В настоящее время вопросы воспроизводства ресурсной базы ПАО «Татнефть» и в целом Республики Татарстан являются особенно актуальными. Восполнение ресурсной базы за счет открытия новых месторождений не обеспечивают 100%-ную компенсацию текущей добычи нефти. Вновь открываемые месторождения по объективным геологическим причинам являются мелкими и очень мелкими. В связи с этим компания уделяет большое внимание изучению доманиковым отложениям (возраст – от заволжского до саргаевского, включительно), широко распространенным в Татарстанеи в целом в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. С 2013 г. ПАО «Татнефть» активно проводит работы по изучению доманикитов. В настоящее время проведено уточнение геологического строения доманиковых отложений, определены основные перспективы и разработки, выполнен ряд научно-исследовательских и тематических работ, ежегодно отрабатываются и внедряются технологии и методы воздействия на пласты с низкими фильтрационными характеристиками (технологии бурения горизонтальных скважин и так называемые «щадящие» кислотные и многозонные гидроразрывы пластов (ГРП)).

В статье рассмотрен опыт ПАО «Татнефть» в изучении и добыче нефти из доманиковых отложений. Приведены результаты научно-исследовательских работ по изучению доманиковых отложений, выполненных с привлечением специалистов МГУ, ИПНГ РАН, ВНИГНИ, КПФУ, ИОФХ им. А.Е. Арбузова. Первоочередной цель – вовлечение в разработку запасов углеводородов в доманиковых отложениях семилукского, мендымского горизонтов – плотных слабопроницаемых породах, обогащенных значительным количеством органического вещества и являющихся как нефтепроизводящими отложениями, так и резервуаром для образовавшихся углеводородов. В перспективных интервалах разреза, выделенных по материалам расширенного комплекса геофизических исследований скважин, проводятся большеобъемные обработки призабойной зоны, солянокислотные обработки, ГРП, кислотные ГРП. В статье детально рассмотрены результаты опытно-промышленных работ, выполненных в интервалах с различной характеристикой подвижности углеводородов. Приведены методика отбора скважин, комплекс проводимых мероприятий, успешность работ по объектам. Затронут вопрос необходимости создания полигонов. Сделан вывод о перспективах и направлениях дальнейших работ в доманиковых отложениях.

В скв. 14414 Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения проведены комплексные наблюдения с целью изучения воздействия пороховыми генераторами давления на нефтяной пласт. Проведено шесть последовательных воздействий с набором из 3, 5, 7, 8, 8, 7 специальных пороховых шашек. Интервал времени между воздействиями составлял 3 ч. Один из методов наблюдения заключается в проведении непрерывного мониторинга короткопериодного волнового поля с использованием локальной сети высокочувствительных трехкомпонентных цифровых сейсмических станций, установленных на земной поверхности. Проведенные работы показали информативность сейсмических данных. В результате работы выяснены механизмы образования сейсмических сигналов. Они обусловлены как непосредственно работой зарядов, располагавшихся в скв. 14414, так и процессами, обусловленными реакцией пласта и примыкающих к нему горных пород. Объяснены пути движения сейсмических волн к пунктам наблюдений. Полученные данные позволяют оценить длительность процессов эффективного воздействия на нефтяной пласт, а также протекание регистрируемых сейсмических процессов после завершения операций в скважине. Установлены источники возбуждения сейсмических сигналов в продуктивном пласте, примыкающем к затрубному пространству и в прилегающих породах, определены каналы распространения волн.

В статье представлены первые результаты сейсмических наблюдений динамического воздействия на нефтяной пласт и анализа постпроцессов. Рассмотрены сейсмограммы местных землетрясений с определением временных отметок вступлений прямых сейсмических волн, спектры сейсмических событий, проведен анализ изменений уровня микросейсмического фона. Полученные результаты подтверждают перспективность использования порохового воздействия для увеличения трещиноватости пласта. Показана целесообразность продолжения работ на других площадях с целью адаптации разработанной технологии к разнообразным условиям, эффективного развития технологии, оптимизации режимов воздействия в привязке к изменяющимся условиям, разработки методов измерений, которые позволят определить критерии оценки завершенности операций воздействия в режиме реального времени.

Список литературы

1. Современная геодинамика и сейсмичность юго-востока Татарстана / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, Ю.О. Кузьмин [и др.]. – Казань: ФЭН, 2012. – 240 с.

2. Анализ тонкой структуры короткопериодных сейсмических полей по группе станций / П.Б. Каазик, Ю.Ф. Копничев, И.Л. Нерсесов, М.Х. Рахматуллин // Доклады АН СССР. – 1989. – Т. 308. –  № 5. – С. 1090–1094.

3. Анализ тонкой структуры короткопериодных сейсмических полей по группе станций / П.Б. Каазик, Ю.Ф. Копничев, И.Л. Нерсесов, М.Х. Рахматуллин // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. – 1990. – № 4. – С. 38–49.

4. Бат М. Спектральный анализ в геофизике. – М.: Недра, 1980. – 535 с.

5. О возможности поиска газовых месторождений по спектральным отношениям амплитуд микросейсмического фона / И.Л. Нерсесов, П.Б. Каазик, М.Х. Рахматуллин, Ф.С. Трегуб // Доклады АН СССР. – 1990. – Т. 312. – № 5. – С. 1084–1086.

В настоящее время в связи с началом промышленной эксплуатации месторождений сверхвязкой нефти большое внимание уделяется проблемам изучения гидрогеологических условий данных объектов. На территории Республики Татарстан залежи сверхвязкой нефти в тектоническом плане расположены в пределах западного склона Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины. Большая часть запасов приурочена к терригенным отложениям шешминского горизонта уфимского яруса, меньшая – к карбонатным и карбонатно-терригенным отложениям казанского, сакмарского и ассельского ярусов.

В статье рассмотрены гидрогеологические условия месторождений сверхвязкой нефти, расположенных в различных тектонических районах. Выполнен анализ условий формирования вод, а также химического состава верхних, внутренних и нижних вод наиболее изученных месторождений сверхвязкой нефти, приуроченных к карбонатно-терригенным отложениям казанского яруса, терригенным отложениям шешминского горизонта уфимского яруса, нижнепермским карбонатным образованиям сакмарского и ассельского ярусов. Гидрогеологических условий изучались по данным ранее проведенных поисково-разведочных и опытно-промышленных работ. Сделан вывод, что типы вод и их минерализация не зависят от стратиграфической приуроченности водоносных горизонтов, а определяются близостью залежей сверхвязкой нефти и положением местного базиса дренирования. Химический состав подземных вод, расположенных в пределах западного склона Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины, заметно различается. Установлена активная гидродинамическая связь между водоносными горизонтами, обусловливающая смешивание вод каменноугольных и пермских отложений. Процессы взаимодействия вод одного типа с углеводородами нефти при участии сульфатвосстанавливающих бактерий приводят к появлению вод другого типа во внутренних водах залежей сверхвязкой нефти. Выявление основных закономерностей изменения химического состава вод позволит своевременно разрабатывать мероприятия по предотвращению отрицательных последствий процесса разработки на окружающую и геологическую среду.

Список литературы

1. Изучение гидрогеологических условий залежей сверхвязкой нефти при их разработке с использованием паротеплового метода / П.Н. Кубарев, Н.А. Аслямов, Г.И. Петрова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 49–52.

2. Гатиятуллин Н.С. Особенность пространственного размещения пермских битумов и нижележащих залежей нефти на территории Республики Татарстан // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т. 5. – № 3. – 12 c. – Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/9/34_2010.pdf

3. Анисимов Б.В. Гидрогеологические особенности залегания битумных залежей в пермских отложениях ТАССР. В сб. Природные битумы – дополнительный источник углеводородного сырья // Тр. ин-та / ИГиРГИ. –1984. – С. 136–142.

4. Гидрогеологические условия месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов / Р.С. Хисамов, Р.Н. Гатиятуллин, Р.Л. Ибрагимов [и др.]. – Казань: Ихлас, 2016. – 176 с.

В статье представлены результаты теоретических исследований технологических параметров бурения боковых стволов (БС), влияющих на проходимость профильного перекрывателя (ПП), и допустимых осевых нагрузкок для доведения ПП до интервала установки и перекрытия зоны осложнений. На Ромашкинском месторождении при бурении БС и боковых горизонтальных стволов (БГС) наибольшее число осложнений встречается в кыновских аргиллитах, толщина которых местами достигает 30 м. Осложнения выражаются в осыпях, обвалах аргиллитов и образовании каверн и уступов на границе перехода от мягких пород к твердым прослоям кыновских отложений, а также в наличии зон полного (катастрофического) поглощения промывочной жидкости. На изоляцию зон поглощения методами намыва наполнителей и цементных заливок расходуется большое количество материалов и времени, в большинстве случаев без положительного результата. Особенно труднопреодолимыми эти осложнения становятся на участках интенсивного набора и уменьшения зенитного угла или корректировки азимутального направления БС и бурения горизонтальной части ствола. Это обусловлено особенностями работы забойного двигателя с углом перекоса, что приводит к образованию большого числа расширений и уступов, и малыми диаметрами стволов. При применении ПП для изоляции зон осложнений наблюдались случаи их непрохождения через такие участки БС. Приходилось извлекать перекрыватель из скважины, расширять и калибровать ствол раздвижными расширителями, затем вновь спускать и устанавливать ПП, что увеличивало продолжительность и стоимость бурения БС. На основе полученных данных в процессе исследования технологических параметров бурения БС и анализа практического опыта применения ПП для изоляции зон осложнений даны рекомендации по совершенствованию технологических параметров, соблюдение которых позволит беспрепятственно доводить ПП до интервала установки и сократить сроки и стоимость строительства БС и БГС.

Список литературы

1. Изоляция зон поглощений бурового раствора в боковых стволах с применением профильного перекрывателя / К.В. Мелинг, Ф.Ф. Ахмадишин, А.Л. Насыров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 107–109.

2. Изоляция кыновских аргиллитов профильным перекрывателем ПБИ-144/130 / Ф.Ф. Ахмадишин, К.В. Мелинг, А.А. Мухаметшин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 7. – С. 16–17.

3. Пат. 1070989 РФ, МПК Е 21 В 29/00. Профильный перекрыватель / К.В. Мелинг, Г.С. Абдрахманов, И.Г. Юсупов, Ю.А. Сафонов; заявитель и патентообладатель ТатНИПИнефть. – № 3475326/03; заявл. 27.07.82; опубл. 30.08.94.

4. Пат. 2172387 РФ, МПК Е 21 В 29/10. Башмак для установки профильных перекрывателей в скважинах / И.Г. Юсупов, Г.С. Абдрахманов, Р.Г. Фархутдинов, Н.Х. Хамитьянов, К.В. Мелинг, И.К. Кашапов, А.А. Мухаметшин, Н.Н. Вильданов, А.Л. Насыров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, ТатНИПИнефть. – № 99117606/03; заявл. 10.08.99; опубл. 20.08.01.

5. Пат. 2483187 РФ, МПК Е 21 В 23/03. Устройство направляющее для ввода хвостовика в боковой ствол / А.Г. Зайнуллин, А.А. Мухаметшин, Р.Х. Илалов, М.Г. Сабиров, Б.М. Романов, Н.А. Гараев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011151676/03; заявл. 16.12.11; опубл. 27.05.13.

6. Пат. 2498043 РФ, МПК Е 21 В 29/00. Башмак-клапан для установки профильного перекрывателя в скважине / К.В. Мелинг, С.Г. Багнюк, А.Л. Насыров, М.А. Исмагилов, В.К. Мелинг; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2012119649/03; заявл. 12.05.12; опубл. 10.11.13.

7. Пат. на полезную модель 56932 РФ, МПК Е 21 В 29/10. Соединение профильных труб перекрывателей скважин / К.В. Мелинг, Ф.Ф. Ахмадишин, А.Л. Насыров, С.Л. Багнюк, Р.Я. Хабибуллин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2006113512/22; заявл. 20.04.06; опубл. 27.09.06.

8. Развитие техники и технологии восстановления герметичности эксплуатационных колонн и изоляции зон осложнений в боковых стволах профильными перекрывателями / А.А. Мухаметшин, А.Л. Насыров, И.Ф. Мухтаров, Н.А. Гараев // Инженер-нефтяник. – 2018. – № 4. – С. 34–40.

9. Иогансен К.В. Спутник буровика: справ. – М.: Недра, 1986. – С. 153–158.

10. РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Управление по бурению ОАО «Газпром», ОАО НПО «Бурение». – 2000. – 214 с.

11. Пат. 2117747 РФ, МПК Е 21 В 7/28. Расширитель скважин / К.В. Мелинг, Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, Ф.Г. Арзамасцев, А.А. Мухаметшин; заявитель и патентообладатель ТатНИПИнефть. – № 97103091/03; заявл. 28.02.97; опубл. 20.08.98.

Качественное цементирование и герметичность цементной крепи могут быть достигнуты в случае полноценного замещения бурового раствора тампонажным. При строительстве наклонно направленных и горизонтальных скважин наличие зон защемления бурового раствора между обсадной колонной и стенкой скважины снижает вероятность получения качественной крепи. Наиболее действенным мероприятием, направленным на разрушение зон защемления бурового раствора, является перемещения (вращение, расхаживание) обсадной колонны в процессе выхода цементного раствора в заколонное пространство. Выполнение расхаживания сопряжено с геологическими и технологическими ограничениями. Вращение же не оказывает гидродинамического воздействия на пласт, при этом создает дополнительную турбулизацию потока тампонажного раствора и открывает застойные зоны бурового раствора потоку буферной жидкости и тампонажного раствора. Многочисленными стендовыми и модельными исследованиями подтверждено, что вращение колонны позволяет существенно повысить степень замещения бурового раствора тампонажным. Однако на практике вращательные операции при цементировании проводятся редко. В первую очередь это связано с отсутствием специального устьевого оборудования и ограничением нагрузки на резьбовые соединения обсадных труб.

В статье рассмотрено развитие вращательного цементирования обсадных колонн в ПАО «Татнефть». Первые вращательные операции были проведены в горизонтальных скважинах месторождения сверхвязкой нефти при креплении 245-мм эксплуатационных колонн с премиум резьбами с мобильных буровых наклонных мачт. Применение вращающей цементировочной головки позволило проводить вращение без остановок для продавки разделительной пробки и значительно улучшить качество крепи эксплуатационных колонн. Для крепления хвостовиков в горизонтальных скважинах на девонские отложения разработан и испытан уникальный комплекс оборудования, включающий цементировочный вертлюг и разъединительное устройство. Для масштабного применения вращательных операций изготовлена универсальная вращающаяся цементировочная головка для крепления эксплуатационных колонн диаметром 102-168 мм на буровых установках, оборудованных верхним силовым приводом или ротором. Опыт вращательных операций показал, что основным фактором, не позволяющим вращать обсадную колонну на всем протяжении процесса цементирования, является ограничение по крутящему моменту на резьбовые соединения типа ОТТМ. Как правило, критический момент достигается в процессе закачки тампонажных цементов при выходе за обсадную колонну, при этом возникают сопротивления вращению из-за планетарного режима вращения обсадной колонны. Выявлен также другой ограничивающий фактор – эффект скручивания и стягивания колонны, при этом увеличивается осевая нагрузка на крюке и вращение останавливается. Несмотря на это, исследования методами акустической и гамма-гамма цементометрии подтверждают положительный эффект в достижении гомогенной цементной крепи за обсадной колонной.

Список литературы

1. Effect of casing rotation on displacement efficiency of cement slurry in highly deviated wells / Yuhuan Bu [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – V. 52 (April). – P. 317–324. –

https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1875510018300544.

2. Investigating the Benefits of Rotating Liner Cementing and Impact Factors / Quek Khang Song [et al.] // SPE-180578-MS. – 2016.

3. Рябоконь С.А., Мильштейн В.М., Лазаренко А.В. Устройство для вращения обсадной колонны в процессе ее цементирования // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – С. 72–73.

4. Разработка устройства для вращения эксплуатационной колонны при ее цементировании / Ф.Ф. Ахмадишин, А.В. Киршин, А.Р. Исхаков [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2016. – Вып. 84. – С. 120–122.

5. Крепление обсадных хвостовиков с вращением в горизонтальных стволах / Ф.Ф. Ахмадишин, А.В. Киршин, И.М. Зарипов, А.Р. Исхаков // Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной основателю горизонтального бурения – А.М. Григоряну, Казань, 6–7 сент. 2017 г. – Казань : Слово, 2017. – С. 117–120.

6. Универсальная цементировочная головка / Р.И. Шафигуллин, Ф.Ф. Ахмадишин, И.М. Зарипов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2018. – Вып. 86. – С. 233–237.

7. Разработка оборудования с беспроводными регистраторами момента вращения и осевой нагрузки для цементирования обсадной колонны с одновременным ее вращением / И.М. Зарипов, А.Р. Исхаков, А.М. Зарипов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2018. – Вып. 86. – С. 215–219.

В статье рассмотрена возможность применения различных систем размещения скважин для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, сконцентрированных в слабодренируемых и недренируемых участках и залежах. Решение данной задачи является актуальным в условиях истощения основных нефтяных месторождений Республики Татарстан.

В статье рассмотрены подходы и инструменты для автоматизированного размещения проектных скважин по неравномерной сетке, удовлетворяющей технологическим и экономическим ограничениям и имеющей максимально возможную плотность. Разработана методика, позволяющая в автоматизированном режиме выполнять поэтапную расстановку проектных скважин по критериям применимости для ввода в промышленную эксплуатацию. Методика реализована в программном модуле технико-экономической оценки запасов нефти, который включен в программный комплекс «КИМ Эксперт». Блок поиска оптимальных решений формирует массив планируемых мероприятий по скважинам из возвратного фонда и бурения новых с учетом заданных ограничений по минимально необходимой экономической эффективности геолого-технического мероприятия и допустимому уровню геологических рисков.

С использованием программного модуля выполнены расчеты по 208 объектам разработки ПАО «Татнефть». Для каждого объекта выполнены расстановка проектных скважин, расчет базовых показателей, анализ экономических и технологических показателей разработки для различных вариантов расстановки проектных скважин посредством комбинации значений начального шага сетки проектных скважин и индекса доходности дисконтированных затрат. Определены оптимальные варианты. Проведен статистический анализ распределения исходных параметров для оптимальных вариантов расстановке проектных скважин для 208 объектов разработки. На примере одного из месторождений выполнено объединение проектных скважин в случае их совпадения в общем плане. Данный подход позволяет осуществить перевод скважин на другие горизонты или использовать технологию одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, вследствие чего сокращаются капитальные вложения, эксплуатационные затраты, время разработки многопластовых месторождений.

Выполненные расчеты позволили ранжировать объекты разработки по экономическому потенциалу в сопоставимых исходных условиях. На основе полученных результатов оценен потенциальный перспективный фонд для бурения.

Список литературы

1. Свидетельство 2018613935 РФ. Технико-экономическая оценка запасов нефтяного месторождения / Ф.М. Латифуллин, Рам.З. Саттаров, С.В. Смирнов, М.Н. Ханипов, Р.Р. Хафизов, М.А. Шарифуллина; заявитель и правообладатель ПАО «Татнефть». – № 2018611139; заявл. 07.02.17; зарег. 27.07.18, Реестр программ для ЭВМ.

2. Свидетельство 2018611091 РФ. КИМ Эксперт / Р.З. Сахабутдинов, Б.Г. Ганиев, А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин, Рам.З. Саттаров, С.В. Смирнов, М.А. Шарифуллина; заявитель и правообладатель ПАО «Татнефть». – № 2017662303; заявл. 29.10.17; зарег. 23.01.2018, Реестр программ для ЭВМ.

3. Создание программного модуля для технико-экономической оценки запасов нефти ПАО «Татнефть» / Ф.М. Латифуллин, Рам.З. Саттаров, С.В. Смирнов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2018. – Вып. 86. – С. 49–57.

4. Оптимизация размещения проектных скважин с использованием программного модуля для технико-экономической оценки запасов нефтяных месторождений / А.В. Насыбуллин, Д.А. Разживин, Ф.М. Латифуллин [и др.] // Нефтяная провинция. – 2018. – № 4. – С. 163–174. – http://docs.wixstatic.com/ugd/2e67f9_4cc6391aa88d4ba18effd2bcc96e0481.pdf.

5. Свидетельство 2009616218 РФ. Автоматизированное рабочее место геолога «ЛАЗУРИТ» (АРМ геолога «ЛАЗУРИТ») / Р.Р. Ахметзянов, Р.Р. Ибатуллин, Ф.М. Латифуллин, А.В. Насыбуллин, С.В. Смирнов; заявитель и правообладатель ОАО «Татнефть». – № 2009612612; заявл. 29.05.09; зарег. 11.11.09, Реестр программ для ЭВМ.

6. Создание и промышленное внедрение методов управления разработкой месторождений на основе автоматизированного проектирования / А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин, Д.А. Разживин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 88–91.

7. Латифуллин Ф.М., Саттаров Рам.З., Шарифуллина М.А. Использование пакета программ АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» для геолого-технологического моделирования и планирования геолого-технических мероприятий на объектах разработки ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 40–43.

8. Шарифуллина М.А., Бутусов Е.В. Разработка программного комплекса иерархического моделирования пластовых систем, сопровождения разработки и подбора ГТМ / науч. консультант Рам.З. Саттаров // Нефтяная провинция. – 2017. – № 4. – С. 116–124. – http://docs.wixstatic.com/ ugd/2e67f9_9c3ae734e23f48b3a6f0ec08ae79e9eb.pdf.

Многие месторождения сверхвязкой нефти в настоящее время находятся на поздней стадии разработки, поэтому все более актуальным становится вопрос ее оптимального завершения. Особенно это важно для залежей, разрабатываемых с применением метода парогравитационного дренирования, который основан на непрерывной закачке больших объемов пара в пласт. При прекращении закачки пара и последующем его остывании в пласте он конденсируется, резко уменьшаясь при этом в объеме. Данный фактор может привести к резкому снижению пластового давления в неглубоко залегающих залежах сверхвязкой нефти. Это может спровоцировать различные негативные последствия вплоть до изменения земной поверхности.

В статье представлены результаты исследований вариантов завершения разработки на примере одной из залежей сверхвязкой нефти шешминского горизонта, находящейся на территории Республики Татарстан и эксплуатируемой с применением технологии парогравитационного дренирования. Рассмотрены результаты воспроизведения лабораторного эксперимента на цифровом керне, создания цифрового двойника керна с целью масштабирования на термогидродинамическую постоянно действующую модель и проработки вариантов завершения. Стратегии проанализированы по различным показателям разработки (например, паронефтяное отношение, накопленная добыча нефти, закачка пара). Проведено сравнение вариантов с переводом скважин на стратегию завершения в разные годы с начала разработки залежи. В качестве базового рассмотрен вариант с продолжением разработки продуктивного пласта в обычном режиме. Рекомендованы оптимальные критерии для реализации стратегии завершения с целью уменьшения затрат на выработку пара, снижения паронефтяного отношения, минимизации потерь добываемой нефти.

Список литературы

1. Совершенствование разработки залежей высоковязкой нефти паротепловыми методами с использованием гелеобразующих композиций / А.Т. Зарипов, Ант.Н. Береговой, Д.К. Шайхутдинов [и др.] // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 1. – С. 35–38.

2. Бисенова А.А., Шайхутдинов Д.К. Оценка эффективности комплексной технологии применения парогравитационного дренирования и закачки горячей воды на залежах сверхвязкой нефти // Молодежная научно-практическая конференция ТатНИПИнефти. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 2018. – 9 с.

http://tatnipi.ru/upload/sms/2018/geol/005.pdf.

3. Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К. Анализ последствий и рисков остановки закачки пара на поздней стадии разработки залежей сверхвязкой нефти // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2018. – Вып. 86. – С. 85–89.

4. Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К. Оценка последствий остановки реализации технологии парогравитационного воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 36–39.

При значительном снижении забойного давления в добывающих скважинах на индикаторной диаграмме наблюдается максимум дебита, который соответствует предельно допустимому забойному давлению. Данный параметр чрезвычайно важен для эффективной выработки запасов нефти, так как приведение забойного давления к предельно допустимому позволяет увеличить добычу нефти. В связи с этим была поставлена задача уточнения предельно допустимых забойных давлений для основных отложений, разрабатываемых ПАО «Татнефть». В эксперименте участвовало 79 скважин, из них эксплуатирующих терригенный девон – 40, терригенный карбон – 19, карбонатные отложения – 20. Для подтверждения достоверности данных о давлении в 64 скважинах спущены глубинные манометры на кровлю пласта. Впервые проведены исследования по определению предельно допустимого давления для 8 горизонтальных скважин. Для всех скважин строились индикаторные диаграммы по дебитам жидкости и нефти, оценивались ухудшение фильтрационных параметров при снижении давления и их восстановление после повышения забойного давления. Результаты длительных исследований свидетельствуют о следующих тенденциях. Для 83 % скважин получены предельно допустимые давления, соответствующие максимальному дебиту скважин, для 17 % скважин получены индикаторные диаграммы, не имеющие экстремумов дебита. В целом наблюдается значительный разброс предельно допустимых давлений и отношений данного параметра к давлению насыщения даже в пределах одного типа отложений, что, видимо, обусловлено различием физико-химических свойств нефти, фазовых проницаемостей для нефти и газа, гидропроводности и др. Зависимости предельно допустимого забойного давления от обводненности скважин в пределах одного типа отложений не установлено. Предельно допустимые давления, определенные по дебитам жидкости и нефти скважин, примерно одинаковы, что связано с относительным постоянством динамики обводненности. При снижении забойного давления до предельно допустимого, а тем более ниже предельно допустимого давления, наблюдается значительное уменьшение продуктивности. Прямой и обратный ход индикаторных диаграмм свидетельствуют о неполном восстановлении фильтрационных параметров призабойной зоны при повышении забойного давления после работы скважины с низкими забойными давлениями, однако данные изменения находятся на уровне погрешности замеров дебита. Исследования показали, что для горизонтальных скважин предельно допустимые забойные давления выше, для вертикальных, что может быть обусловлено большей областью прискважинной зоны с ухудшенными в результате разгазирования нефти свойствами. В целом полученные результаты могут быть использованы при реализации мероприятий по интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Обоснование оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов / Р.Х. Муслимов, Н.Г. Зайнуллин, Р.Н. Дияшев, И.Х. Зиннатов // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 9. – С. 27–29.

2. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. – М.: Недра, 1984. – 207 с.

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: ИЦ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – 448 с.

4. Vogel J.V. Inflow performance relationships for solution gas drive wells // Journal of Petroleum Technology. – 1968. – V. 20. – № 1. – P. 83–92. – DOI: 10.2118/1476-PA.

5. Fetkovich M.J. The isochronal testing of oil wells // Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME, 30 September – 3 October 1973, Las Vegas, Nevada. – 24 p. – DOI: 10.2118/4529-MS.

6. Wiggins M.L. Generalized inflow performance relationships for three-phase flow // SPE 25458-MS. – 1993. – DOI: 10.2118/25458-MS.

7. Иктисанов В.А., Бобб И.Ф., Ганиев Б.Г. Изучение закономерностей оптимизации забойных давлений для трещинно-поровых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 94–97.

8. Иктисанов В.А. Закономерности управления разработкой нефтяных месторождений при помощи оптимизации забойных давлений для порового коллектора // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – С. 14–18.

Нефтяные месторождения, обеспечивающие большую часть добычи нефти ПАО «Татнефть», выработаны более чем на 80 %, а доля трудноизвлекаемых запасов в структуре запасов компании составляет более 78 %. В условиях, когда более половины добычи нефти обеспечивается за счет высоковыработанных терригенных пластов, доля извлекаемых запасов в которых неуклонно снижается, работы по обеспечению стабильного уровня добычи нефти приобретают высокую актуальность. Максимальное увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнута за счет создания и внедрения комплекса собственных технологий, при разработке которых учитываются конкретные геолого-физические условия месторождений. Внедрение новых технологических процессов позволяет продлить сроки рентабельной эксплуатации месторождений, что особенно важно в изменяющихся экономических условиях. Высоковыработанные пласты, разрабатываемые с применением заводнения, сохраняют значительный потенциал доизвлечения остаточной нефти. Одним из наиболее эффективных направлений работ является широкое применение химических методов увеличения нефтеотдачи, основанных на изменении фильтрационных потоков в пласте и снижении обводненности добываемой продукции. Несмотря на большое количество апробированных способов и химических композиций, направленных на увеличение нефтеотдачи, высокую технологическую и экономическую эффективность показали только несколько видов технологий.

В ПАО «Татнефть» большое внимание уделяется разработке собственных эффективных технологических решений, способных избирательно воздействовать на пластовую систему. Одним из таких решений является разработка технологий увеличения нефтеотдачи на основе гидрофобных эмульсионных систем. За более чем 10-летний период, прошедший с момента начала лабораторных испытаний в ТатНИПИнефти, разработаны и внедрены различные варианты составов и способов их закачки. В настоящее время эмульсионное направление в химических методах увеличения нефтеотдачи является одним из основных, применяемых в компании. В ПАО «Татнефть» реализован полный цикл от производства эмульгатора с постоянным контролем качества, разработки состава на его основе и способа реализации до внедрения технологии в широком спектре горно-геологических условий разработки месторождений компании.

Список литературы

1. Пат. 2153576 РФ. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов / А.Г. Селезнев, Д.Ю. Крянев, С.В. Макаршин; заявитель и патентообладатель ЗАО Научно-производственная фирма «БУРСИНТЕЗ». – № 2000101240/03; заявл. 20.01.2000; опубл. 27.07.2000.

2. Пат. 2110675 РФ. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов / заявитель и патентообладатель ЗАО «Химеко-Ганг». – № 96108744/03; заявл. 26.04.96; опубл. 10.05.98.

3. Пат. 2379326 РФ. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, А.Н. Береговой, О.М. Андриянова, Р.С. Хисамов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2008132919/03; заявл. 08.08.08; опубл. 20.01.10.

4. Применение инвертных эмульсий для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, Э.П. Васильев // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. – С. 116–118.

5. Пат. 2613975 РФ. Эмульгатор инвертных эмульсий / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, О.М. Андриянова, В.Г. Фадеев, М.И. Амерханов, А.А. Нафиков; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2016116351; заявл. 26.04.16; опубл. 22.03.17.

Вследствие коммерциализации процесса парогравитационного дренирования на ряде месторождений с неподвижными запасов углеводородами стала возможной добыча тяжелой нефти/битума. Однако экономические показатели данного процесса значительно зависят от эффективности выработки пара, его транспортировки и использования. Для улучшения профиля потока и снижения неравномерности закачки пара и добычи нефти вдоль ствола горизонтальных скважин рассмотрены конструкции заканчивания скважин с применением устройств контроля притока (УКП). Данные устройства используются для регулирования притока жидкости в длинных каналах, в том числе при переменном перепаде давления вдоль канала, для повышения пропорциональности добычи углеводородов и задержки прорыва воды. В скважинах, работающих по технологии парогравитационного дренирования, устройства контроля притока находят новое применение – обеспечение более равномерного распределения потока пара в нагнетательной скважине и термически зависимого профиля притока в добывающей скважине для достижения максимального коэффициента извлечения тяжелой нефти и битума.

В статье представлены результаты исследований эффективности работы автономных УКП, принцип действия которых основан на увеличении сопротивления потоку флюидов при увеличении расхода через секцию в условиях залежей сверхвязкой нефти Республики Татарстан. Изучен принцип действия УКП. Рассмотрена возможность их применения. Определен алгоритм расчета потерь в УКП. Оценены потери в УКП для условий работы скважин залежей сверхвязкой нефти. Рассмотрены основные производственные ситуации и расчетным путем определено изменение продуктивности интервалов горизонтальной скважины при применении УКП. Результаты исследований свидетельствуют, что применение УКП позволяет частично перекрывать участки, негативно влияющие на добычу нефти, и выравнивать профиль притока горизонтальной скважины. Для определения технологической эффективности УКП выполнены термогидродинамические расчеты двух типов УКП, выполнена адаптация расчетных формул потерь в УКП для использования в гидродинамической модели и оценен эффект от применения УКП в длительной перспективе с изменениями условий работы скважин в процессе работы участка.

Список литературы

1. Повышение эффективности освоения горизонтальных скважин по технологии парогравитационного дренирования залежей сверхвязкой нефти / А.Т. Зарипов, Д.К. Шайхутдинов, А.А. Бисенова, Р.И. Хафизов // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 6. – С. 26–30.

2. Анализ текущего состояния и совершенствование условий работы скважин залежей сверхвязкой нефти с использованием теплового гидродинамического моделирования / А.Т. Зарипов, Д.К. Шайхутдинов, Р.И. Хафизов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2017. – Вып. 85. – С. 173–181.

3. Совершенствование разработки залежей высоковязкой нефти паротепловыми методами с использованием гелеобразующих композиций / А.Т. Зарипов, Ант.Н. Береговой, Д.К. Шайхутдинов [и др.] // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 1. – С. 35–38.

4. Хафизов Р.И., Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К. Оценка эффективности применения гелеобразующих композиций на залежах СВН с использованием термогидродинамического моделирования // Моделирование геологического строения и процессов разработки – основа успешного освоения нефтегазовых месторождений: материалы Международной научно-практической конференции, 4–5 сентября 2018 г. – Казань: Слово, 2018. – С. 384.

При эксплуатации наклонно направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием для обеспечения максимального дебита возникает необходимость спуска скважинного насоса в горизонтальный участок ствола. Рассмотрены конструкции специальных скважинных штанговых насосов для эксплуатации наклонно направленных и горизонтальных скважин: дифференциального типа с механическим уплотнением плунжера ООО «Экогермет-М»; разработанного НГДУ «Бавлынефть» ПАО «Татнефть», оборудованного всасывающим клапаном с самоустанавливающимся запорным элементом и шариковым нагнетательным клапаном обычного типа; предложенного ООО НПФ «Пакер» с всасывающим и нагнетательным клапанами с самоустанавливающимися запорными элементами; разработанного ТатНИПИнефтью, содержащего подпружиненный шариковый всасывающий клапан. Дополнительная растягивающая нагрузка на штанги в насосах дифференциального типа равна произведению площади поперечного сечения штока гидроусилителя и давления, определяемого расстоянием от устья до динамического уровня жидкости в скважине. Принудительное открытие / закрытие клапанов осуществляется за счет сил трения: во всасывающем клапане – уплотнения клапана о шток гидроусилителя, в нагнетательном – уплотнения плунжера о цилиндр насоса. Производительность такого насоса пропорциональна разнице площадей поперечного сечения плунжера насоса и штока гидроусилителя и меньше производительности обычного насоса с аналогичным диаметром плунжера. Как показала практика, при невысокой вязкости продукции веса штанговой колонны на условно вертикальном участке ствола скважины в большинстве случаев оказывается вполне достаточно для обеспечения устойчивого хода штанг вниз в наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Приведены результаты испытаний насосов в скважинах ПАО «Татнефть». Рассмотрены преимущества и недостатки конструкций специальных насосов при размещении в наклонно направленных и горизонтальных скважинах и результаты их промысловых испытаний. Сформулированы рекомендации по применению разных скважинных штанговых насосов для эксплуатации наклонно направленных и горизонтальных скважин, а также добычи нефти из боковых стволов.

Список литературы

1. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. – М.: Недра, 1993. – 168 с.

2. Захаров Б.С. Специальные типы штанговых насосов. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – 136 с.

3. Захаров Б.С., Захаров И.Б. Дифференциальный штанговый насос для наклонных и горизонтальных скважин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2014. – № 3. – С. 8–11.

4. Пат. 2382904 РФ, МПК, F 04 В 53/00, F 16 К 15/04. Самоустанавливающийся клапан глубинного насоса / Н.Г. Ибрагимов, Ф.К. Ахметшагиев, Рустам А. Гильфанов, Руслан А. Гильфанов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – № 2009112733/06; заявл. 07.04.09; опубл. 27.02.10.

5. Пат. 2623345 РФ, МПК F 04 В 47/00. Штанговый глубинный насос для горизонтальных скважин / М.М. Нагуманов, Т.С. Камильянов, Ф.К. Ахметшагиев; заявитель и патентообладатель ООО НПФ «Пакер». – № 2016133522; заявл. 15.08.16; опубл. 23.06.17.

В статье приведены результаты исследований по разработке эффективных технологий разделения высокоустойчивых водонефтяных эмульсий (ВНЭ) промежуточного слоя, стабилизированных механическими примесями. По результатам проведенных лабораторных исследований разработан ряд технологий, позволяющих разделить высокоустойчивые ВНЭ промежуточных слоев и обеспечить получение кондиционной нефти с содержанием воды до 1 %, концентрацией сульфида железа до 200 мг/дм³ и массовой долей механических примесей до 0,1 %. Технология термохимической обработки включает циркуляцию обрабатываемой высокоустойчивой ВНЭ по технологическому контуру, нагрев, добавление разбавителя и химических реагентов. Технология обработки промежуточного слоя с применением кислоты заключается в циркуляции обрабатываемой высокоустойчивой ВНЭ по технологическому контуру, нагреве, добавлении кислоты в обрабатываемую эмульсию. Технология ступенчатой комплексной обработки предусматривает на первой ступени обработку исходного промежуточного слоя термохимическим способом с применением реагентов и разбавителя, на второй – обработку остаточного промежуточного слоя с использованием кислоты.

На установке подготовки нефти ПАО «Татнефть» проведены опытно-промысловые испытания двух разработанных технологий: ступенчатой комплексной обработки и технологии обработки промежуточного слоя с использованием кислоты, при этом степень извлечения нефти при реализации данных технологий обработки составила более 90 % количества нефти, содержавшегося в исходном промежуточном слое. Получен положительный экономический эффект от внедрения данных технологий. Реализация разработанных технологий на объектах подготовки нефти позволит снизить затраты на оплату услуг сторонних компаний по утилизации промежуточных слоев и получить дополнительный объем кондиционной нефти для дальнейшей ее реализации.

Список литературы

1. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. – С. 229–236.

2. Причины повышения устойчивости водонефтяных эмульсий / Р.З. Сахабутдинов, Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдулин, О.С. Татьянина // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 1. – С. 74–77.

3. Особенности образования промежуточных слоев в процессах обезвоживания нефти / Р.З. Сахабутдинов, Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдулин, Г.Р. Махмутова // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 10. – С. 42–46.

4. Технология обработки промежуточных слоев из аппаратов подготовки нефти / И.И. Шавалеев, Р.З. Сахабутдинов, В.П. Тронов [и др.] // Труды научно-технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы». – Альметьевск: АГНИ. – 2001. – С. 182–189.

5. Разработка технологий разделения промежуточных слоев, образующихся на объектах подготовки нефти ПАО «Татнефть» / Э.И. Ахметшина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.С. Каравашкина // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2018. – Вып. 86. – С. 258–265.

6. СТО ТН 234-2017. Инструкция по применению технологий обработки промежуточных слоев / Ф.Р. Губайдулин [и др.]. – Бугульма: ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – 2017. – 48 с.

7. Пат. 2671565 РФ, МПК C 10 G 33/04, 33/06. Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты) / Э.И. Ахметшина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2018127470; заявл. 25.07.18; опубл. 02.11.18.

8. Пат. 2678589 РФ, МПК C 10 G 33/04. Способ комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа / Э.И. Ахметшина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.С. Каравашкина, И.И. Уразов, И.Р. Миргалиев; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2018134688; заявл. 01.10.18; опубл. 30.01.19.

В статье обоснованы экологические нормативы допустимого остаточного содержания нефти и продуктов ее трансформации (далее ДОСНП) в почвах Республики Татарстан после проведения рекультивационных и иных восстановительных работ для земель промышленности, энергетики, транспорта и иного специального назначения. Объектом исследований явились пробы фоновых и рекультивированных естественных почв девяти типов, отобранных на территории деятельности ПАО «Татнефть», а также приготовленные модельные образцы почв, загрязненные в разной степени наиболее токсичной сернистой нефтью карбоновых отложений при соответствии их состава требованиям к содержанию плотного остатка водной вытяжки почв, хлоридов, сульфатов и тяжелых металлов с детальной оценкой физико-химического состояния почв. Экспериментальное обоснование норматива ДОСНП базировалось на четырех основных показателях вредности: общесанитарном, миграционном водном, миграционном воздушном, транслокационном в соответствии с принципами нормирования почв земель различного хозяйственного назначения. Испытания нефтезагрязненных модельных образцов почв разного типа по общесанитарным показателям вредности включали определение численности основных групп почвенных микроорганизмов (гетеротрофов, углеводородокисляющих, спорообразующих, актиномицетов, микромицетов, азотофиксаторов, нитрификаторов I фазы); ферментативной активности почвенной микрофлоры (уреазной и каталазной); параметров почвенного дыхания (базальное дыхание, субстрат-индуцированное дыхание, содержание углерода микробной биомассы, коэффициент микробного дыхания); проведение биотестирования водной вытяжки модельных почв на семенах однодольного растения – пшеницы (Triticum vulgare L.); биотестирования водной вытяжки модельных почв на Ceriodaphnia affinis и Paramecium caudatum; определение острой токсичности на семенах Triticum vulgare L. и хронической фитотоксичности на высших односемядольных (Triticum vulgare L.) и двусемядольных (горох – Pisum sativum L.) растениях. В качестве целевого норматива ДОСНП выбирали наименьшее содержания нефтепродуктов из массива экспериментально полученных данных по четырем из перечисленных выше показателей вредности. Показано, что миграционные воздушный и водный показатели, транслокационный показатель вредности не являются лимитирующими при установлении нормативов допустимой остаточной концентрации нефтепродуктов в почвах в испытанном диапазоне концентраций. Лимитирующим определен лишь общесанитарный показатель вредности. По результатам проведенных систематических исследований с учетом лимитирующего содержания нефтепродуктов в модельных образцах исследованных почв и погрешности (25 %) методов определения массовой доли нефтепродуктов в почве, допущенных для целей государственного экологического контроля, в статье предложено установить в почвах Республики Татарстан единые нормативы ДОСНП для трех групп почв: 10 г/кг – для дерново-карбонатных выщелоченных, светло-серых лесных почв; 11 г/кг – для дерново-карбонатных оподзоленных, дерново-подзолистых, серых лесных почв, темно-серых лесных почв; 12 г/кг – для черноземов типичных, выщелоченных и оподзоленных.

Список литературы

1. Нормативное сопровождение рекультивации нарушенных и нефтезагрязненных земель в ПАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Р.М. Гареев, И.Ф. Исмагилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 74–77.

2. Разработка комплекса мероприятий по проведению рекультивации земель, нарушенных при строительстве и эксплуатации нефтепромысловых объектов / Л.В. Малыхина, И.А. Шайдуллина, Н.Е. Колесников, Н.А. Антонов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2012. – № 10. – С. 10–13.

3. Рекультивация нефтезагрязненных почв на примере выщелоченных черноземов Татарстана / И.А. Шайдуллина, А.Х. Яппаров, И.Д. Дегтярева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 102–105.

4. Разработка норматива допустимого остаточного содержания нефти для выщелоченных черноземов Республики Татарстан / Р.Р. Ибатуллин, И.И. Мутин, Н.М. Исхакова [и др.] // Интервал. – 2006. – № 2. – С. 10–16.

5. Шайдуллина И.А. Типовой проект рекультивации нарушенных земель (категории «земли промышленности). – Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 2013. – 26 с.

6. Шайдуллина И.А. Нормирование и минимизация образования и опасности нефтезагрязненных почв для природной среды (на примере ОАО «Татнефть»): автореф. дис. ... канд. хим. наук. – Казань: КГУ, 2006. – 24 с.

7. Экологическое нормирование содержания нефти в почвах таежной зоны Западной Сибири / С.А. Шоба, С.Я. Трофимов, Н.А. Аветов [и др.]. В сб. Новые технологии для очистки нефтезагрязненных вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов // Международная конференция, Москва, 10-11 декабря 2001 г. – М. : Ноосфера, 2001. – С. 125–127.

8. Яковлев А.С., Никулина Ю.Г., Евдокимова М.В. Принципы экологического нормирования почв земель разного хозяйственного назначения. В сб. Фундаментальные достижения в почвоведении, экологии, сельском хозяйстве на пути к инновациям // I Всероссийская научно-практическая конференция, 23–25 апреля 2008 г. – М.: МАКС Пресс, 2008. – С. 291–292.

9. Экологическое нормирование и управление качеством почв и земель / под общ. ред. С.А. Шобы, А.С. Яковлева, Н.Г. Рыбальского. – М.: НИА-Природа, 2013. – 309 с.

10. Ковалева Е.И., Яковлев А.С. Научные подходы к нормированию загрязнения почв нефтепродуктами // Экология и промышленность России. – 2016. – Т. 20. – № 10. – С. 50–57.

11. Нормирование допустимого остаточного содержания нефти и продуктов ее трансформации в почвах / Р.Р. Шагидуллин, В.З. Латыпова, Д.В. Иванов [и др.] // Георесурсы. – 2011. – № 5. – С. 2–5.

12. Благодатская Е.В., Ананьева Н.Д., Мякшина Т.Н. Характеристика состояния микробного сообщества почвы по величине метаболического коэффициента // Почвоведение. – 1995. – № 2. – С. 205–210.

Производственный экологический контроль разработки нефтяных месторождений является основным инструментом геоэкологического мониторинга. Наибольший интерес представляет изучение состояния поверхностной гидросферы в связи с техногенным воздействием нефтедобычи. В рамках эколого-гидрогеологических исследований на территориях разработки нефтяных месторождений ПАО «Татнефть» юго-западного склона Южно-Татарского свода осуществляется гидромониторинг речной сети на юго-востоке Татарстана. Развитие системы мониторинга привело к расширению перечня определяемых микрокомпонентов в водах. Определение марганца, железа, меди, цинка и никеля позволило получить информацию о концентрациях тяжелых металлов, являющихся приоритетными ввиду токсикологической опасности по степени вредного воздействия на здоровье человека. Данный вопрос актуален с позиции фиксирования фоновых концентраций тяжелых металлов на геолого-разведочных площадях для оценки текущего экологического состояния окружающей среды. В рамках данной работы специалистами лаборатории эколого-гидрогеологических исследований проведен анализ содержания тяжелых металлов в поверхностных водах по состоянию на 2018 г. на территории деятельности компании ПАО «Татнефть». Проведена оценка состояния и качества воды в количественном выражении при помощи расчета индекса загрязненности воды. Вода в р. Степной Зай относится к IV классу качества (загрязненные), в р. Шешма – к III классу качества (умеренно загрязненные). Для притоков рек значение индекса загрязненности воды, как правило, выше, чем для рек более высокого порядка. Полученные результаты обследований указывают на выраженное превышение концентраций тяжелых металлов в р. Шешма, Степной Зай и их притоках. Выполнен компонентный анализ изменения содержания металлов в продольном профиле на исследуемых участках рек. В левобережных притоках р. Шешма от устья к истоку наблюдается увеличение содержания всех металлов. Изучены принципы формирования и механизмы поступления тяжелых металлов в воды р. Шешма и Степной Зай. Основной фактор – природный, в результате миграции тяжелых металлов из почв юго-востока Республики Татарстан, содержащих высокие фоновые концентрации марганца, хрома, меди, цинка, никеля, кобальта. Техногенный источник поступления тяжелых металлов рассмотрен на примере р. Степной Зай. Выявлено увеличение концентраций некоторых металлов после сброса сточных вод в связи со слабой эффективностью работы очистных сооружений.

Список литературы

1. Изучение гидрогеологических условий залежей сверхвязкой нефти при их разработке с использованием паротеплового метода / П.Н. Кубарев, Н.А. Аслямов, Г.И. Петрова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 49–52.

2. Протасова Н.А., Щербаков А.П. Микроэлементы (Cr, V, Ni, Mn, Zn, Cu, Co, Ti, Zr, Ga, Be, Ba, Sr, B, I, Mo) в черноземах и серых лесных почвах Центрального Черноземья. – Воронеж: Воронежский гос. университет, 2003. – 368 с.

3. Касимов Н.С. Экогеохимия ландшафтов. – М.: ИП Филимонов М.В., 2013. – 208 с.

4. Шитиков В.К., Розенберг Г.С., Зинченко Т.Д. Количественная гидроэкология: методы системной идентификации. – Тольятти: ИЭВБ РАН, 2003. – 463 с.

5. Малые реки Волжского бассейна / под ред. Н.И. Алексеевского. – М.: Изд-во МГУ, 1998. – 234 с.

6. Иванов Д.В. Тяжелые металлы в почвах Республики Татарстан // Российский журнал прикладной экологии. – 2015. – № 4. – С. 53–60.

Процессы нефтедобычи воздействуют на окружающую природную среду на всех этапах разработки месторождения. В экологическом отношении разработка нефтяных месторождений влияет на атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, почву, биоту и состояние здоровья человека. В то же время реальное состояние окружающей среды в регионах нефтедобычи также обусловлено деятельностью других предприятий, относящихся к различным отраслям народного хозяйства. В окружающей среде отклики на антропогенные и техногенные нагрузки проявляются локально-регионально. ПАО «Татнефть» на территории своей деятельности проводит целенаправленную и системную работу в области повышения экологической безопасности технологических процессов нефтедобычи. Важным требованием является уменьшение негативного воздействия технологических процессов разработки нефтяных месторождений и любой другой производственно-хозяйственной деятельности на природную среду за счет разработки, совершенствования и внедрения новых технических средств и технологий, организации системы мониторинга.

Основным критерием оценки эффективности природоохранной деятельности являются состояние атмосферного воздуха, поверхностных и подземных водных объектов, почвы и геологической среды. Средством получения этой информации служит производственно-экологический контроль (ПЭК), который ведется на четырех уровнях: космическом (методы дешифрирования снимков различной физической природы в зависимости от решаемой прикладной задачи регионального масштаба); аэроуровне (методами дешифрирования снимков различной физической природы в зависимости от решаемой прикладной задачи локального масштаба); наземный (методы полевых эколого-гидрогеологических, геолого-геоморфологических, геофизических и ландшафтных исследований; антикоррозионной диагностики нефтепромыслового оборудования); скважинном (методы полевых площадных и скважинных геофизических исследований, бурения оценочных и наблюдательных эколого-гидрогеологических скважин).

В статье рассмотрены результаты сравнительного анализа фонового и текущего экологического состояния компонентов природной среды на территории Курманаевского нефтяного месторождения ПАО «Татнефть». Выполнена оценка текущего состояния разработки месторождения и характера техногенной нагрузки на окружающую среду. Дано описание физико-географических, гидрогеологических условий района, организации хозяйственно-питьевого водоснабжения населенных пунктов, расположенных на территории месторождения. Проанализированы основные мероприятия по предотвращению и /или снижению возможного негативного воздействия на окружающую среду при эксплуатации месторождения. Для оценки экологического состояния территории месторождения проводится производственный экологический контроль (ПЭК). Выполнен анализ результатов лабораторных исследований компонентов природной среды месторождения, выполненных до начала его промышленной разработки и в течение последнего десятилетия. На основании результатов анализа оценена результативность проводимых экологических мероприятий.

В статье рассмотрена разработка сейсмогеологических критериев прогнозирования залежей нефти, которые связаны с трещиноватыми образованиями доюрского комплекса северо-восточной части Красноленинского свода Западной Сибири, представленного палеозойскими отложениями и корой выветривания. На базе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки, геофизических исследований скважин (ГИС) и аналитических исследований с использованием сейсмофациального, динамического анализов волновых полей рассмотрены сейсмогеологические критерии выделения зон распространения трещиноватых коллекторов и поиска нефтегазоперспективных объектов. Комплексный подход к интерпретации сейсморазведочных материалов, данных глубокого бурения, ГИС и результатов исследований керна позволяет решать тонкие задачи прогнозирования геологического разреза и картировать сложнопостроенные нефтегазоперспективные объекты. Выявленные нефтяные залежи в доюрском комплексе приурочены к локальным выступам фундамента с глубинными разрывными нарушениями, которые контролируют локализованные перетоки углеводородных флюидов. Решающим фактором, определяющим локализацию углеводородов в низкопроницаемых толщах, является вторичность образования их коллекторов, относящихся к трещинному, каверновому и смешанному типам. Кроме прогноза планового положения размеров локальных поднятий, с которым связано большинство выделенных перспективных участков, показана возможность использования материалов 3D сейсморазведки для прогноза продуктивных интервалов в геологическом разрезе. Проведенный анализ опробования и динамики работы пробуренного фонда скважин на исследуемой площади подтверждает выявленную закономерность приуроченности продуктивных интервалов скважин палеозойского объекта с прослеживаемыми аномалиями на вертикальных срезах куба сейсмических атрибутов по материалам 3D сейсморазведки.

В рамках мониторинга геологической модели палеозойского объекта выполнена дифференциация внутри обширных зон дезинтеграции наиболее ярких аномалий падения амплитуд в интервале верхней части палеозойских образований, что позволило составить детальную схему с локальным характером распространения участков повышенной трещиноватости, согласно которой для прогноза перспективных участков предложено учитывать структурный фактор и результаты опробования скважин.

Список литературы:

1. Беккина С.М., Куриленкова Г.А., Сиднев А.В. Основные геологические критерии нефтегазоносности доюрского фундамента Фроловской мегавпадины Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 38–40.

2. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты / А.В. Тугарева, Г.А. Чернова, Н.П. Яковлева, М.Л. Мороз // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2017. – № 5. – С. 58–66.

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

4. Бембель Р.М. Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. – Новосибирск: Наука, 1990. – 150 с.

5. 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. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. – С. 96–116.

Проблема оценки ресурсной базы нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири связана с изучением их водосодержания. До сих пор не существует однозначного мнения, какой из существующих прямых методов определения водосодержания предпочтителен для низкопроницаемых пород баженовской свиты, так как все они разработаны для традиционных коллекторов. В статье представлен новый лабораторный метод измерения содержания воды, разработанный специально для сланцевых пород с изначально низкой влажностью (менее 5 % по массе). Предлагаемый метод испарения позволяет за 1-3 ч определить количество свободной и физически связанной воды в образцах пород массой 25-70 г. Погрешность определения массового содержания воды предложенным методом зависит от начального содержания воды и составляет 0,2-6,8 %.

Метод испарения опробован на коллекции образцов полноразмерного керна с максимально сохраненной естественной влажностью, отобранных из пяти скважин различных месторождений в интервале баженовской свиты. Установлены температурные диапазоны выхода свободной (121 °C) и физически связанной (250 °C) воды. Измеренное водосодержание образцов пород баженовской свиты составляет 0,28-4,27 % (по массе) при содержании свободной воды от 0,04 до 2,53 %. Отмечается снижение количества воды в карбонатных прослоях и увеличение в глинистых. Экспериментально исследовано влияние условий хранения и размера образцов на результаты определения водосодержания. Установлено, что для получения качественных данных необходимо фрагментировать керн на куски размером не меньше 5-7 см сразу после вскрытия защитной оболочки. Сравнение данных о водосодержании, полученных методом Дина – Старка и методом испарения, показали, что применение последнего дает гораздо более точные результаты для нефтегазоматеринских пород баженовской свиты.

Список литературы

1. Dandekar A.Y. Petroleum Reservoir Rock and Fluid Properties. – Boca Raton: CRC Press; Taylor & Francis Group, 2013. – 502 с.

2. Recommended Practices for Core Analysis, Second Edition. – Dallas: STEP, 1998. – 220 р.

3. Оценка содержания остаточной поровой воды и анализ состава водных вытяжек пород баженовской свиты Западной Сибири / Е.С. Казак, Н.Н. Богданович, А.В. Казак [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 48–52.

4. Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS). – Baltimore: ASTM International, 2010. – Р. 86–91.

5. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples / D.A. Handwerger [et al.] // SPE 147456. – 2011.

6. Hensel W.M.J. An Improved Summation-of-Fluids Porosity Technique // SPE 9376-PA. – 1982.

7. Mackenzie R.C. Differential Thermal Analysis. – London and New York City: Academic Press Inc. – 1970. – Т. 1.

8. Reconciling Retort versus Dean Stark Measurements on Tight Shales / D.A. Handwerger [et al.] // SPE 159976–MS. – 2012.

9. Nutting P.G. Some Standard Thermal Dehydration Curves of Minerals // Shorter contributions to general geology. – 1941–1942. – Р. 197–216.

10. Petrophysical Considerations in Evaluating and Producing Shale Gas Resources / C.H. Sondergeld [et al.] // SPE 131768–MS. – 2010.

11. Understanding Permeability Measurements in Tight Shales Promotes Enhanced Determination of Reservoir Quality / R. Suarez-Rivera [et al.] // SPE 162816–MS. –2012.

12. Wood J.M. Crushed-Rock Versus Full-Diameter Core Samples for Water-Saturation Determination in a Tight-Gas Siltstone Play // SPE 174548–PA. – 2015.

13. Quantity and composition of residual pore water extracted from samples of the bazhenov source rock of West Siberia, Russian Federation / E.S. Kazak [et al.] // 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2017, 29 June - 5 July. – Albena, Bulgaria: STEF92 Technology Ltd, 2017. – Р. 829–841.

Интерпретация электрического (ЭК) и электромагнитного (ЭМК) каротажа подразделяется на два этапа: геофизической и геологической (петрофизической) интерпретации. Этап геофизической интерпретации каротажа включает количественную оценку качества регистрации кривых комплекса ЭК и ЭМК, поточечную и попластовую интерпретацию (с учетом конструктивных особенностей аппаратуры) с целью получения удельного электрического сопротивления пласта из кривой кажущегося сопротивления и статического потенциала из кривой каротажа самопроизвольной поляризации (ПС). Результатом интерпретации данных ЭК И ЭМК являются удельное электрическое сопротивление пласта, зоны проникновения и относительный диаметр зоны проникновения. Результатом интерпретации данных каротажа ПС является значение статического потенциала. Этап геологической интерпретации осуществляется на основе петрофизических моделей удельного электрического сопротивления и диффузионно-адсорбционного потенциала пласта и значений удельного электрического сопротивления и статического потенциала пласта, полученных по результатам геофизической интерпретации в рамках модели электродинамики сплошной среды.

В статье рассмотрены вопросы автоматизированной интерпретации данных отечественного и зарубежного комплексов ЭК и ЭМК. Приведена приведена оригинальная методика расчета коэффициента нефтегазонасыщенности и удельной емкости поглощения глинистых терригенных коллекторов на основе комплексирования метода самопроизвольной поляризации и методов электрического и электромагнитного каротажа. Предложен способ определения удельной емкости поглощения, являющийся литологической характеристикой коллектора, и коэффициента водонасыщенности на основе комплексной интерпретации метода самопроизвольной поляризации, реализованного аппаратурой биградиентного (дивергентного) каротажа ПС, и методов ЭК и ЭМК.

Список литературы

1. Чаадаев Е.В. Развитие теории и методики интерпретации данных электрического и индукционного каротажа: дис. … д-ра техн. наук. – Тверь, 1991. – 522 с.

2. Определение геоэлектрических характеристик разреза в программе LogWin-ЭК / Ю.Л. Шеин, Л.И. Павлова, Б.В. Рудяк, О.М. Снежко // Каротажник. – 2009. – № 5. – С. 89–100.

3. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М.-Тверь, 2003. – 261 с.

4. Пантюхин В.А., Шеин Ю.Л. Надежность определения УЭС пластов и возможности ее повышения. Совершенствование технологии интерпретации и петрофизического обеспечения геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин / под ред. Г.Г. Яценко и др. – Тверь: ГЕРС, ВНИГИК, 1992. – С. 52–61.

5. Шеин Ю.Л., Пантюхин В.А., Кузьмичев О.Б. Алгоритмы моделирования показаний зондов БКЗ, БК, ИК в пластах с зоной проникновения. В сб. Автоматизированная обработка данных геофизических и геолого-технологических исследований нефтегазоразведочных скважин и подсчет запасов нефти и газа с применением ЭВМ. – Калинин: Мингео СССР, НПО «Союзпромгеофизика, 1989. – С. 75–81.

6. Вендельштейн Б.Ю., Элланский М.М. Влияние адсорбционных свойств породы на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости // Прикладная геофизика. – 1964. – Вып. 40. – С. 181–193.

7. Waxman M.N., Smits L.J.M. Electrical conductivies in oil-bearing shaly sand // Soc. Pet. Eng. J. – 1968. – V. 8. – P. 107–122.

8. Clavier С., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands // Soc. Pet.Eng. J. – 1984. – V. 24. – P. 153–167.

9. Афанасьев А.В., Афанасьев С.В., Тер-Степанов В.В. Обобщенная модель электропроводности терригенной гранулярной породы и результаты ее опробования // Каротажник. – 2008. – № 12 (177). – С. 36–61.

10. Smits L.J.M. SP Log Interpretation in Shaly Sands. Trans // AIME. – 1968. – V. 243. – Р. 123–136.

11. Кузьмичев О.Б. Исследование естественных электрических полей в нефтегазоразведочных скважинах (теория, аппаратура, методика, скважинные испытания). – СПб.: ООО «Недра», 2006. – 252 с.

12. Кузьмичев О.Б. Основы теории самопроизвольной поляризации в нефтегазоразведочных скважинах: от однородной до неоднородной по сопротивлениям среды // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 9. – С. 37–42.

13. Шеин Ю.Л., Снежко О.М. Решение прямой и обратной задачи метода собственной поляризации для пачки пластов. Практическое применение / Каротажник. – 2016. – № 9 (267). – С. 156–171.

14. Кузьмичев О.Б., Баймухаметов Д.С., Ливаев Р.З. Программа для ЭВМ «Определение подсчетных параметров на основе совместной интерпретации данных каротажа ПС и электрометодов ГИС для старого фонда скважин» (IntREst)/ // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. – 2005. – № 2. – 56 c.

15. Особенности диэлектрического каротажа и опыт его применения на месторождениях нефти и газа Западной Сибири / А.В. Колонских, С.П. Михайлов, Р.Р. Муртазин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 12 – С. 46–52.

В различных областях производственной деятельности используются технологии, основанные на принципе конвейера. Основной целью конвейерного метода является разделение сложного процесса на этапы. Каждый этап предполагает выполнение одинаковых операций, что позволяет сократить время на получение конечного результата. Главная задача, решаемая при применении данного подхода, заключается в оптимизации процесса непрерывного создания продукта без потери качества.

В статье рассмотрена возможность применения принципа конвейера при бурении группы горизонтальных скважин с кустовой площадки в ООО «РН-Уватнефтегаз». Особенность строительства горизонтальных скважин заключается в том, что при бурении направления, кондуктора и эксплуатационной колонны используются стальные бурильные трубы (СБТ) диаметром 127 мм, а при бурении секции ствола под хвостовик - СБТ диаметром 88,9 мм. Это обусловливает необходимость смены бурильного инструмента. Каждая смена бурильного инструмента занимает 1,8 сут. При бурении нескольких горизонтальных скважин с кустовой площадки затраты времени на смену инструмента становятся значительными. Выполнено сопоставление графиков строительства четырех кустовых горизонтальных скважин по традиционной технологии и с использование конвейерного принципа, заключающегося в посекционном бурении группы горизонтальных скважин. Показано, что конвейерный принцип строительства позволяет значительно сократить время, затрачиваемое на безметражные работы. Оценены сроки ввода в эксплуатацию скважин, пробуренных по традиционной технологии и с использованием принципа конвейера. Установлено, что при последовательном способе бурения первая скважина вводится в эксплуатацию раньше, однако при секционном бурении сокращаются сроки ввода в эксплуатацию всей группы скважин, что обеспечивает дополнительную добычу нефти. Кроме того, отмечено, что применение конвейерного метода бурения позволяет уменьшить объемы используемого бурового раствора и исключить затраты, связанные с простоем дорогостоящего оборудования (роторно-управляемых систем). Приведены основные критерии применения конвейерного метода бурения горизонтальных скважин.

Список литературы

1. Повалихин А.С., Близнюков В.Ю. Технология двухствольного бурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 9. – С. 4–10.

2. https://neftegaz.ru/news/drill/200738-rn-uvatneftegaz-uspeshno-vnedril-tekhnologiyu-konveyernogo-bur...

3. https://www.rosneft.ru/press/subsidiaries/item/191449/

На начальном этапе сведения о месторождении получают по данным разведочных скважин и сейсморазведочных работ, затем, по мере разбуривания и ввода эксплуатационного фонда, объем информации возрастает, что в большинстве случаев приводит к существенной корректировке представлений о месторождении. Изменение знаний об объектах разработки закономерно отражается в проектных решениях. Месторождение Белый Тигр на шельфе южного Вьетнама по запасам нефти является одним из крупных месторождений на юго-востоке Азии. Успешная разработка в течение 1986-1991 гг. этого уникального по геолого-физическим параметрам месторождения заслуженно вывела Вьетнам в ряд перспективных нефтедобывающих государств этого региона. При проектировании этого сложного с точки зрения геологического строения объекта использовался поэтапный подход, поскольку создать и определить максимально эффективную систему разработки на начальной стадии практически не представлялось возможным из-за отсутствия аналогов в мировой практике.

В статье определены принципы проектирования разработки месторождения Белый Тигр на разных этапах, выполнен анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки, обоснование исходных характеристик и выбор расчетных вариантов разработки, сопоставление проектных и фактических показателей разработки объектов. Обоснован перспективный план добычи нефти, закачки воды и проведения буровых работ, определены основные перспективные направления и мероприятия по совершенствованию разработки объектов. Проектные документы определяли перспективы развития добычи нефти и обустройства месторождения, целесообразные объемы бурения, гидротехнического строительства и геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти, размеры капиталовложений, эксплуатационных затрат и прибыль. В то же время полученные прогнозные показатели с течением времени нуждались в постоянном контроле и корректировке с учетом новых геологических данных и анализа разработки нефтяных залежей. Объективные предпосылками этого являлись как неполная разведанность месторождения, так и планирование внедрения ряда новых технологических решений.

В статье развит метод расчета 3D-распределений текущих извлекаемых запасов нефти зрелых месторождений и коэффициента охвата этих запасов вытеснением. Объекты исследований - месторождения на поздних стадиях разработки и с трудноизвлекаемыми запасами. Эти запасы характеризуются низкими темпами отбора и недостижением проектной нефтеотдачи. Существует технологическая возможность доизвлечения таких запасов. Однако эффективность этих технологий зависит от знания структуры запасов остаточной нефти. Проблема адекватной локализации подвижных запасов не может быть решена в рамках «линейных» моделей, в которых остаточная нефтенасыщенность задается статическим распределением в объеме объекта разработки и не зависит от систем разработки. Опыт разработки огромного числа месторождений показывает, что технологический коэффициент извлечения нефти (КИН) существенно зависит от плотности сетки скважин и темпов отбора.

Предложен подход, основанный на переходе от традиционной концепции 3D-цифрового гидродинамического моделирования к обобщенной, в которой принимается, что локализация запасов зависит от интенсивности дренирования и которая характеризуется соответствующим капиллярным числом. Это позволит создавать цифровые модели локализации текущих запасов нефти и даст уникальную возможность рассчитывать текущий коэффициент охвата вытеснение и строить карты охвата вытеснением. Реализован метод динамического расчета фазовых проницаемостей. Разработан алгоритм и создано программное обеспечение, которое дает возможность применять традиционные линейные симуляторы типа Eclipse для моделирования процессов нелинейной фильтрации. Обобщено понятие «текущий коэффициент охвата вытеснением». Выделены накопленный и текущий коэффициенты вытеснения. Приведены примеры расчетов и карт локализации запасов и охвата запасов нефти вытеснением.

Показано, что при переходе к новой концепции становится возможным рассчитывать недренируемые целики нефти, запасы нефти в них, выявлять слабодренируемые зоны и строить карты. Это позволит повысить успешность уплотняющего бурения скважин и боковых стволов на 10-15 % (до 70 %) и КИН на 5-7 %. Для цифровых моделей нелинейной фильтрации понятие текущего коэффициента охвата вытеснением может быть существенно расширено: становится возможным выполнять прямой расчет накопленного, текущего коэффициента охвата вытеснением и их динамики, формировать новые карты охвата вытеснением текущих запасов нефти и карты запасов нефти, не охваченных процессами вытеснения.

Список литературы

1. Черемисин Н.А., Климов А.А., Ефимов П.А. Равновесная геолого-гидродинамическая модель объекта разработки АС9-11 Лянторского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 33–37.

2. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов / Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин, Н.Я. Медведев // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 38–42.

3. Попков В.И., Зацепина С.В., Шакшин В.П. Использование зависимости относительных фазовых проницаемостей от капиллярного числа в задачах трехмерного гидродинамического моделирования залежей нефти и газа // Математическое моделирование. – 2005. – Т. 17. – № 2. – C. 92–102.

4. Нестационарная фильтрация в сверхнизкопроницаемых коллекторах при низких градиентах давлений / В.А. Байков, А.В. Колонских, А.К. Макатров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – C. 52–56.

5. Михайлов Н.Н., Полищук В.И., Хазигалеева З.Р. Моделирование распределения остаточной нефти в заводненных неоднородных пластах // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – C. 36–39.

6. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра,1992. – 270 с.

7. Bask P. Non-Darcy flow fnd its implications to seepage problem // Journal of the Irrigation and Drainage Div. – 1977. – V. 103. – P. 459–473.

8. Fjelde I., Lohne A., Abeysinghe K.P. Critical Aspects in Surfactant Flooding Procedure at Mixed-wet Conditions // SPE-174393-MS. – 2015.

9. Костюченко С.В. Прямой расчет коэффициента охвата вытеснением при геолого-гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 10. – C. 112–115.

При подсчете запасов углеводородов, оценке коэффициента извлечения нефти, исследовании скважин, численном моделировании коллекторов и решении других задач очень важно знать PVT-свойства пластовых флюидов. Когда надежные экспериментальные данные о PVT свойствах нефти недоступны или отсутствуют, для их расчета могут использоваться два подхода. Первый подход связан с использованием известных уравнений состояния, но при этом необходима точная информация о компонентах пластовых флюидов. Получение такой информации требует много времени, большого объема вычислений и является достаточно дорогостоящим процессом. Второй подход основан на применении известных корреляционных связей между свойствами флюидов. Большинство таких корреляций для нефти описывается линейными или нелинейными уравнениями регрессии. Их недостатком является невысокая точность, связанная с ограниченным диапазоном использованных наборов исходных данных, на базе которых построены корреляции.

В статье предложена более надежная и точная методика прогнозирования PVT-свойств нефти месторождений Ирана с использованием искусственных нейронных сетей. В результате анализа нескольких нейронных сетей с различным числом нейронов в скрытом слое для каждого PVT-свойства определена наилучшая структура нейронной сети с соответствующими весами и смещениями. В рассмотренной модели нейронной сети давление насыщения и объемный коэффициент являлись выходными данными, а газонасыщенность пластовой нефти, плотнотность нефти и газа, а также температура – входными. Сравнение наиболее известных корреляционных зависимостей и нейронной сети для прогнозирования давления насыщения и объемного коэффициента нефти показало, что наилучшие результаты получены при использовании нейронной сети.

Список литературы

1. Aleksander I., Morton N., An introduction to neural computing. – London: Chapman and Hall, 1990. – 240 p.

2. Al-Marhoun M.A. New correlations for formation volume factors of oil and gas mixtures // J. Can. Pet. Technol. – 1992. – V. 31. – P. 22–26.

3. Al-Marhoun M.A. Evaluation of empirically derived PVT properties for Middle East crude oils // J. Pet. Sci. Eng. – 2003. – V. 42. – P. 209–221.

4. Standing M.B. A pressure-volume-temperature correlation for mixtures of California oils and gasses. In: Drilling and Production Practice. Tulsa, OK: American Petroleum Institute, 1947. – P. 275–278.

Успешная разработка низкопроницаемых газокондесатных месторождений требует применения цифровых технологий, которые позволяют управлять движением углеводородов в пласте, скважинах и сетях сбора, а также качеством в установках переработки сырья и внешнем транспорте. Отмечена важность обеспечения безопасной, согласованной и эффективной работы на месторождении, когда скорость принятия решения является залогом успешности разработки.

Показаны перспективы повышения эффективности производства путем внедрения цифровых интеллектуальных систем в существующие процессы управления добывающим предприятием. Наиболее важными направлениями в этом развитии являются интеллектуальное индексирование информации, самодиагностика систем измерений и генерации данных; верификация первичных данных и математических моделей; балансировка интегрированных моделей и систем управления; прогнозирование и машинное обучение; оптимизация и регулирование технологических процессов. Приведен обзор необходимых технических решений, направленных на автоматизацию и интеллектуализацию газовых месторождений. Ключевой актив "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ" (дочерняя компания ПАО «НК «Роснефть») - цифровое газовое месторождение с высоким уровнем интеграции данных - редкий случай подобных достижений в России. Предложена концепцию работы информационных и измерительных систем, разработка которых выполняется в ПАО «НК «Роснефть» на базе АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ». Рассмотренный в статье опыт создания цифрового месторождения представляет интерес для специалистов, занимающихся перспективным планированием разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений.

Список литературы

1. Khamzin T., Reitblat E., Lomukhin A. Study of vertical and areal heterogeneity of gas composition in a gas condensate field using numerical simulation model // SPE 187813. – 2017.

2. Best practices and lessons learned after 10 years of digital oilfield (DOF) implementations / L. Saputelli [et al.] // SPE 167269. – 2013.

3. Система мониторинга и анализа работы скважин в режиме реального времени – элемент концепции «интеллектуального месторождения» / Р.Л. Пчельников, Д.В. Миронов, Э.Я. Муслимов, С.Д. Шевченко // Инженерная практика. – 2011. – № 5. 2011. – С. 90–93.

4. Promoting real-time optimization of Hydrocarbon Producing Systems / L. Saputelli [et al.] // SPE 83978. – 2003.

5. Особенности построения Интегрированной модели разработки и эксплуатации двух газоконденсатных пластов Уренгойского ГКМ / А. Игнатьев, С. Бикбулатов, И. Мукминов, С. Ромашкин, С. Бучинский, Е. Викулова // SPE 166892. – 2013.

6. Оптимизация режима работы системы пласт-скважина-шлейф-УКПГ на основе интегрированного моделирования / С. Бикбулатов, А. Смирнов, В. Булейко, И. Мукминов, С. Ромашкин // SPE 171220. – 2014.

7. Multiphase gas-condensate metering tests with individual fluid properties model / A. Davidovskiy, S. Abramochkin, N. Lopatina // SPE 187753. – 2017.

8. Интеллектуальная система распределенного мониторинга продуктивных параметров добывающих скважин / А.Ю. Ломухин, А.Н. Черемисин, К.В. Торопецкий, А.Э. Рязанцев // Вестник ЦКР Роснедра. – 2013. – № 4. – С. 30–37.

9. Experience of Multiphase Flow Measurement Systems Application in Arctic Conditions / A. Lomukhin, S. Romashkin, K. Rymarenko, V. Afanasiyev // SPE 149922. – 2011.

10. Пат. 03218 ЕАПО В1. Способ определения параметров скважинного многокомпонентного потока / А.Ю. Ломухин, В.Н. Ульянов, К.В. Торопецкий, А.Э. Рязанцев, И.А. Верхушин, Д.О. Тайлаков; заявитель и патентообладатель АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»; № 201700544; заявл. 28.03.16; опубл. 29.03.19. –

В настоящее время широкое распространение получил способ одновременно-раздельной эксплуатации пластов с использованием установок скважинных штанговых насосов, которые позволяют существенно повысить технико-экономическую эффективность разработки. Особенности механизированной добычи нефти скважин с использованием установок скважинных штанговых насосов обусловлены рядом распространенных осложнений, возникающих при эксплуатации и обусловливающих повышение напряженности работы насосного оборудования и сокращение межремонтного периода, уменьшение дебита скважин, что ведет к снижению эффективности добычи в целом. В этих условиях наиболее важными задачами рентабельной разработки являются поддержание в работоспособном насосного оборудования состоянии и обеспечение оптимальных условий его эксплуатации.

В статье представлена математическая модель штанговой насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации с учетом осложнений в работе внутрискважинного оборудования. Предложенная модель за счет детального учета механизма формирования внутрискважинных процессов позволяет моделировать действие осложняющих факторов, таких как влияние газа, высокая вязкость откачиваемой продукции, утечки в клапанах и др. Путем моделирования с учетом осложнений и неисправностей в работе насосной установки проведен анализ влияния осложняющих факторов на конфигурацию модельных динамограмм. Рассмотренная в статье математическая модель может использоваться в качестве инструмента диагностирования технического состояния штанговых насосных установок по фактической динамограмме путем ее сопоставления с модельными.

Список литературы

1. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Г. Заббаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 7. – С. 79–81.

2. Нургалиев А.А., Хабибуллин Л.Т. Анализ эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважин на месторождениях юго-востока Республики Татарстан // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2016. – № 3 (2). – С. 230–233.

3. Кадыров А.Х., Глуходед А.В. Установки одновременно-раздельной добычи для скважин малого диаметра // Инженерная практика. – 2017. – № 6. – С. 4–11.

4. Gabert R.F., Ghneim G.J. Procedures and Practices of Dual Completion Design in Abu Dhabi // SPE 17983-PA. – 1991.

5. Muhammad I.K., Raymond E.P., Mohd S.J. Collaboration in Extracting More Oil in Mature Dual Completion Wells // SPE 124443-MS. – 2009.

6. Swisher M.D., Wojtanowicz A.K. New Dual Completion Method Eliminates Bottom Water Coning // SPE 30697-MS. – 1995.

7. Пат. 2377395 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине / К.М. Тарифов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Н. Ахметвалиев, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов, А.В. Глуходед, В.А. Балбошин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2008123461/03; заявл. 09.06.08; опубл. 27.12.09.

8. Третьяков Д.Л. Результаты внедрения технологии ОРД с системой отвода газа из нижнего горизонта на скважинах РУП ПО «Белоруснефть» // Инженерная практика. – 2016. – № 5. – С. 58–32

9. Gaddy D.E. Dual compietions provide production alternative in Russian venture // Oil and Gas Journal. – 2005. – № 103 (14). – P. 43–47.

10. Развитие технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть» / K.M. Тарифов, A.X. Кадыров, И.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 44–47.

11. Тарифов К.М. Татнефть: Технологии ОРЭ // Нефтегазовая Вертикаль. – 2011. – № 13–14. – С. 114–117.

12. Пат. 2221136 РФ. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов / Н.Г. Ибрагимов, К.М. Тарифов, В.Г. Фадеев, А.Н. Авраменко, Р.Р. Ибатуллин, В.М. Валовский, А.Х. Кадыров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – № 2002111923/03; заявл. 06.05.02; опубл. 10.01.04.

13. Валитов М.З., Болтнева Ю.А., Ганиев Т.А. Разработка математической модели рабочих процессов штангового скважинного оборудования для оптимального согласования параметров насоса, скважины и свойств добываемой жидкости // Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр. Материалы XVII Международной научно-практической конференции. – Актау: КГУТИ им. Ш. Есенова, 2018. – С. 151–153.

14. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 90–93.

15. Влияние деформации насосных труб на дебит и межремонтный период работы скважин / К.Р. Уразаков, В.В. Дмитриев, А.Р. Буранчин [и др.] //Нефтегазовое дело. – 2009. – № 1. – С. 15–19.

Значительное число крупнейших нефтяных месторождений в России находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся снижением объемов добычи, увеличением доли осложненного фонда скважин. Одним из наиболее распространенных способов эксплуатации скважин малодебитного фонда является применение штанговые насосные установки. Эксплуатация штанговых установок в осложненных условиях в ряде случаев сопровождается снижением межремонтного периода работы, повышением удельных энергетических и экономических затрат при добыче. При этом одной из наиболее актуальных становится задача обеспечения рентабельной эксплуатации скважин за счет своевременной диагностики технического состояния и условий работы насосного оборудования.

В статье рассмотрен новый подход к диагностике состояния штанговых насосных установок по динамограмме, который базируется на решении обратных задач динамики работы штанговой установки методами многомерной оптимизации. Решение прямой задачи включает моделирование работы штанговой установки по заданным технологическим и геолого-техническим параметрам и построение соответствующей теоретической динамограммы; решение обратной - определение искомых параметров модели с учетом фактической динамограммы работы штанговой установки. Разработаны метод и соответствующий алгоритм диагностики состояния штанговых установок по динамограмме на основе метода Левенберга – Марквардта для многомерной оптимизации. Метод включает количественное определение совокупности параметров, характеризующих техническое состояние и условия работы штанговой установки, а также учитывает осложнения и неисправности, возникающие при ее работе. Приведены примеры решения задач количественной диагностики на основе разработанного алгоритма путем анализа конфигурации динамограмм и построения целевых функций при различных условиях эксплуатации насосного оборудования (нормальная работа, высокое содержание газа на приеме насоса, высокая посадка плунжера в цилиндре).

Список литературы

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

2. Садов В.Б. Подход к определению установок скважинных штанговых установок по динамограмме // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 90–93.

3. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки// Изв. вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 3. – С. 25–29.

4. Li K., Han Y., Wang T. A novel prediction method for down-hole working conditions of the beam pumping unit based on 8-directions chain codes and online sequential extreme learning machine // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 160. – P. 285–301.

5. Кузьмин А.Н., Вялых И.А. Прогнозирование технического состояния штанговых глубинных насосов на основе нейросетевых технологий // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Химическая технология и биотехнология. – 2016. – № 3. – С. 9–19.

6. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. – М.: Недра, 1971. –183 с.

7. Gibbs S.G., Neely A.B. Computer diagnosis of down-hole conditions in sucker rod pumping wells // Journal of Petroleum Technology. – 1966. – V. 1. – P. 93–98.

8. Chen Z., White L.W., Zhang H. Predicting sucker-rod pumping systems with Fourier series // SPE 189991-PA. – 2018.

9. Методика расчета подвески плунжера в цилиндре насоса / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Р.И. Бакиров [и др.] // «Нефтяное хозяйство». – 2018. – № 2. – С. 84–88.

10. Model predictive automatic control of sucker rod pump system with simulation case study / В. Hansen, B. Tolbert, C. Vernon, J.D. Hedengren // Computers and Chemical Engineering. – 2019. – V. 121. – P. 265–284.

11. Dynamic model of a Rod Pump Installation for inclined wells / R.N. Bakhtizin, K.R. Urazakov, S.F. Ismagilov [et al.] // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 4. – P. 74–82.

12. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 90–93.

13. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. Society of petroleum engineers: Richardson, Texas. – 1999. – 384 p.

14. Chaos time-series prediction based on an improved recursive Levenberg – Marquardt algorithm / Sh. Xiancheng, F. Yucheng, Z. Jinsong, Ch. Kefu // Chaos, Solitons & Fractals. – 2017. – V. 100. – P. 57–61.

15. Уразаков К.Р., Белов А.Е., Давлетшин Ф.Ф. Динамическая модель штанговой насосной установки при одновременно-раздельной эксплуатации // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 3. – С. 33–41.

Эффективность работы установок скважинных штанговых насосов, получивших широкое распространение при механизированной добычи нефти, в значительной степени определяется обоснованным проектированием компоновки штанговой колонны, осуществляющей передачу возвратно-поступательного движения привода плунжеру штангового насоса. В качестве материала, используемого при изготовлении насосных штанг наиболее часто применяется сталь. Однако при необходимости увеличения длины штанговой колонны (вследствие снижения пластовых давлений, вовлечения в разработку глубокозалегающих объектов) применение стальных штанговых колонн может привести к снижению эффективности эксплуатации за счет существенного возрастания суммарного веса колонны и нагрузок на привод. В связи с этим в последние годы на месторождениях России повсеместно в глубоких скважинах, включая малодебитные для добычи нефти, используются электроцентробежные насосные установки (УЭЦН). Обеспечить рентабельную эксплуатацию глубоких скважин штанговыми установками можно путем использования композитных штанг из стекловолокна, позволяющих за счет существенно меньшего веса, более высокой прочности и коррозионной устойчивости значительно снизить нагрузку на насосное оборудование и наземный привод.

В статье рассмотрена математическая модель установки с комбинированной штанговой колонной, состоящей из стальной и стеклопластиковой ступеней. Выполнены расчеты динамических деформаций и нагрузок при работе штанговой установки со стальной и комбинированной колоннами в скважине с малой вязкостью откачиваемой жидкости. Анализ результатов моделирования показал, что эффективность комбинированной штанговой колонны возрастает с увеличением глубины спуска для насосов малого диаметра. Определены области резонансных чисел качаний для комбинированной штанговой колонны, при которых увеличиваются амплитуда колебаний штанговой колонны и эффективный ход плунжера за счет совпадения частоты качаний головки балансира с собственной частотой колебаний колонны штанг. Результаты моделирование показали, что наиболее рациональным для реализации является режим до резонансной частоты, с числом качаний, которое близко к резонансному, но не превышает его. Это позволяет обеспечить эффективный ход плунжера за счет развития динамических деформаций и снизить максимальные и приведенные напряжения в штанговой колонне и нагрузки на привод штангового насоса за счет существенного облечения колонны штанг.

Список литературы

1. Gibbs S.G. Application of Fiberglass Sucker Rods // SPE 20151-PA. – 1991. – https://doi.org/10.2118/20151-PA

2. Harley A. Tripp. Mechanical Performance of Fiberglass Sucker-Rod Strings // SPE 14346-PA. – 1988. – https://doi.org/10.2118/14346-PA.

3. The Research and Application of Carbon Fiber Rods in Deep Oil Wells of Xinjiang Oilfield, China / Ruidong Zhao, Xishun Zhang, Zhen Tao [et al.] // SPE 184203-MS. – 2016.

4. Performance and application of fiber glass sucker rod [J] / Hu Yewen, Guo

Jianshe, Feng Ding [et al.] // Oil Field Equipment. – 2010. – V. 39 (1). – P. 35–38.

5. Study on application of fiber glass sucker rod in offshore separate-layer water injection wells / Zheng Jinzhong, Jiang Guangbin, Wang Xiangdong [et al.] // Oil Field Equipment. – 2010. – V. 39 (9). – Р. 55–57.

6. Optimization of fiber glass and steel composite rod design [J] / Cen Xueqi, Wu Xiaodong, Gaofei [et al.] // Oil Field Equipment. – 2012. – V. 41 (5). – Р. 31–35.

7. Вассерман И.Н., Шардаков И.Н., Вассерман H.H. Динамика стеклопластиковых и комбинированных штанговых колонн // Проблемы машиностроения и надежности машин. – 2009. – № 1. – С. 35–39.

8. Dynamic model of a Rod Pump Installation for inclined wells / R.N. Bakhtizin, K.R. Urazakov, S.F. Ismagilov [et al.] // Socar Proceedings. – 2017. – № 4. – P. 74–82.

9. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 90–93.

10. Седов Л.И. Механика сплошной среды. Т. 2. – СПб.: Лань, 2004. – 560 с.

11. Насосные штанги / Р.Н. Бахтизин, Р.Р. Ризванов, К.Р. Уразаков, Т.А. Хакимов. – Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2012. – 80 с.

12. Takacs G. Sucker-Rod Pumping Handbook // Elsevier Science Publ., 2015. – 598 p.

В статье приведен обзор научных работ в области гидравлического расчета трубопроводов, опубликованных в XVIII – XX веках и основанных на обработке результатов большого объема экспериментальных данных, полученных для различных гидродинамических условий. Заметную роль сыграли работы представителей французской школы А. Дарси и Г. Прони, впервые представивших зависимость гидравлических потерь от диаметра и шероховатости внутренней стенки труб. Впоследствии, вплоть до конца XIX века, существовали два конкурирующих научных направления: изучение гидравлического трения при «малых» и «больших» скоростях движения жидкости. Начало «примирению» противоречивых результатов исследований положили работы Н.П. Петрова и О. Рейнольдса. Ограниченность применения эмпирических зависимостей не позволяет распространить ни одну из предложенных зависимостей на весь спектр режимов эксплуатации трубопроводов. Для каждого конкретного случая необходимо проводить анализ точности применяемых зависимостей путем сравнения с данными о фактической эксплуатации. Ретроспективный анализ научно-технической литературы в области гидравлического расчета трубопроводов вскрывает вариативность методологических подходов и формальных решений в исследованиях количественных оценок параметров движения жидкости в трубах. Выявлено, что концепция применения относительной шероховатости внутренней стенки трубы как адаптивного коэффициента при определении гидравлических потерь в трубах прослеживается с работ Дарси и обрела свое методологическое обоснование в трудах школы Л. Прандтля.

Список литерарутуры

1. Кутуков С.Е. Разработка методов функциональной диагностики технологических режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов: дисс. … докт. техн. наук. – Уфа, 2003.

2. Комплексное исследование реологических и адгезионных свойств нефтей в диапазоне температур кристаллизации / А.М. Шаммазов [и др.] // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1998. – № 4. – С. 63–72.

3. Брот Р.А., Кутуков С.Е. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2005. – № 2. – С. 37.

4. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. – М.: Недра, 1982. – 224 с.

5. Brown G.O. The History of the Darcy-Weisbach Equation for Pipe Flow Resistance // Proc., 150th Anniversary Conf. Environmental and water resources history of ASCE Reston: A. Fredrich, J. Rodgers [et al.]. – 2002. – Va. – Р. 34–43.

6. Черникин В.И. Гидравлические сопротивления сварных трубопроводов // Труды академии нефтяной промышленности. – 1956. – Вып. 3. – С. 53–56.

7. Исаев И.А. Экспериментальное определение коэффициентов гидравлических сопротивлений в прямых нефтепроводных трубах и фитингах // В кн. Вопросы транспорта, хранения нефти и машиностроения/ Тр. МНИ. – Вып. 17. – М.: Гостоптехиздат, 1956. — С. 112–168.

8. Френкель Н.З. Гидравлика. – М.-Л.: Госэнергиздат, 1956. – 456 с.

9. Лобаев Б.Н. Новые формулы для расчета труб в переходной области. – М.: Санитарная техника, 1954. – 121 с.

10. Филоненко Г.К. Гидравлическое сопротивление трубопроводов // Теплоэнергетика. – 1954.

11. Конаков П.К. Новая формула для коэффициента сопротивления для гладких труб // ДАН СССР. – 1946. – Т. 10. – С. 70–77.

12. Churchill S.W. Empirical expressions for the shear stress in turbulent flow in commercial pipe // AIChE Journal. – 1973. – V. 19. – P. 375–376.

13. Николаев А.К., Быков К.В., Маларев В.И. Определение коэффициента гидравлического сопротивления магистрального нефтепровода // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2013. – № 5. – C. 265–268.

14. Прандтль Л. Гидроаэромеханика [1944]. – Ижевск: Изд-во РХД, 2000. – 567 с.

15. White F.M. Fluid mechanics, 3rd ed., Mc-Graw Hill, New York. – 1994. – 736 p.

16. Rouse H., Ince S. History of Hydraulics. – Iowa City: Iowa Institute of Hydraulic Research, Univ. of Iowa, 1957. – 269 p.

В статье проведен анализ воздействия нефтяного комплекса на экосистему Ханты-Мансийского автономного округа – Югра (ХМАО). На основе анализа статистических данных установлено, что размер промышленного освоения и высокая степень интенсивности промышленной нагрузки на природные территории, несомненно, негативно влияют на экологическое состояние ХМАО - Югры. Общий экологический ущерб, несмотря на восстановительные мероприятия нефтедобывающих компаний и экологическую деятельность региональных природоохранных организаций, остается очень высоким. Основными отрицательными факторами воздействия нефтегазового комплекса на экосистему ХМАО являются все этапы процесса нефтедобычи. Также нельзя отрицать влияние человеческого фактора и аварийности на участках трубопроводов по причине сверхнормативной эксплуатации и высокой коррозионной агрессивности среды. Опасность заключается в возможных разливах нефти и нефтепродуктов вследствие разгерметизации трубопроводов.

В целях восстановления нанесенного ущерба и предотвращения нежелательных последствий в будущем, предложено использовать альтернативные источники энергии, в частности, гибридные ветро-солнечные установки. Рассмотрены возможные варианты применения гибридных установок при нефтедобыче с учетом эффективности их работы на территории ХМАО – Югры, а также определены области уменьшения воздействия на окружающую среду. Установлено, что комплексное применение ветровых и солнечных установок дает достаточный уровень энергии для полного обслуживания трубопроводов. Кроме того, исключается необходимость вдольтрассовых линий электропередачи, что позволяет снизить уровень отходов в период капитального строительства объектов нефтедобычи. Таким образом, применение альтернативных источников энергии может стать перспективным решением сложившейся проблемы предотвращения негативного влияния на окружающую среду.