреки единству законов гидравлики даже зоны трения турбулентного режима применительно к газопроводам стали именовать «режимами» («смешанный», «квадратичный»). Происхождение данных «технологизмов» объясняется практическим отсутствием ламинарного режима в практике трубопроводного транспорта газа, но по сути создает впечатление, что гидравлика при течении газов в системах газораспределения и магистральных газопроводах иная, чем в нефте- и нефтепродуктопроводах.

Другая проблема гидравлических расчетов заключается в том, что до настоящего времени вычисление потерь напора при перекачке нефти и нефтепродуктов с малыми добавками высокомолекулярных веществ (противотурбулентных присадок – ПТП), а также сжиженных газов выполняется по формуле Дарси – Вейсбаха, а при перекачке нефти и нефтепродуктов без добавок ПТП (при решении теоретических задач) – по обобщенной формуле Л.С. Лейбензона.

Автором выполнены исследования по обеспечению единого методического подхода при расчете гидравлического сопротивления трубопроводов в случае перекачки однородных жидких и газообразных сред. Показано, что обобщенная формула Л.С. Лейбензона как более удобная может быть использована при анализе перекачки самых разнообразных сред: нефти, нефтепродуктов, газа, сжиженных углеводородных газов. Данный результат вполне объясним единством гидравлических закономерностей для капельных жидкостей и газов. Установлены величины коэффициентов Л.С. Лейбензона в случаях перекачки газа по магистральным газопроводам, нефти и нефтепродуктов с противотурбулентными присадками, сжиженных углеводородных газов, а также границы зон трения турбулентного режима в этих случаях.

Список литературы

1. Гидравлика: руководство для нефтяных ВУЗов, техникумов и работников нефтяной промышленности /Л.С. Лейбензон, Д.С. Вилькер, П.П. Шумилов, В.С. Яблонский. – М.-Л.: ОНТИ НКТП СССР, 1932. – 310 с.

2. Проектирование, эксплуатация и ремонт магистральных нефтепродуктопроводов / В.С. Яблонский, В.Ф. Новоселов, В.Б. Галеев, Г.З. Закиров. – М.: Недра, 1965. – 410 с.

3. Лейбензон Л.С. О применении формулы типа формулы Ланга в нефтепроводном деле // Нефтяное хозяйство. – 1926. – № 6. – С.789–793.

4. Лейбензон Л.С. Теоретическая формула для определения потери напора при движении жидкости в круглой трубе // Нефтяное хозяйство. – 1927. – № 3. – С. 386–394.

5. Зайцев Л.А., Ясинский Г.С. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 1980. – 187 с.

6. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров [и др.]. – М.: Недра, 1988. – 386 с.

7. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата / А.А. Коршак, А.И. Забазнов, В.В. Новоселов [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 224 с.

8. Середюк М.Д., Якимiв Й.В., Лiсафiн В.П. Трубопровiдный транспорт нaфти i нaфтoпродуктiв: Пiдручник. – Iвано-Франкiвськ: ФНТУНГ, 2001. – 517 с.

9. Магистральные трубопроводы / А.А. Коршак, Н.Н. Шманов, Ф.А. Мамонов [и др.]. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. – 448 с.

10. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. – Ростов-на-Дону: Феникс, 2016. – 540 с.

11. Коршак А.А., Пшенин В.В. О границах зон трения турбулентного режима в газораспределительных и магистральных газопроводах // Тезисы докладов XIII учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2018». – Уфа: УГНТУ, 2018. – С. 400–402.

12. Петерфалви Ф. Внесение химреагентов для снижения трения в трубопроводы высокого давления для транспортировки жидких углеводородов компании MOL // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 4. – С. 29–41.

13. Особенности работы магистрального нефтепровода с применением противотурбулентной присадки/ А.И. Гольянов, А.А. Гольянов, Д.А. Михайлов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 2. – С. 36–43.

14. Абдурашитов С.А., Тупиченков А.А. Трубопроводы для сжиженных газов. – М.: Недра, 1965. – 215 с.

15. Морозова Н.В., Коршак А.А. О границах зон трения при гидравлическом расчете нефте- и нефтепродуктопроводов // Нефтегазовое дело. – 2007. – № 5. – С. 120–125.

16. Черникин А.В. О гидравлическом расчете трубопроводов по формуле Л.С. Лейбензона // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 4. – С. 65–66.

17. Черникин А.В., Талипов Р.Ф. Об использовании уравнения Кольбрука при гидравлическом расчете трубопроводов по обобщенной формуле // Трубопроводный транспорт (теория и практика). – 2010. – № 4. – С. 14–16.