Управление инновациями, разработка инструментов оценки эффективности инвестиций в их реализацию, оптимизация портфелей инновационных проектов являются одними из приоритетных задач нефтегазовых компаний. В связи с этим рассмотрены применяемые в ПАО «НК «Роснефть», подходы к оценке экономической эффективности инновационных проектов. Действующая в настоящее время процедура оценки предполагает расчет показателя ожидаемого чистого дисконтированного дохода с помощью оценки вероятности успеха отдельных стадий инновационного проекта и построения дерева решений, а также включает ключевые точки принятия управленческих решений о продолжении финансирования либо о прекращении реализации проекта. Наличие опций позволяет повысить точность оценки чистой приведенной стоимости проекта с учетом рисков его завершения на отдельных стадиях реализации: стадия научно-исследовательских работ, стадия опытно-конструкторских работ, включая пилотное внедрение, и стадия внедрения в производство. В результате анализа определено, что существующая методика может быть дополнена в части оценки стоимости отрицательных результатов, а также в части учета экономии налога на прибыль компании за счет включения в себестоимость расходов на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) и увеличения расходов на НИОКР на коэффициент 1,5. Применение рассмотренных методов позволяет повысить качество оценки инноваций и вывести инновационный проект на приемлемый уровень экономической эффективности, в том числе проекты с отрицательными результатами на отдельных стадиях реализации. Портфель инновационных проектов становится более гибким к внешним и внутренним факторам, так как включает проекты, рассчитанные опциональным методом показателя чистого дисконтированного дохода, а также дает возможность учитывать весь экономический потенциал инноваций.

Список литературы

1. Методика оценки эффективности инновационных проектов в ОАО «НК «Роснефть»/А.Ф. Исмагилов, Е.Ю. Белкина, И.Ш. Хасанов, Л.Н. Борцвадзе//Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12. – С. 10–13.

2. Хасанов И.Ш., Белкина Е.Ю., Половинкин Е.А. Методические подходы российских нефтегазовых компаний к оценке эффективности инновационных проектов//Территория Нефтегаз. – 2011. – № 4.

3. Оценка инновационных проектов с использованием теории опционов/М.М. Хасанов, Е.Ю. Белкина, А.Г. Загуренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 10. – С. 20–22.

4. Круковский А.А. Метод реальных опционов в управлении инвестициями//Труды ИСА РАН. – 2008. – Т. 37. – C. 122–144.

5. Хасанов И.Ш., Дунаев В.Ф., Белкина Е.Ю. Формирование системы управления научно-исследовательскими и опытно-конструкторскими работами нефтегазовой компании. – Уфа: Мир Печати, 2015. – 208 с.

6. Tsui M. Valuing Innovative Technology R&D as a Real Option: Application to Fuel Cell Vehicles. – Massachusetts: Massachusetts Institute of Technology, 2005. – 117 p.

7. Будылин М.А. Применение реальных опционов для оценки инвестиционных проектов//Вестник СГАУ им. академика М.Ф. Решетнева. – 2007. – № 4. – С. 157–160.

8. Kerr W.R., Nanda R. Financing Innovation. – Harvard: Harvard Business School. – Working paper 15–034, 2014. – 24 p.

9. Salerno M.S., Gomes L.A. de V., Brasil V.C. Valuation of Innovation Projects with High Uncertainty: Reasons Behind the Implementation of Real Options//International Association for Management of Technology, IAMOT 2015 Conference Proceedings. – University of Sa~o Paulo. – P. 389–403.

10. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика. – М.: Дело, 2001. – 832 с.; 2002. – 888 с.

11. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. 2. ред./В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров [и др.]. – М.: Экономика, 2000. – 421 с.

12. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности/ А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева [и др.]. – М.: НУМЦ Минприроды РФ, 1997. – 341 с.

Геолого-разведочные работы (ГРР) на континентальном шельфе Российской Федерации – одно из приоритетных направлений, цель которого восполнение запасов углеводородного сырья. Данные работы характеризуются большой капиталоемкостью и сопряжены с высокими технологическими, финансовыми, репутационными и экологическими рисками. Для эффективной деятельности компаний, ведущих ГРР на нефть и газ, очень важно, чтобы по завершению полевой работы или входящей в нее производственной задачи был проанализирован ход исполнения, отмечены возникшие проблемы и сложности, указаны причины их возникновения и предложены меры реагирования для минимизации риска их повторного появления. Такая совокупность знаний, полученных в ходе исполнения проекта, составляет извлеченные уроки конкретного проекта. При этом очень часто фиксация извлеченных уроков не проводится или выполняется с ненадлежащим качеством. Система управления извлеченными уроками ГРР, выполняемых в пределах лицензионных участков континентального шельфа, предложенная и реализованная в компаниях ООО «РН-Шельф-Арктика» и ООО «РН-Эксплорейшн», позволяет с минимальными затратами закрепить знания, полученные в ходе исполнения проекта, проанализировать, какой была реакция на события проекта и каким образом на них следует реагировать в будущем.

В формировании извлеченных уроков принимают участие все специалисты, задействованные в реализации работ. Ответственность ключевых участников управления извлеченными уроками устанавливается матрицей ответственности. По результату работ формируется Реестр извлеченных уроков, а основой ежегодного планирования является План-график подготовки извлеченных уроков. Все работы выполняются в соответствии с ежегодным циклом формирования извлеченных уроков.

По итогам работ 2016 г. в ООО «РН-Шельф-Арктика» и ООО «РН-Эксплорейшн» подготовлен реестр, включающий более 200 извлеченных уроков. Полученный опыт прошлых лет успешно используется при выполнении работ 2017 г. Так, подготовлен внутренний оценочный рейтинг супервайзеров полевых работ, составлены унифицированные технические задания, внесены предложения по разделению закупок на геофизические работы, внесены изменения к требованиям судов и оборудования, проведения корпоративных процедур.

Список литературы

1. PMBOK Guide. 5th ed. – Newtown Square, Pennsylvania, USA: Project Management Institute, 2013.

2. Управление проектами. Фундаментальный курс / А.В. Алешин, В.М. Аньшин, К.А. Багратиони [и др.] / под ред. В.М. Аньшина, О.Н. Ильиной. – М.: Изд. дом Высшей школы экономики, 2013. – 500 с.

3. Креативные технологии управления проектами и программами / С.Д. Башуев [и др.]. – Киев: Саммит-Книга, 2010. – 768 с.

На примере месторождения, находящегося на ранней стадии изучения, рассмотрена проблема построения наиболее вероятного варианта геологической модели, учитывающей возможную неопределенность и связанные с ней геологические риски. С момента открытия месторождение состояло в нераспределенном фонде, было слабо изучено сейсморазведочными работами, глубинным бурением, характеризовалось небольшим объемом испытаний пластов, недоизученостью лабораторными исследованиями керна и устьевых проб. В 2013 г. месторождение было выставлено на аукцион с подсчитанными и утвержденными региональной комиссией запасами. После приобретения месторождения в 2015 г. выполнен проект доразведки, в котором подсчитанные запасы газа увеличились почти в 3 раза по сравнению с утвержденными региональной комиссией. Существенное увеличение запасов стало следствием переобработки и переинтерпретации сейсмических данных, улучшения амплитудных характеристик, учета влияния верхней части разреза, изменения структурно-тектонической основы продуктивных пластов и их корреляции. Построения 3D геологических моделей не выполнялось.

Существенное увеличение запасов требовало подтверждения. Ключевыми параметрами в вероятностной оценке запасов являются площадь, эффективная толщина, положение уровня флюидных контактов, фильтрационно-емкостные свойства, а так же свойства пластовых флюидов. В первую очередь выполнена проверка надежности структурных построений, которая выявила ряд отклонений. По результатам анализа предложен математический метод получения уточненного структурного каркаса пластов на основе результатов переобработки и переинтерпретации 2Д сейсмических профилей. На основе данных о тектоническом строении, в структурном каркасе учтены тектонические разломы, на основе данных сейсморазведки определены амплитуды разломов для каждого пласта. Проведены ревизия и уточнение результатов интерпретации геофизических исследований скважин, детализировано строение двух пластов, в которых уточнены флюидные контакты, из-за отсутствия информации о проводимости тектонических разломов принято считать их непроводимыми. Рассмотрение вариативности ключевых параметров выявило области повышенного риска и дало возможность избежать завышения запасов. Сформулированы рекомендации по доизучению месторождения, выбору местоположения разведочных скважин, а также глубины их бурения. Полученные данные являются основой для построения базового варианта 3D геологической модели.

Список литературы

1. Риски и неопределенности в геологоразведочном процессе//Rogtec. – 2011. – № 9. – С. 76–84.

2. Риски и вероятностная оценка ресурсов перспективных структур юго-восточной части шельфа Печерского моря//Научно-технический Вестник ОАО НК Роснефть. – 2015. – № 39. – С. 28–32.

3. Structural Analysis. MSc Petroleum Geoscience. – London, Royal Holloway University of London, 2000. – 503 р.

Постоянно увеличивающееся общемировое потребление нефти и, как следствие, истощение традиционных месторождений заставляют нефтегазовые компании обращать внимание на все более сложные объекты с точки зрения геологического строения и разработки. К такого рода объектам можно отнести нетрадиционные коллекторы, залежи высоковязкой нефти и месторождения, приуроченные к трещиноватым карбонатным резервуарам. В настоящее время трещиноватые карбонатные пласты-коллекторы на территории Российской Федерации в Восточной разрабатываются в Сибири, на Кавказе, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и других регионах. В данной статье объектом изучения является Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Красноярском крае. Месторождение уникально по запасам и характеризуется очень сложным геологическим строением. Основные залежи нефти и газа приурочены к древнему рифейскому карбонатному коллектору, что также осложняет изучение резервуара.

В статье рассмотрен подход к прогнозу зон улучшенных коллекторских свойств карбонатного каверново-трещинного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения на основе специальной обработки сейсмических данных, направленной на выделение рассеянных волн. Представлены результаты прогноза характеристик коллектора трещинно-кавернового типа, оказывающих критически важное влияние на разработку месторождения, таких как продуктивность и направление трещиноватости. Для прогноза использован комплекс разномасштабной геолого-геофизической информации, включающий специальные методы геофизических и гидродинамических исследований скважин, результаты специальной обработки сейсмической информации.

Применение полученных результатов позволяет снизить неопределенность, связанную с геологическим строением месторождения, а значит более эффективно разрабатывать месторождения углеводородов.

Список литературы

1. Ткачук Д.Н. Научно-технический отчет «Формирование, переработка и комплексная интерпретация единого куба данных МОГТ 3Д в пределах Юрубченского ЛУ ОАО «Востсибнефтегаз». – Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», 2015.

2. Построение геологической модели карбонатного резервуара с использованием сейсмических атрибутов на примере Юрубчено-Тохомского месторождения / Е.М. Якупова, А.А. Антоненко, А.С. Мерзликина [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. – № 4 (29). – С. 4–7.

3. Прогнозирование флюидонасыщенности пласта-коллектора на основе анализа рассеянной компоненты / А.С. Мерзликина [и др.] // Совместный семинар EAGE/SPE «Геолого-геофизический мониторинг процесса разработки». – Москва, 4–6 марта 2013 г.

4. Поздняков В.А., Кабанов Р.В. Прогноз фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенного коллектора на основе объектно-ориентированного преобразования сейсмограмм // Геология нефти и газа. – 2005. – № 2. – C.21-26.

5. Поздняков В.А., Мерецкий А.А., Мерзликина А.С. Изображение рассеивающих объектов методом фокусирующих преобразований волновых полей // XVIII Губкинские чтения «Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России – наука и образование». – Москва, 23–25 ноября 2009 г.

6. Расчет и интерпретация рассеянных волн с целью прогноза фильтрационно-емкостных свойств / В.А. Поздняков, В.В. Шиликов, А.С. Мерзликина [и др.] // V Международная конференция и выставка «Санкт-Петербург – 2010». – Санкт-Петербург, 5–8 апреля 2010 г.

7. Поздняков В.А., Шиликов В.В., Мерзликина А.С. Прогноз коллекторских свойств по рассеянным волнам // 12-я Международная научно-практическая конференция «Геомодель – 2010». – Геленджик, 13–17 сентября 2010 г.

8. Поздняков В.А., Шиликов В.В., Мерзликина А.С. Выделение зон повышенной трещиноватости в карбонатных отложениях Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7.– C. 86–88.

9. Поздняков В.А., Шиликов В.В., Мерзликина А.С. Исследование азимутальной направленности трещин по данным сейсморазведки волнам // I Международная научно-практическая конференция для геологов и геофизиков «Сочи – 2011». – Сочи, 13–17 мая 2011 г.

10. Методика оценки флюидонасыщенности трещинных резервуаров на основе численных методов трехмерного моделирования волновых полей / В.А. Поздняков, А.С. Мерзликина [и др.] // V Международная конф. и выставка «Санкт-Петербург – 2012». – Санкт-Петербург, 2–6 апреля 2012 г.

11. Построение сейсмических изображений в рассеянных волнах как средство детализации сейсмическиго разреза / C.В. Гольдин [и др.] // Геофизика. – 2004. – Спецвыпуск. – С.23-29.

12. Тузовский А.А. Интегральные операторы продолжения полей в двумерные неоднородные среды // Геология и геофизика. – 1992. – № 3. – С. 64–72.

13. Проявление преимущественной ориентации микронеоднородностей в азимутальном распределении энергии рассеянных волн / А.А. Тузовский, В.В. Шиликов, А.С. Мерзликина [и др.] // ХIII международная научно-практическая конференция «Геомодель-2011». – Геленджик, 12–15 сентября 2011 г.

14. Повышение информативности и разрешенности волновых сейсмических изображений на основе полномасштабного численного моделирования в трехмерно-неоднородных средах с кавернозно-трещиновато-пористыми резервуарами применительно к геологическим условиям Восточной Сибири / А.С. Мерзликина [и др.] // Международная конференция «Инновационные сейсмические технологии и подсчет запасов углеводородного сырья». – Москва, 15–16 апреля 2013 г.

Число горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали ежегодно увеличивается, при этом количественная интерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС) до сих пор вызывает сомнение. Отсутствует понимание технических ограничений каротажных приборов и необходимости выбора оптимального комплекса ГИС для определенных геолого-технологических условий. В статьи приведены примеры, позволившие сделать вывод о преимуществах каротажа во время бурения, оценить погрешности, возникающие при использования результатов интерпретации ГИС ненадлежащего качества в геолого-гидродинамических моделях. Кроме технических ограничений приборов рассмотрены вопросы методологии интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин. Показана проблема оценки свойств в случае измерений при малых углах пересечения между осью горизонтальной скважины и границами пластов, что приводит к кажущимся «размазыванию» кривых ГИС по измеренной глубине и изменению фильтрационно-емкостных свойств. Показаны примеры пространственной интерпретации каротажных данных, позволяющей учесть влияние вмещающих пород и угла падения благодаря процессу прямое моделирование – сравнение – уточнение. Это дает возможность восстановить истинные кривые ГИС, а следовательно, уточнить коэффициенты пористости и водонасыщенности и повысить качество геолого-гидродинамических моделей. Показаны преимущества использования азимутальных замеров плотностного гамма-гамма-каротажа для интерпретации интервалов неоднородного разреза. Предложены варианты учета анизотропии посредством прямого моделирования показаний каротажа (пространственная интерпретация), а также результатов исследований керна в двух плоскостях (параллельно и перпендикулярно напластованию) и измерений трехосного индукционного каротажа. Рассмотрены дальнейшие шаги по совершенствованию текущих технологий комплексной интерпретации.

Список литературы

1. Down and out in logging/S. Bruce, B. Newberry [et al.] // Middle East Well Evaluation Review. – 1991. – № 11. – Р. 33–49.

2. Jubralla A.F., Cosgrove P., Whyte S.J. Horizontal Highlights//Middle East Well Evaluation Review. – 1995. – № 16. – Р. 7–25.

3. Modelling Logs for Horizontal Well Planning and Evaluation/D. Allen, B. Dennis, J. Edwards [et al.]//Oilfield Review. – 1995. – Winter. – Р. 47–63.

4. Griffiths R. Well Placement Fundamentals. Sugar Land: Texas: Schlumberger, 2009. – Р. 10.

5. Structural Steering – A Path to Productivity/A. Amer, F. Chinellato, S. Collins [et al.]//Oilfield Review 25. – 2013. – № 1. – Р. 14–31.

6. Formation Evaluation in High Angle and Horizontal Wells/R. Griffiths, C. Morriss, K. Ito [et al.]//A New and Practical Workflow. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. – 2012. – June16-20. – Р. 1–16.

7. Improved Petrophysical Analysis in Horizontal Wells: From Log Modeling Through Formation Evaluation to Reducing Model Uncertainty / A. Valdisturlo [et al.]//SPE 164881-MS. – 2013.

8. Применение Techlog 3D Petrophysics (3DP) для обработки данных ГИС в горизонтальных скважинах. Количественная оценка данных ГИС сильно наклонных и горизонтальных скважин //13-IS-0103-RUS.

9. http://logxd.com/

10. Электромагнитное зондирование в наклонных и горизонтальных кважинах: численное моделирование и интерпретация практических данных/М.И. Эпов, К.В. Сухорукова, М.Н. Никитенко [и др.]// SPE 162034. – 2012.

11. Moran J.H., Gianzero S. Effects of formation anisotropy on resistivity-logging measurements//Geophysics. – 1979. – № 7. – С. 1266–1286.

12. Проблемы, состояние и перспективы развития интерпретации данных геофизических исследований в горизонтальных скважинах Российской Федерации/Н.В. Щетинина, А.В. Мальшаков, М.А. Басыров, И.А. Зырянова//EAGE Тезисы научного семинара: «Горизонтальные скважины. Проблемы и перспективы». – М.: 20–21 октября. – 2015. – C. 1–13.

13. Новые подходы и технологии интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин/Н.В. Щетинина, А.В. Мальшаков, М.А. Басыров [и др.]//Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 2. – С. 6.–14.

Одним из ключевых аспектов процесса построения геологических моделей является определение радиуса вариограмм литологии, как по вертикали, так и по латерали, при последовательной индикаторной симуляции (SIS). Для корректной оценки радиусов вариограмм необходимо, чтобы расстояние между точками наблюдений было меньше радиусов изменчивости или сравнимо с ними. На поисково-разведочной стадии освоения месторождений, когда расстояния между пробуренными вертикальными скважинами весьма значительны, это условие выполняется для наблюдений по вертикали (шаг наблюдений - 0,2-0,4 м). При оценке латерального радиуса, когда шаг наблюдений на разведочном этапе составляет около 2 км и более, при анализе вариограмм возникают сложности.

В статье рассмотрен способ получения ориентировочных оценок латерального радиуса вариограмм в условиях низкой плотности сетки скважин на месторождении. Известны различные способы оценки горизонтальных радиусов вариограмм: по скважинам данного месторождения или месторождения-аналога, по сейсмическим слайсам съемки 3D, по описаниям и анализу обнажений для данных отложений (литературные источники), сформировавшихся в аналогичных условиях, перебором моделей, построенных с разными рангами. В дополнение к перечисленным предложено применять статистический способ, основанный на использовании статистических связей между латеральными радиусами вариограмм, величина которых характеризует изменчивость литологии, и геологическими характеристиками изучаемых отложений. Для получения статистических связей между латеральными радиусами вариограмм и геологическими характеристиками отложений собрано около 150 геологических моделей, разбуренных по эксплуатационной сетке и с наличием транзитных скважин. Установлено, что существует статистически значимая связь латерального радиуса с вертикальным радиусом и средней проницаемостью коллекторов по данным геофизических исследований скважин. Это позволяет рассчитать ориентировочные значения латерального радиуса, необходимые при построении куба литологии SIS в условиях, когда расстояние между точками наблюдений (скважинами) больше радиусов изменчивости.

Список литературы

1. Deutsch C.V. Geostatistical reservoir modeling. – New York: Oxford University Press, 2002. – 376 p.

2. Dubrule O. Geostatistics for seismic data integration in earth models. – Tulsa: SEG/EAGE, 2003. – 279 p.

3. Reynolds A.D. Dimensions of paralic sandstone bodies // AAPG Bulletin. – 1999. – V. 83. – № 2. – P. 211–229.

Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на севере Красноярского края и входит в число крупнейших месторождений Восточной Сибири. Месторождение открыто в 80-х годах ХХ века, но его освоение начато только в 2009 г. Оператор месторождения – АО «Востсибнефтегаз», входящее в структуру ПАО «НК «Роснефть».

Нефтегазоносность Юрубчено-Тохомского месторождения связана с карбонатными и терригенными отложениями вендской и рифейской эратем. Практика бурения в трещиноватом коллекторе рифейских отложений с использованием традиционных решений характеризуется катастрофическими поглощениями бурового раствора, достигающих нескольких тысяч кубических метров. Большой объем поглощений приводит к снижению качества первичного вскрытия продуктивных пластов, увеличению сроков строительства и стоимости скважин. Применение кольматирующих добавок показало относительную эффективность в силу широкого диапазона размеров трещин и сложности подбора оптимального состава кольматантов.

Широко применяемая на практике линейная зависимость логарифма водонефтяного фактора (ВНФ) от накопленной добычи нефти является физически обоснованной, но должна использоваться только для стабильной работы фонда добывающих скважин. В случае нестабильного фонда зависимость может быть в значительной степени искажена, что зачастую приводит к недопустимо высокой погрешности прогноза. Однако ввиду постоянной и разносторонней работы с фондом скважин на месторождениях выполнение условия стабильности работы фонда является проблематичным.

В статье предложен способ обработки исходных данных для анализа зависимости логарифма ВНФ от накопленной добычи нефти, позволяющий во многих случаях получить зависимость, близкую к линейной функции, несмотря на нестабильный характер работы фонда скважин с разнонаправленными изменениями дебита жидкости, которые искажают фактическую характеристику вытеснения. Коэффициент детерминации для фактических точек в некоторых случаях может быть улучшен (от 0,450 до 0,982). Метод основан на реконструкции истории работы каждой скважины с постоянным дебитом жидкости, равным последнему фактическому значению, с сохранением индивидуальной для данной скважины зависимости ВНФ от накопленной добычи. Реконструкция истории подготавливает данные по группе скважин к аппроксимации линейной функцией, что увеличивает точность оценки остаточных извлекаемых запасов и надежность прогноза базовой добычи. Обработка исходных данных предложенным способом должна дополняться исключением из рассматриваемой выборки скважин, вводимых в эксплуатацию, выбывших в бездействие или выводимых из бездействия, а также скважин, в которых проводятся геолого-технические мероприятия, направленные на вовлечение в разработку запасов в интервале настройки зависимости.

Список литературы

1. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. – М.: Юкос -Schlumberger, 2001. – 144 с.

2. Ershaghi I., Omoregie O. A method for Extrapolation of Cut vs. Recovery Curves // JPT. – 1978. – February. – P. 203–204.

3. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1974. – № 3. – С. 22–24.

4. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов / А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен, М.Г. Данелян // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1970. – № 11.

Функционирование системы управления ледовой обстановкой (СУЛО) направлено на снижение и предотвращение технологических, экологических, экономических и прочих рисков воздействия ледяных образований на морские объекты разведки, добычи и транспортировки углеводородов при осуществлении хозяйственной деятельности ПАО «НК «Роснефть» на арктических акваториях. Одним из ключевых элементов СУЛО – обеспечения айсберговой безопасности – является физическое воздействие судном на айсберги с целью изменения траектории их дрейфа. Всесторонней разработке указанной технологии, включая натурные эксперименты по буксировке арктических айсбергов, была посвящена экспедиция «Айсберг-Лето-2016», проведенная ФГБУ «ААНИИ» при участии специализированного института ООО «Арктический Научный Центр» по заказу ПАО «НК «Роснефть» в сентябре-октябре 2016 г. в акваториях Карского и Баренцева морей. При подготовке экспедиции был разработан ряд методик, в том числе ранжирования пригодности судов к выполнению буксировок, выполнения операций одним судном, проведения экспериментов по буксировке (включая перечень параметров, подлежащих измерению) и выбора основных районов работ. В ходе экспедиции «Айсберг-лето-2016», осуществленной на ледоколе «Капитан Драницын», выполнено 18 экспериментов по буксировке айсбергов. Эксперименты проводились в широком диапазоне гидрометеорологических условий, в том числе при скорости ветра более 20 м/с, высоте волны более 4 м, видимости менее 200 м, наличии битого льда и кусков айсбергов на акватории. Эксперименты выполнялись с объектами разных размеров: от обломков айсбергов до айсберга с размерами и массой более 1 млн т. На практике показаны возможности и отработаны методики выполнения маневрирования с айсбергом, возможность буксировки группы обломков айсбергов. Экспедицией «Кара-лето-2016» на НЭС «Академик Трешников» проведены сопутствующие исследования, заключавшиеся в определении морфометрических параметров айсбергов, параметров их дрейфа, измерении параметров ветра, течения и волнения.

В рамках обработки результатов экспериментов выполнено сравнение с результатами математического 3D моделирования гидродинамических характеристик айсберга. Разработан подход к анализу колебательных процессов в величине усилия в буксировочном канате.

В результате выполненной работы впервые в практике отечественных исследований разработана и апробирована технология предотвращения столкновения дрейфующего айсберга с морскими инженерными объектами в Арктике.

Список литературы

1. http://nparc.cisti-icist.nrc-cnrc.gc.ca/eng/view/fulltext/?id=754dda8b-6c1c-4712-bdc8-a8844324ccaa

2. Исследования дрейфа ледяных образований на шельфе российской арктики с помощью автоматических радиомаяков спутниковой системы ARGOS//И.В. Бузин, Е.У. Миронов, Н.А. Сухих [и др.] //Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – С. 4–9

3. Wilcox D.C. Turbulence modeling for CFD. – Canada: DCW Industries, Inc., 1994. – 460 p.

Традиционные методы борьбы с выносом песка включают установку гравийных фильтров на забое скважин, крепление призабойной зоны пласта химическими составами, использование установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и скважинных штанговых насосов (УСШН) повышенной износоустойчивости и установку на их приеме устройств фильтрации или сепарации частиц. Однако все эти методы, не всегда позволяют полностью решить проблему защиты погружного оборудования и обеспечить увеличение наработки на отказ. Кроме того, использование этих методов не всегда технически и экономически оправдано. Особенно острой остается проблема установления режима освоения скважин после проведения операций гидравлического разрыва пласта для снижения вероятности отказа УЭЦН и УСШН.

В статье предложено использовать метод, основанный на математическом моделировании возможности попадания частиц определенных плотности и размера на прием погружного насоса. Основной областью использования предложенного метода являются скважины с дебитом маловязкой жидкости менее 80 м³/сут., в продукции которых присутствуют относительно крупные фракции песка. При таких условиях появляется возможность снизить риски отказа оборудования при выводе на режим после текущего ремонта путем установления расхода насоса ниже критического расчетного расхода жидкости, при котором песок определенных фракций начинает попадать на его прием. Расхода насоса можно уменьшить с помощью частотных преобразователей или временной эксплуатацией оборудования в периодическом режиме. Другой областью использования предложенного метода может быть снижение вероятности попадания проппанта в насос при выводе скважин на режим после операции гидравлического разрыва пласта. Метод позволяет планировать параметры операции вывода скважин на режим с минимальным риском засорения песком или износа погружного оборудования, а так же определять необходимость применения пескозащитных устройств. Использование предложенного метода начато в компании ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Якимов С.Б., Косарев И.А. Изучение эффективности применения сетчатых фильтров для защиты ЭЦН при большом выносе проппанта//Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 6. – С. 29–32.

2. О способах увеличения времени эффективного действия десендеров для защиты ЭЦН от песка на Самотлорском месторождении/С.Б. Якимов, Пушкарев А.В., Е.Г. Ветохин, С.М. Подкорытов//Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2015. – № 6. – С. 55–60.

3. Якимов С.Б. О выборе технологий защиты подземного оборудования от песка с учетом динамики его выноса при запуске скважин на Самотлорском нефтяном месторождении//Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 6. – С. 81–89.

4. Влияние концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости на надежность работы электроцентробежных погружных насосов/С.Б. Якимов, А.А. Шпортко, А.А. Сабиров, А.В. Булат//Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2017. – № 6. – С. 50–53.

5. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири//Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 9. – С. 33–38.

6. Предварительные результаты ОПИ сепаратора механических примесей/В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Булат [и др.]//Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2012. – № 11. – С. 88–92.

7. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В. Системы защиты скважинного оборудования от механических примесей//Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2010. – № 9. – С. 62–67.

8. Геологический словарь. В 2 томах/Отв. ред. К.Н. Паффенгольц 2-е изд., испр. – М.: Недра, 1978. – 487 с.

Номенклатура термоманометрических систем (ТМС), эксплуатируемых в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» весьма широка, при этом применяется продукция значительного числом производителей. Каждый производитель реализует свой уникальный протокол обмена данными между подземной и наземной частями системы, что накладывает ограничения при эксплуатации ТМС, обусловленные необходимостью применять погружной и наземный блоки ТМС одного производителя. На практике при выходе из строя наземного блока ТМС определенного производителя и при невозможности его замены (например, отсутствует складской запас наземных блоков данного производителя), нефтедобывающее общество вынуждено продолжить эксплуатацию установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) без контроля показаний ТМС. Это не позволяет получать и использовать оперативную информацию о скважинных условиях и, безусловно, создает риски преждевременного отказа

В рамках проекта проведены работы по разработке опытных образцов универсальных ТМС, а также завершены опытно-промысловые испытания подконтрольного оборудования семи российских производителей. Опытно-промысловые испытания универсальных ТМС для УЭЦН признаны успешными. Обеспечение совместимости поставляемых в ПАО «НК «Роснефть» ТМС и станций управления за счет поддержки протокола обмена данными TRANSFER, предоставляет возможности эксплуатировать данное оборудование в различных комбинациях, без привязки к конкретному производителю.

Результаты реализации проекта имеют большую практическую ценность, поскольку в настоящее время более 30 тыс. скважин (более 70 %) компании, эксплуатируемых механизированным способом с помощью УЭЦН, оснащены системами погружной телеметрии. Во многих дочерних обществах компании, стратегия предусматривает 100%-ный охват фонда скважин, эксплуатируемых УЭЦН, системами ТМС.

Список литературы

1. ГОСТ 8.010-2013 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Методики выполнения измерений. Основные положения.

2. ГОСТ Р 8.000-2015 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Основные положения.

3. Методические указания Компании Единые технические требования к УЭЦН, ШСНУ, НКТ и другому оборудованию для добычи нефти 

№ П1-01.05 М-0005, версия 6.00.

Современные гидродинамические модели нефтяных и газовых месторождений становятся более детальными, расчетные ячейки в них становятся мельче, а число этих ячеек лавинообразно растет. Для крупных и гигантских месторождений число расчетных ячеек в моделях может превышать 10⁹. Секторные модели всегда нарушают гидродинамическую целостность объектов моделирования, что может приводить к ошибкам.

Разработана и апробирована вычислительная технология, позволяющая снять ограничения на размер и детальность гидродинамических моделей. Эта технология основана на декомпозиции больших моделей с созданием системы секторных моделей и раздельном последовательном или параллельном счете. Целостность исходной гидродинамической системы обеспечивает алгоритм итерационного сопряжения секторных моделей - Iterative Fitting Boundary Conditions (IFBC), разработанный авторами. Этот алгоритм является более общим, чем известный алгоритм, использующий условия Flux Boundary Conditions (FBC) гидродинамических симуляторов. Основой технологии является программная система ИНТЕРМОД для вычислительных кластеров. Основные функции ИНТЕРМОД - декомпозиция больших моделей и создание системы секторных моделей, итерационное сопряжение и управление временными шагами сопряжения секторных моделей. Система ИНТЕРМОД не является самостоятельным гидродинамическим симулятором, а использует внешние симуляторы как расчетные модули.

В качестве примера рассмотрено месторождение размером 50х80 км, включающего четыре объекта разработки и газовую шапку, которое эксплуатируется 44 года. На месторождение пробурено более 15000 скважин. На месторождении выделено 200 участков моделирования, для которых созданы секторные модели. Общее число расчетных ячеек достигает 800 млн для разных реализаций моделей. Выполнено моделирование на полной модели с сопряженными и несопряженными гидродинамическими секторными моделями. Моделирование без сопряжения секторных моделей приводит к ошибкам более 150 % по накопленной добыче газа газовой шапки (FGPTF, WGPTF) и более 200 % по накопленной добыче нефти по скважинам (WOPT) в сравнении с полной моделью. Применение алгоритма IFBC уменьшает эти ошибки до 2-3 %. Для 10 вычислительных узлов получено ускорение расчетов в 7-8 раз, для 40 вычислительных узлов при 90-100 % балансировке их загрузки - в 35 раз.

Системы ИНТЕРМОД применима для моделирования крупных месторождений; расчета разнородных секторных моделей как единой гидродинамической системы; «вживления» секторных моделей в другие модели.

Список литературы

1. Костюченко С.В. Технология моделирования крупных месторождений системами сопряженных секторных моделей. Ч. 2. Метод итерационного сопряжения секторных моделей // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – C. 96–100.

2. Технология моделирования крупных месторождений системой сопряженных секторных моделей. Ч. 3. Апробация технологии на примере моделей пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения / С.В. Костюченко, Д.В. Толстолыткин, А.А. Чупров, М.Б. Шинкарев // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – C. 78–81.

3. Modeling experience giant oil and gas fields of integrated sectorial models/S.V. Kostyuchenko, D.V. Tolstolytkin, A.A. Chuprov, A.S. Smirnov // SPE 171247. – 2014.

4. Костюченко С.В. Технология параллельного гидродинамического моделирования гигантских нефтегазовых месторождений системами сопряженных секторных моделей // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – C. 68–73.

Современное состояние автоматизации механизированной добычи нефти позволяет осуществлять контроль работы внутрискважинного оборудования в режиме реального времени на большом фонде скважин из единого центра мониторинга. Это стало возможным благодаря масштабному внедрению замерных датчиков и развитию систем передачи и хранения информации в последние 3-5 лет. При этом оказалось, что информация, собираемая в непрерывном режиме от погружных датчиков давления, которые установлены на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), может в ряде случаев помочь в определении параметров пласта, таких как пластовое давление, проницаемость, скин-фактор и др. Такого рода исследования, не требующие специальных манипуляций со скважиной, получили название «пассивных» гидродинамических исследований скважин, или авто-ГДИС. В статье предложены подходы к разработке «виртуального расходомера» для целей проведения авто-ГДИС. Дано описание алгоритмов, которые легли в основу расчетной методики определения дебита скважины по косвенным данным, а также результаты их тестирования на различных выборках скважин. Разработанные алгоритмы «виртуального расходомера» позволяют восстанавливать дебит скважины в условиях, когда его прямой замер невозможен или затруднен вследствие низкой дискретности замеров во времени. Применительно к авто-ГДИС это означает, что многократно расширяется выборка данных, которые могут быть использованы для интерпретации свойств пласта. Показано, что даже в условиях наличия полного набора исходных данных погрешность вычисления дебита скважины составляет около 10 % и не может быть заметно уменьшена из-за погрешностей замеров параметров, которые служат для вычисления дебита.

Список литературы

1. Автоматизация сбора и подготовки данных (В)ТМС для проведения гидродинамических исследований скважин с использованием «виртуального расходомера» / А.А. Пашали, М.А. Александров, А.Г. Климентьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 60–63.

2. Топольников А.С. Интеллектуальная обработка данных (В)ТМС для интерпретации при проведении авто-ГДИС // Инженерная практика. – 2016. – № 10. – С. 54–59.

3. Production data analysis – challenges, pitfalls, diagnostics / D.M. Anderson [et al.] // SPE 102048.

4. Camilleri L.A.P., Banciu T., Ditoiu G. First installation of 5 ESP’s Offshore Romania – A case study and lessons learned // SPE 127593. – 2010.

5. Система удаленного мониторинга – Novomet SmartNet / Е. Хорошев, И. Золотарев, Д. Шевцов, В. Ивановский // Арсенал нефтедобычи. – 2015. – № 1 (18). – С. 15–19.

6. Hasan A.R., Kabir C.S. Two-phase flow in vertical and inclined annuli // International Journal of Multiphase Flow. – 1992. – № 18. – P. 279.

7. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с.

Представлена методика аудита и оценки рисков в области производственной безопасности на сторонних нефтеналивных терминалах, оказывающих услуги по хранению, транспортированию и перевалке нефти и нефтепродуктов в интересах ПАО «НК «Роснефть». Методика устанавливает единый подход и требования к организации и проведению аудитов, анализу и оценке рисков в области промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и экологической безопасности. Так, в методике представлены: периодичность и частота проведения аудитов; описание основных этапов аудита; процедура взаимодействия курирующих структурных подразделений компании, структурных подразделений стороннего нефтеналивного терминала; оценка и анализ рисков несоответствий, основанные на риск-ориентированном подходе; категорирование терминалов по результатам оценки рисков; процесс мониторинга снижения рисков в области промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и экологической безопасности, выполнение корректирующих мероприятий на основе рекомендаций аудиторов. В ходе проведения аудита выполняются следующие мероприятия: проверка и анализ проектной, эксплуатационной и рабочей документации терминала, при участии руководителей и специалистов ответственных структурных подразделений терминала; осмотр объектов терминала, оценка технического состояния производственного оборудования и сооружений; проверка выполнения соответствующих организационных и режимных мероприятий в области промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и экологической безопасности на терминале, соблюдение планов и графиков выполнения организационно-технических мероприятий. Целью внедрения методики является снижение рисков возникновения происшествий на сторонних нефтеналивных терминалах, издержек и негативного воздействия на имидж ПАО «НК «Роснефть», связанных с возникновением просрочек поставки или недопоставки продуктов нефтепереработки и нефтехимии покупателям по причине инцидентов и других происшествий на этих терминалах.

В статье представлены прогнозные данные по производству базовых масел I-IV групп по API в мире. Отмечено, что крупнейшим сегментом производства базовых масел еще долгое время останутся масла I группы. Дано описание основных поточных схем производства базовых масел на маслоблоках ПАО «НК «Роснефть». Одним из основных процессов получения базовых масел является сольвентная депарафинизация, которая характеризуется высокими материальными и капитальными затратами. Показаны основные пути интенсификации процесса: модернизация оборудования, использование депарафинирующих добавок, использование и поиск новых растворителей. Одним из наиболее перспективных направлений интенсификации является использование высокомолекулярных кетонов, в частности метилизобутилкетона (МИБК), который обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционно используемым смесевым растворителем метилэтилкетон (МЭК) + толуол. Для подтверждения целесообразности замены смеси МЭК + толуол на МИБК проведен расчет экономической эффективности. Результаты расчета подтвердили целесообразность замены смеси растворителей.

Список литературы

1. Рынок базовых масел в России и за рубежом. – М.: Агентство промышленной информации, 2015. – 71 с.

2. Ван Лицзюнь. Влияние фракционного состава масляных дистиллятов на показатели процессов производства нефтяных масел: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2002. – 148 с.

3. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

4. Повышение эффективности депарафинизации на стадии обезмасливания / Н.Н. Старкова, В.М. Шуверов, В.Г. Рябов [и др.] // Химия и технология топлив и масел. – 2003. – № 6. – С. 14–15.

5. Яковлев С.П., Радченко Е.Д., Блохинов В.Ф. Эффективность депарафинизации масляного рафината в кристаллизаторах разного типа // Химия и технология топлив и масел. – 2002. – № 2. – С. 16–17.

6. Комбинированный процесс получения базовых масел и глубоко обезмасленных парафинов / С.П. Яковлев, В.А. Захаров, В.А. Болдинов, Е.А. Есипко // Химия и технология топлив и масел. – 2006. – № 2. – С. 13–15.

7. Золотарев П.А., Нигматуллин Р.Г. Эффективность соккинг-секций в процессе депарафинизации масляных рафинатов / Химия и технология топлив и масел. – 1994. – № 7. – С. 26.

8. Pat. 103789039A CN. Solvent by dewaxing method / Wang Shixin, Yuan pingfei, Wang Yongfang; applicant China Petroleum & Chamical Ckrporation; SINOPEC Fushum research Ingtitute of Petroleum &Petrochemicals. – appl. № 201210433554; filed 05.11/12; publ. 14.04.14.

9. Pat. 4622130 US. Economic combinative solvent and catalytic dewaxing process employing methylisopropyl ketone as the solvent and a silicate-based catalyst / Stem S.C.; assingee Shell Oil Company. – appl. № 06/506308; filed 06.12.85. – publ. 11.11.86.

10. Pat. 149953зA GB. Dewaxing waxy petroleum oil stocks / applicant Exxon research Enginering Gp. – appl. № GB 19750012868; filed 27.03.75; publ. 06.02.78.

11. Информационно-аналитический отчет в области экспортно-импортных операций российских предприятий. – М.: ООО «Бизнес-Актив», 2016. – 135 с.

12. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию «Экономическое обоснование дипломных проектов» / Составитель Т.Н. Кулакова. – Самара: СамГТУ, 2004. – 66 с.

Северо-Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа. Результаты бурения скважин на Северо-Варьеганском месторождении свидетельствуют, что верхняя часть доюрского комплекса (девон и карбон) является высокоперспективной с точки зрения добычи углеводородов. В то же время рассматриваемые отложения характеризуются крайне сложным геологическим строение, что значительно снижает эффективность сейсмических прогнозов. Данные структурно-вещественной характеристики пород по керну, а также результаты расчленения и корреляции разрезов скважин позволяет предложить вариант стратификации верхней части доюрского комплекса. Всего в разрезе, охарактеризованном керном, выделено шесть толщ различного литологического состава. В настоящее время день наиболее распространены две точки зрения на механизм образования перспективных отложений девона и карбона. В ряде работ отложения интерпретированы как мощная кора выветривания. Другие исследователи полагают, что известняки с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) являются неизмененными отложениями, а силициты с высокими ФЕС – продуктами гидротермальной проработки исходных кремнистых известняков и черных сланцев в мезозойское и кайнозойское время.

В статье предложено рассматривать силициты и глинисто-кремниевые породы в качестве первично осадочных, преимущественно биогенного (планктонного), менее смешанного био-хемогенного типа. Взаимное расположение, близкие характеристики возраста и состава пород, общие признаки генезиса позволяют рассматривать силициты Западной Сибири как возрастной и фациальный аналог доманиковых отложений Русской платформы. Показано, что отличие от доманиковых отложений Русской платформы глинисто-кремнистые отложения доюрского комплекса подвергались интенсивному гидротермально-метасоматическому воздействию в результате активизации вулканических процессов и внедрения пластовой интрузии долеритов, что, вероятно, привело к разложению органического вещества и кислотной проработке пород.

Список литературы

1. Орлов А.А., Антонишин Г.И., Иванив М.Н. Новые данные о строении и нефтегазоносности палеозойских отложений Среднего Приобья // Известия вузов. Нефть и газ. – 1988. – № 4. – С. 3–5.

2. Коллекторы доюрско-юрского комплекса Северо-Варьеганской площади / С.В. Архипов, Ф.Я. Боркун, В.Т. Питкевич [и др.] // Геология нефти и газа. – 1989. – № 5. – С. 27–29.

3. Палеозойские отложения – новое направление разведочных работ на нефть и газ на юго-востоке Западной Сибири / В.С. Бочкарев, А.И. Грищенко, В.Е. Лещенко [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 1996. – № 1. – С. 2–8.

4. Шутько С.Ю., Кирьянова Н.И. Новые данные о приконтактной зоне платформенного чехла и палеозойских образований Северо-Варьеганского и Варьеганского месторождений // Геология нефти и газа. – 1989. – № 11. – С. 14–16.

5. Маков А.И., Талдыкин В.А. Закономерности размещения залежей нефти и газа в фундаменте Западно-Сибирской плиты на территории ХМАО // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2003. – Т.1. – С. 94–101.

6. Геологическое развитие и строение доюрских комплексов центральных и восточных районов ХМАО, перспективные направления поисково-оценочных работ на нефть и газ / Н.П. Кирда, И.В. Паромов, В.В. Смирнова [и др.] // Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Научно-практическая конференция «Круглый стол», 12 февраля 2003 г. – 2003. – С. 1–18.

7. Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Гидротермальные вторичные коллекторы в черных сланцах // Геология нефти и газа. 1989. – № 6. – С. 26–30.

8. Зубков М.Ю. Гидротермальные селициты – перспективный нефтегазопоисковый объект доюрского фундамента Западно-Сибирской плиты // Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990. – С. 87–101.

9. Неручев С.Г. Уран и жизнь в истории Земли. 2-ое изд. испр. и доп. – СПб.: ВНИГРИ, 2007. – 328 с.

10. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Геохимия черных сланцев. – Л.: Наука, 1988. – 282 с.

Рассмотрены перспективы нефтегазоносности палеогеновых глинистых пород Восточного Предкавказья на основе детального изучения неотектонического развития изучаемого региона. Главными тектоническими элементами, влияющими на геодинамику всего Кавказа, являются две крупные литосферные плиты: Скифская и Аравийская. В результате взаимодействия этих плит Северо-Кавказский регион в тектоническом отношении представляет собой зону коллизии, характеризующуюся растяжением в субширотном направлении, деформацией сжатия в субмеридиональном направлении и общим поднятием с горной системой Большого Кавказа.

Степень геодинамической активности рассматриваемой территории оценивалась по картам скоростей современных вертикальных и горизонтальных движений, по которым Восточное Предкавказье, в целом, подвергается воздействию интенсивных геотектонических процессов, и, в частности, испытывает неравномерное воздымание, что способствует как образованию трещин, так и их раскрытию. Вследствие взаимодействия литосферных плит, сопровождающегося землетрясениями, как известно, образуются разрывные нарушения, влияющие на емкостно-фильтрационные свойства пород. Проанализированы данные о наиболее сильных землетрясениях в пределах изучаемой территории. Построена карта трендов движения блоков фундамента. Показано, что наибольшее влияние на рассматриваемую территорию оказывают Ставропольский свод и Прикумская система поднятий, а также депрессионная область Терско-Каспийского передового прогиба. Ногайская ступень и Минераловодский выступ перемещаются вверх, не влияя на соседние блоки. Депрессии зоны Манычских прогибов утягивают за собой вниз лишь по одному соседнему блоку. Движение всех остальных блоков имеет подчиненное значение. На основе построений выделены зоны растяжения и зоны сжатия.

Для оценки перспектив нефтегазоносности изучаемой территории проведены геолого-геохимические исследования. На основе данных пиролитического (в модификации Rock-Eval) и химико-битуминологического анализа глинистые породы палеогена (хадумская, кумско-кересьинская свиты) относятся к нефтегазоматеринским толщам с высоким нефтегазогенерационным потенциалом.

На основе неотектонических и геолого-геохимических критериев предложена схема перспектив нефтегазоносности палеогеновых глинистых пород исследуемого региона. На изучаемой территории в отложениях палеогена имеются все предпосылки для промышленного освоения скоплений углеводородов. Основного внимания, с позиций неотектоники, заслуживают зоны наибольшей геодинамической активности: зоны эпицентров землетрясений, зоны разломов или разрывных нарушений, зоны раскрытия трещин поднятий фундамента.

Список литературы

1. Опыт изучения доманикитов как нетрадиционного источника углеводородов в ПАО «Лукойл» / А.В. Габнасыров, Н.А. Лядова, И.С. Путилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С.78–83.

2. Короновский Н.В., Демина Л.И. Коллизионный этап развития Кавказского сектора Альпийского складчатого пояса: геодинамика и магматизм // Геотектоника. – 1999. – № 2. – С. 17–34.

3. Оценки скоростей современных движений Северного Кавказа по GPS наблюдениям / В.К. Милюков, А.П. Миронов, Е.А. Рогожин [и др.] // Геотектоника. – 2015. – №3. – С. 56–65.

4. К оценке сейсмической опасности на Северном Кавказе / В.И. Уломов, Т.И. Данилова, Н.С. Медведева [и др.] // Физика Земли. – 2007. – № 7. – С. 31–45.

5. Новые данные о глубинном строении, тектонике и геодинамике Большого Кавказа / Е.А. Рогожин, А.В. Горбатиков, В.Б. Заалишвили [и др.] // Доклады Академии наук. – 2015. – Т. 462. – № 3. – С. 356–359.

В настоящее время коэффициент пористости традиционно определяется методом Преображенского и по результатам петрофизической интерпретации каротажных данных. Однако имеется много примеров существенной погрешности его определения, которая в итоге влияет на определение фильтрационно-емкостных свойств пород, коэффициента извлечения нефти и добываемых запасов. В статье на примере одного из месторождений центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выполнено сравнение коэффициентов пористости, полученных традиционными и прецизионными методами, для нефтеносных терригенных коллекторов пашийского (верхний девон) и тульского, бобриковского (нижний карбон) горизонтов, а также карбонатных коллекторов турнейского яруса. Показано, что прецизионные методы позволяют более детально изучать внутреннее поровое пространство нефтеносных коллекторов. Рентгеновская компьютерная микротомография показала неравномерную и разноразмерную пористость девонских песчаников, обусловленную их микрослоистостью. Наиболее точные коэффициенты пористости по результатам микротомографии получены для кубиков наименьшего размера (линейный размер образца – менее 5 мм), так как им соответствует более высокое разрешение съемки, позволяющее определять более мелкие поры. В связи с этим установлена обратная зависимость коэффициента пористости от размера образцов. Выявлена изменчивость пористости по слоям в латеральном направлении (свойство «микрофациальности»). Сочетание традиционных и прецизионных методов определения коэффициентов пористости позволит правильнее рассчитывать коэффициент извлечения нефти на разведываемых и разрабатываемых нефтяных месторождениях с учетом дополнительной информации о размерах пор и пустот, связности и типе каналов, микрофациальности.

Список литературы

1. Нереализованные резервы в нефтегазовом недропользовании Отчизны / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров, Д.П. Аникеев // Георесурсы. – 2015. – № 1. – С. 33–38.

2. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. О регламентирующих документах в нефтегазовом недропользовании (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 6–9.

3. Анализ «представительного элемента объема» для песчаников Ашальчинского месторождения с использованием метода рентгеновской компьютерной томографии / Т.Р. Закиров, А.А. Галеев, А.А. Коновалов, Е.О. Стаценко // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 54–57.

4. Исследование коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости карбонатного коллектора с применением метода рентгеновской компьютерной микротомографии / Т.Р. Закиров, А.А. Галеев, Э.А. Королев, Е.О. Стаценко // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 56–59.

5. Кадыров Р.И., Закиров Т.Р. 2D фрактальный и мультифрактальный анализ пустотно-пористого пространства карбонатных коллекторов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 72–74.

В связи со слабой изученностью ачимовского горизонта Тарасовского месторождения утвержденная геологическая модель ачимовской толщи не отражает реальной картины процесса образования залежей и формирования ловушек. Анализ промыслово-геологических материалов показал существование ряда проблем, связанных с недоизученностью продуктивных ачимовских отложений бурением и сейсморазведочными работами. К таким проблемам в первую очередь относятся: отсутствие надежной корреляции клиноформных отложений, отсутствие внутрипластового расчленения клиноциклитов, неясность связанности песчаных тел и их промысловых контуров. Все это послужило причиной поиска нетрадиционных подходов к решению указанных проблем, в частности, большего привлечения промыслово-геофизических данных и применения J-функции.

По материалам комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) проведено литологическое расчленение разрезов скважин, рассчитаны коэффициенты пористости и проницаемости. С помощью ряда вычислений в программе Prime на основе данных ГИС с использованием J-функции вычислен коэффициент нефтенасыщенности. Анализ результатов внутрипластовой корреляции, в ходе которого отмечено цикличное строение, позволил выделить предполагаемые границы клиноциклитов: Ач₀¹, Ач₀², Ач₁¹, которые являются наиболее перспективными с точки зрения нефтеносности. Анализ корреляционных схемы, полученных при расчете коэффициента нефтенасыщенности по J-функции и внутрипластовой корреляции, сделан вывод, что границы клиноциклитов полностью совпадают, а следовательно, предложенная методика позволяет выделить границы клиноциклитов. На основе, данных полученных в результате исследования, построена новая геологическая модель, которая представляет собой переслаивание пластов клиноформного строения, циклично выдвигающихся в западном направлении

Список литературы

1. Фоменко В.Г. Определение по данным ГИС подсчетных параметров и прогнозирование продуктивности коллекторов переходных зон (на примере месторождений Западной Сибири и Оренбуржья): дис. на соиск. уч. степ. докт. геол.-мин. наук. – Тверь, 1993.

2. Тиаб Д., Доналдсон ЭрлЧ. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Пер. с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с.

3. Дарлинг Т. Практические аспекты геофизических исследований скважин / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. – 400 с.

Показана возможность решения недоопределенной системы петрофизических уравнений для карбонатных коллекторов полиминерального состава, содержащих кальцит, доломит, ангидрит, кварц и глинистые минералы, которые характеризуются сложной структурой пустотного пространства (комбинацией межгранулярных пор, трещин и каверн), с наложением ограничений на доли минеральных компонентов и коэффициент пористости. Система петрофизических уравнений численно решается способом минимизации значения функции невязки между синтетическими геофизическими кривыми и кривыми, полученными в скважине. Проведено исследование достоверности решения системы при исключении одного или нескольких методов и соответствующих петрофизических уравнений. Показано, что исключение из системы петрофизических уравнений параметров одного геофизического метода – плотностного гамма-гамма каротажа – приводит к незначительной потере точности. При расчетах пористости минимальный комплекс геофизических методов должен состоять из акустического, нейтронного и метода естественной гамма-активности. Выполнено сопоставление расчетных значений коэффициента пористости с керновыми определениями. Расхождение между вычисленными значениями по данным геофизических исследований и по керну составляет ±3 %.

Предложена адаптация системы петрофизических уравнений для сложной структуры порового пространства карбонатов. В интервалах разреза с вторичной пористостью система петрофизических уравнений изменяется в соответствии с поведением акустической волны. С использованием результатов акустического каротажа на продольных волнах проведены расчеты каверновой и трещинной составляющих пустотного пространства карбонатных пород. Получено, что коэффициент трещинной пористости карбонатных пород изменяется от 0,01 до 1 %. Коэффициент каверновой пористости достигает 10 %. Вычисленные по геофизическим данным значения коэффициента каверновой пористости соответствуют диапазону значений, определяемых на больших образцах керна.

Список литературы

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

2. Попова Н.С., Некрасов А.С. Разработка алгоритма определения пористости и литологического состава сульфатно-карбонатных пород-коллекторов по геофизическим данным // Геофизика. – 2011. – № 5. – С. 89–92.

3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 261 с.

4. Таха Х.А. Введение в исследование операций, 6-е издание / перевод с английского В.И. Тюпти, А.А. Минько. – М.: Вильямс, 2001. – 912 с.

5. Вагнер Г. Основы исследования операций / перевод с англ. В.Я. Алтаева. – М.: Мир, 1973. – Т. 2. – 488 с.

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

В настоящее время практически все нефтедобывающие компании сталкиваются с неэффективностью применения традиционных технологий исследования и разработки залежей углеводородов. В условиях поздних стадий разработки, когда сохранение уровня добычи нефти и газа является стратегической задачей, решение проблем поиска пропущенных интервалов, классификации коллекторов по качеству, ранжирования зон для бурения новых эксплуатационных скважин становится более актуальной.

В последнее десятилетие разработаны новые приборы для исследования свойств пород и пластовых флюидов в скважинах или лабораторных условиях. Методическое и метрологическое обеспечение современной аппаратуры позволяет дополнить геологическое представление о залежах, но доля скважин, в которых применяются новые технологии, обычно не превышают 10 %, а часто составляет всего 3-5 %.

Практически на всех месторождениях Западной Сибири основной фонд скважин изучен с применением стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС), в который входят методы каротажа сопротивлений (КС), самопроизвольной поляризации (ПС), естественной гамма активности (ГК), нейтронного (НК) и резистивиметрия (Рез). В разведочных скважинах комплекс ГИС дополнялся плотностным и акустическим методами. Поскольку доля основного фонда скважин со стандартным комплексом ГИС составляет более 90 %, очень важным, ключевым вопросом повышения качества исследования свойств коллекторов является увеличение информативности петрофизического обеспечения исследования коллекторов стандартным комплексом ГИС. Многообразие результатов исследования керна обеспечивает разработку новых технологий на стыке различных дисциплин. В данной работе рассмотрен принцип петрофизического моделирования свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей формирования нефтегазоносных залежей.

Список литературы

1. Добрынин В. М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (Физика горных пород). – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 368 с.

2. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов/пер. с англ. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с.

3. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. – М.: Недра, 1973. – 304 с.

4. Рединг Х. Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х т. Т. 1 / пер. с англ. – М.: Мир, 1990. – 352 с.

5. Беляков Е.О., Мухидинов Ш.В. Использование обобщенных зависимостей для построения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности//В сб. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2015/сост. Б.Н. Еникеев. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. – 383 с.

6. Вероятностная модель распределения флюидонасыщенности порового пространства пород как основа уточнения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств/Е.О. Беляков, С.Е. Французов, Ш.В. Мухидинов [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2013. – №12. – С. 48–50.

Наибольшее применение в качестве понизителей фильтрации в современных рецептурах буровых растворов находят низковязкая карбоксиметиллцелюлоза (НВ КМЦ) и низковязкая полианионная целлюлоза (НВ ПАЦ). Реагенты на основе крахмала в настоящее время используются ограниченно из-за высокой биодеградии и низкой термостойкости. Однако при введении карбоксиметильных групп в крахмал значительно увеличивается его устойчивость к бактериальному и термическому воздействию, поэтому с учетом того, что стоимость карбоксиметилкрахмала (КМК) на 30-50 % ниже стоимости НВ ПАЦ, актуальной является задача исследования возможности замены ПАЦ карбоксиметилированным крахмалом в некоторых областях современных систем буровых растворов. Показано, что для получения сравнимых свойств различных систем буровых растворов требуется поддерживать содержание активной и инертной твердой фазы на определенном уровне. Полноценно заменить ПАЦ НВ на КМК при низком содержании твердой фазы невозможно, однако, как известно, в рецептурах буровых растворов содержание активной и инертной твердой фазы выше минимально необходимой для получения равноценных свойств при использовании КМК вместо ПАЦ НВ. Кроме того, промышленно выпускаемые КМК со степенью замещения по карбоксиметильным группам около 30 не обладают достаточной термо- и солестойкостью, а также в пресных системах подвергаются быстрой биодеградации. Поэтому синтезированы образцы реагентов со степенью замещения более 60. Данные КМК при использовании в качестве понизителя фильтрации обеспечивают сравнимые фильтрационные свойства бурового раствора в исследуемых рецептурах и могут быть рекомендованы для использования в буровых растворов вместо ПАЦ НВ.

Список литературы

1. Роговин З.А. Химия целлюлозы – М.: Химия, 1972, – 520 с.

2. Беленко Е.В. Изучение биодиструкционных процессов полисахаридных полимеров // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2007. – № 8 – С. 32–36.

3. Ryen Caenn, HCH Darley, George R. Gray Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids 7th Edition // Gulf Professional Publishing, 2016. – 748 р.

4. Кошелев В.Н. Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях: дис. ... канд. техн. наук. – Краснодар, 2004.

5. Анисимов А.В., Лодина И.В. Сравнение свойств крахмальных реагентов в системе минерализованного бурового раствора // Нефть. Газ. Новации – 2014. – № 9. – С. 43–47.

6. Navard P. The European Polysaccharide Network of Excellence (EPNOE) // Springer-Verlag. – 2012. – 407 p.

7. Richardson S., Gorton L. Characterization of the substituent distribution in starch and cellulose derivatives // Analytica Chimica Acta. – V. 497. – 2003. – P. 27–65.

8. Сагитов Р.Р., Минаев К.М. Захаров А.С. Сравнительное исследование понизителя фильтрации на основе карбоксиметилированного крахмала и целлюлозы. В сб. Бурение в осложненных условиях // Материалы Международной научно-практической конференции. – СПб: «ЛЕМА», 2016. – С. 90–94.

9. BeMiller R. Whistler Starch: Chemistry and Technology. – Elsevier. – 2002. – 900 p.

10. Широков В.А. Исследование и разработка модификации полисахаридных реагентов для повышения качества промывочных жидкостей при строительстве нефтяных и газовых скважин: дис. ... канд. техн. наук. – Краснодар, 2010.

11. Synthesis of Carboxymethyl Starch for increasing drilling mud quality in drilling oil and gas wells / K.M. Minaev, D.O. Martynova, A.S. Zakharov [et al.] // IOP Conf. Ser. Earth Environ. – 2016. – V. 43. – P. 1–7.

Наличие определенного количества остаточных запасов нефти в пласте на поздней стадии разработки месторождения в большей степени является результатом технологических и технических решений, принятых при его разработке. Даже при применении современных методов увеличения нефтеотдачи пластов, по разным оценкам, от 30 до 70 % нефти остается в пласте. Природа остаточной нефти различна: часть извлекаема, часть неподвижна. Наличие неподвижной части остаточной нефти обусловлено не только влиянием соотношения градиентов сил, действующих в пласте (гидродинамических и капиллярных) или размеров порового пространства, но в основном различием в компонентном составе.

В статье рассмотрены способы определения доли неподвижной остаточной нефти в образцах пород-коллекторов карбонатных отложений Центрально-Хорейверского поднятия и ее влияние на фильтрационные процессы, происходящие в пласте, и прогнозные показатели разработки нефтяных месторождений. Остаточная нефтенасыщенность пород-коллекторов определяется различными методами, в том числе при исследовании образцов керна или по данным геофизических исследований скважин. В статье рассмотрен лабораторный способ определения количества неподвижной остаточной нефти в образцах керна при экстрагировании различными экстрагентами. Применение сочетания щадящей и жесткой экстракции позволяет изучить влияние неповижной остаточной нефти на фильтрационно-емкостные свойства образцов карбонатного коллектора.

На основании проведенных исследований по лабораторному и гидродинамическому моделированию фильтрационных процессов, происходящих в пласте с неподвижной нефтью, доказано, что ее наличие существенное влияет не только на характер движения флюидов в пласте, но и на прогнозные показатели разработки месторождения.

Список литературы

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

2. Джемесюк А.В., Михайлов Н.Н. О распределении капиллярно-защемленной остаточной нефти в пласте // Изв. вузов. Сер. Нефть и Газ. – 1990. – № 2. – С.14–18.

3. Анализ структуры и подвижности остаточных запасов на обводненных площадях Талинского месторождения / А.Н. Дмитриевский, Т.Н. Кольчицкая, Н.Н. Михайлов [и др.]. – М.: Марксервис, 2001. – 152 с.

4. Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского района/В.А. Дроздов, С.В. Дворак, В.М. Ильин, В.П. Сонич // Нефтяное хозяйство – 1991. – № 4. – С. 19–21.

5. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов / Н.Н. Михайлов, А.В. Джемесюк, Т.Н., Кольчицкая Н.А. Семенова. – М.: ВНИИСЭНГ, 1990. – 60 с.

6. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1987. – 270 с.

7. Быков Н.Е., Максимов М.И., Фурсов А.Я. Справочник по нефтепромысловой геологии. – М.: Недра, 1981. – 525 с.

8. Кошляк В.А. Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой геофизики. – М.: Недра, 1986. – 193 с.

9. Ленченкова Л.Е., Кабиров М.М, Персиянцев М.Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. – Уфа: УГНТУ, 1998. – 255 с.

10. Габсия Б.К., Никитина И.Н. Особенности моделирования углеводородной фазы в фильтрационных экспериментах // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 44–46.

11. Aged Carbonate Cores Wettability Verification / K. Kovalev, P. Grishin, A. Kurochkin [et al.] // SPE-182064-RU. – 2016.

Одним из основных методов заканчивания скважин при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов является гидравлический разрыв пласта (ГРП). С течением времени проницаемость трещин, образованных в результате ГРП, по ряду причин уменьшается. Это приводит к снижению продуктивности скважины. Одним из вариантов дальнейших действий является повторный ГРП. При этом в определенных условиях такая операция в добывающей скважине приводит не к ожидаемому обновлению проницаемости трещины первого ГРП, а к образованию второй трещины. При этом вторая трещина, как правило, почти перпендикулярна первой. В статье рассмотрены физические основы явления переориентации трещины повторного ГРП, возникающего только в добывающих скважинах с работающей закрепленной трещиной. Эффект переориентации позволяет реализовать принципиально новый подход к подбору скважин-кандидатов для проведения повторной операции ГРП. Существенным преимуществом применения такого подхода является вовлечение ресурсов из зон с высоким остаточным содержанием углеводородов и отсутствие необходимости бурения новых стволов. Среди рисков необходимо отметить возможный прорыв фронта нагнетаемой воды и связанное с этим преждевременное обводнение продукции. Реализация описанного подхода основана на мониторинге напряженно-деформированного состояния  пласта с помощью инструментов геомеханического моделирования. Приведены примеры скважин, в которых была получена переориентация трещины. Подтверждение эффекта получено как прямым методом – с использованием акустического широкополосного каротажа, так и косвенными методами по изменению обводненности добываемой продукции при длительной эксплуатации.

Список литературы

1. Roussel P.R., Sharma M.M. Quantifying transient effects in altered-stress refracturing of vertical wells // SPE 119522. – 2009.

2. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.И. Федоров, А.Р. Давлетова, А.В. Колонских, К.В. Торопов // Научно-технический вестник ОАО «НК-Роснефть». – 2013. – № 2. – C. 25–29.

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

4. Elbel J.L., Mack M.G. Refracturing: Observations and Theories // SPE 25464. – 1993.

5. Li P., Song Z. Study on Reorientation Mechanism of Refracturing in Ordos Basin // SPE 104260. – 2006.

6. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – Third Edition. – Wiley, NY and Chichester. – 2000. – 750 p.

7. Evaluation of refracture reorientation in both laboratory and field scales / H. Liu [et al.] // SPE 112445. – 2008.

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

Рассмотрен принципиально новый подход к подбору скважин-кандидатов для проведения повторной операции гидроразрыва пласта (ГРП) на основании мониторинга напряженно-деформированного состояния пласта с помощью инструментов геомеханического моделирования и изучения материалов исследования скважин. На примере ООО «РН-Юганскнефтегаз» проведен анализ текущего состояния базы предложенных скважин-кандидатов. Доказана необходимость в рассмотрении инновационных методов увеличения количества геолого-технологических мероприятий. Предложен способ подбора скважин-кандидатов для повторного ГРП с эффектом изменения ориентации инициируемой трещины ГРП. Проанализирован механизм изменения напряженно-деформированного состояния пласта в разных масштабах, проведены экспериментальные исследования на образце горной породы, а также изучены динамические характеристики пластов-коллекторов. Проведен ретроспективный анализ скважин с зафиксированной переориентацией трещины при повторном ГРП, доказанной по результатам исследований акустического широкополосного каротажа и математического моделирования. На основании ретроспективного анализа и ранее выполненных исследований геомеханических характеристик низкопроницаемых коллекторов выработаны критерии переориентации повторной трещины ГРП. Выполнены экспериментальные многовариантные расчеты и получены граничные значения рентабельности проведения повторного ГРП при условии эффекта переориентации трещины. Обоснован новый подход к проведению повторного ГРП в скважинах с риском прорыва трещины через фронт нагнетаемых вод. Выполнена оценка рисков, предложен способ их снижения. Предложенный подход позволяет увеличить число скважин-кандидатов для проведения ГРП, повысить коэффициент извлечения нефти и снизить риски при проведении геолого-технологических мероприятий.

Список литературы

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

2. Давлетова А.Р., Колонских А.В., Федоров А.И. Направление трещины повторной операции гидроразыва пласта//Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 110–113.

3. Evaluation of refracture reorientation in both laboratory and field scales/Н. Liu [et al.]// SPE 112445. – 2008.

4. Roussel P.R., Sharma M.M. Quantifying transient effects in altered-stress refracturing of vertical wells//SPE 119522. –  2009.

5. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.И. Федоров, А.Р. Давлетова, А.В. Колонских, К.В. Торопов// Научно-технический вестник ОАО «НК-Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 25-29.

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

7. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М. Хайдар [и др.]//Нефтяное хозяйство. –  2011. – № 6. – С. 34-38.

Высокая дифференциация проницаемости по разрезу пласта часто является причиной преждевременного обводнения высокопроницаемых прослоев. В результате фильтрационный поток практически полностью устремляется в обводнившиеся прослои, при этом вытеснение нефти из менее проницаемых участков разреза значительно замедляется или прекращается полностью. Итогом являются потеря значительного количества подвижных запасов и низкий коэффициент извлечения нефти. Для решения этой проблемы применяются технологии, которые в зависимости от назначения обрабатываемой скважины именуются технологиями выравнивания профиля приемистости или изоляции водопритоков. Суть этих технологий заключается в перераспределении фильтрационных потоков путем отключения интервалов поглощения (поступления) воды закачкой тампонажных растворов, химических реагентов – гелей, различных кольматантов и др.

Приведены результаты фильтрационных испытаний на керне водоизоляционного состава, предназначенного для обработки добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих слоисто-неоднородный пласт. Водоизоляционная способность состава основана на взаимодействии реагента с высоко минерализованными растворами хлоридов кальция или магния с образованием осадка в поровом пространстве и его кольматацией. Благодаря хорошей подвижности состав проникает сначала в наиболее проницаемый обводнившийся прослой, отключает его и затем проникает в менее проницаемый прослой. Совместимость состава с нефтью позволяет проводить обработку единым фильтром. Фильтрационные испытания выполнены с использованием трехслойных керновых моделей, моделирующих слоисто-неоднородный пласт для условий добывающей и нагнетательной скважин. Исследования показали высокую эффективность состава для перераспределения фильтрационных потоков, особенно в условиях нагнетательной скважины. Применение состава привело к дополнительному вытеснению нефти, прирост коэффициента вытеснения для моделей пласта составил 0,25-0,30.

Список литературы

1. Строганов М.А. Технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР // Нефть. Газ. Инновации. – 2016. – № 4. – С. 69–73.

2. Абилхаиров Д.Т., Альмухаметова Э.М., Владимиров И.В. Результаты внедрения технологии выравнивания профиля приемистости с применением Геллана в качестве тампонирующего агента // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 1. – С. 65–69.

3. Хасанов И.М. Результаты применения технологий по выравниванию профилей приемистости (ВПП) нагнетательных скважин на месторождениях АО «Варьеганнефтегаз» // Нефть. Газ. Инновации. – 2015. – № 7. – С. 28–33.

4. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами / С.В. Усов, О.П. Тень, С.А. Рябоконь [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 7. – С. 41–42.

5. Применение методов выравнивания профиля приемистости и притока на основе закачки полимерных систем / А.С. Шишлов, Р.Х. Усманов, М.А. Азаматов, Н.В. Кудлаева // Георесурсы. – 2010. – № 1(33). – С. 27–30.

6. Эффективность применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи и перераспределения фильтрационных потоков / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. –Т. 15. – № 18. – С. 42–52.

7. Хижняк Г.П., Амиров А.М., Гладких Е.А. Моделирование водогазового воздействия в слоисто-неоднородном коллекторе // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 104–107.

8. Результаты лабораторных исследований по полимерному вытеснению нефти / Г.П. Хижняк, Н.Ю. Балуева, В.А. Мордвинов, И.Р. Юшков // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – Т. 5. – № 1. – С. 122–125.

9. Результаты исследований по определению коэффициента вытеснения нефти с применением биополимера БП-92 / Г.П. Хижняк, А.В. Распопов, В.А. Мордвинов, И.Р. Юшков // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – Т. 5. – № 1. – С. 126–131.

10. Термополимерные технологии разработки сложнопостроенных месторождений вязких и высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах / С.Ю. Борхович, Д.К. Холмогорова, Е.А. Васильева, А.С. Яцковская // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 2. – С. 95–104.

11. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Варианты полимерного заводнения залежи с высоковязкой нефтью // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 14. – С. 39–51.

12. Вежнин С.А., Нечаев В.К. Применение технологии плазменно-импульсного воздействия для выравнивания профиля приемистости // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 5. – С. 94–95.

Цикл разработки морских нефтяных и газовых месторождений на завершающей стадии предусматривает обязательное проведение работ по ликвидации скважин. В статье обобщен опыт применения в СП «Вьетсовпетро» технологических жидкостей для ликвидации скважин, расположенных на морском шельфе: морской воды, полимерглинистого бурового раствора и раствора хлорида кальция. Анализ статистических данных о техническом состоянии эксплуатационных колонн скважин, находящихся в консервации/ликвидации, за последние 10 лет показал, что наибольшей коррозионной активностью обладает морская вода. Доля ликвидированных скважин с признаками коррозионного износа эксплуатационных колонн, заполненных морской водой, несмотря на добавки поглотителя кислорода и ингибитора коррозии, составила 55 %. Признаки коррозионного износа отмечались в 45 % скважин, ликвидированных с использованием полимерглинистых растворов, обработанных биоцидом и щелочью. Консервационные жидкости на основе раствора хлорида кальция с добавками ингибитора коррозии практически не оказывают коррозионного воздействия на материал эксплуатационных колонн.

Сформулированы основные требования к технологическим жидкостям для временной консервации/ликвидации скважин по седиментационной устойчивости и коррозионной активности. Показано, что в наибольшей степени указанным критериям отвечают растворы солей на основе бромида кальция, формиатов калия и цезия. Данные составы не проявляют кислотных свойств и имеют низкий показатель коррозионной активности. Для консервационных жидкостей плотностью 1400 – 1800 кг/м³ рекомендуется применять растворы формиата калия и бромида кальция, плотностью 1800 – 2000 кг/м³ – смеси формиатов калия и цезия. Применение консервационной жидкости на основе раствора бромидов цинка и кальция не рекомендуется вследствие возможного водородного растрескивания стали, относящегося к агрессивным типам коррозионного изнашивания.

Список литературы

1. Разработка консервационной жидкости для заполнения скважинного пространства при физической ликвидации морских скважин / А.Н. Иванов, А.Л. Бушковский, Р.В. Карапетов [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. – С. 100–102.

2. Ивановский В.Н. Коррозия скважинного оборудования и способы защиты от нее//Инженерная практика. – 2011. – № 3. – С. 18–25.

3. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. – Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2002. – 274 с.

4. Ламосов М.Е. Повышение эффективности использования жидкостей для глушения и ремонта скважин на основе бромидов цинка и кальция: автореф. дис... канд. техн. наук. – Краснодар, 2004. – 23 с.

5. Downs J. Опыт бурения НТНР-скважин в Северном море//Нефтегазовые технологии. – 2008. – № 8. – С. 57–66.

6. Пат. № 2215016 РФ, МПК С09К 7/02, Е21В 43/12Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур. А.М. Нацепинская, Ю.В. Фефелов, Ф.Н. Гребнева, В.Г. Татауров, О.В. Гаршина, Гайса Кашбиев. – № 2002106287/03, заявл. 11.03.2002; опубл. 27.10.2003.

7. Рat. 8697611 US High density brines for use in wellbore fluids / H. Zhang, R.L. Horton, B.B. Prasek, M.L.K. Dimataris. – appl. № 11/792797; filed 14.12.05; publ. 22.06.06.

8. Рat. 7273832 US. Alkali metal tungstate compositions and uses thereof / W.J. Benton, N.F. Magri. – appl. № 10/2/6048; filed 09.08.02; publ. 25.09.07.

9. ASM Handbook. V. 13C Corrosion: Environments and Industries/edited by S.D. Cramer and B.S. Covino. – ASM International, USA, Materials Park (OH), 2006. – 1137 p.

Предложен новый метод ограничения притока подошвенной воды в скважину. Метод заключается в автоматической подаче раствора парафина в дизельном топливе в обводненную зону пласта по мере роста обводненности добываемой продукции, что приводит к формированию гидроизоляционного экрана (или ликвидации зон прорыва воды в первоначально созданном экране). Применение такого метода позволяет снизить обводненность добываемой продукции благодаря обустройству ствола скважины двухканальной устьевой арматурой, через которую спущены две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Одна колонна НКТ спущена в зону водоносного пласта, другая – в зону нефтеносного пласта и оборудована вставным насосом со станком-качалкой. При этом нефтеносный и водоносный пласты разделены пакером. Существующие методы ограничения притока подошвенных вод, заключающиеся в закачивании водоизолирующего материала непосредственно в пласт, недостаточно эффективны по продолжительности достигаемого положительного результата. Формируемый гидроизоляционный экран имеет небольшие размеры, и вода, поступающая из водоносной части пласта, быстро огибает экран. В результате скважина вновь обводняется. Создание протяженного гидроизоляционного экрана связано с большими материальными затратами, и водоизоляционные работы становятся нерентабельными.

Применение предлагаемого метода позволит повысить эффективность ограничения водопритока, причем в случае нарушения герметичности сформированного водоизоляционного экрана нарушения будут автоматически «залечиваться» за счет поступления раствора парафина в дизельном топливе в зону нарушения без остановки скважины на период проведения ремонтно-изоляционных работ.

Список литературы

1. Кадыров Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов. – Казань: ФЭН, 2007. – 423 с.   

2. The Usage of Principles of System Geological-Technological Forecasting in the Justification of the Recovery Methods / V.V. Mukhametshin, V.E. Andreev, G.S. Dubinsky [et al.]// SOCAR Proceedings. – 2016. – № 3. – P. 46–51.

3. Ограничение водопритока в горизонтальных скважинах на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Р. Кадыров, Р.Х. Низаев, А.Ф. Яртиев, В.В. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 44–47.

4. Prospects of Application of Multi-Functional Well Killing Fluids in Carbonate Reservoirs / Yu.V. Zeigman, V.Sh. Mukhametshin, A.R. Khafizov, S.B. Kharina // SOCAR Procеedings. – 2016. – № 3. – P. 33–39.

5. Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин / Ю.В. Зейгман, В.Ш. Мухаметшин, А.Р. Хафизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 66–69.

6. Пат. 2451165 РФ, МПК E 21 B 43/16. Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину / Р.С. Хисамов, Г.С. Абдрахманов, И.А. Нуриев, В.А. Таипова, С.К. Чепик; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». – № 2011127662/03; заявл. 07.07.11; опубл. 20.05.12.

7. Пат. 2620670 РФ, МПК Е 21 В 43/32. Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину / Г.С. Абдрахманов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Кадыров, М.Т. Ханнанов, Д.К. Хасанова; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть». – № 2016122120; заявл. 04.06.2016; опубл. 29.05.2017.

8. Пат. 2386795 РФ, МПК Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Рамазанов, Н.В. Музалевская, О.А. Яхина, Р.Р. Тимергалиева; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009103555/03; заявл. 03.02.2009; опубл. 20.04.2010.

9. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. – М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2010. – 240 с.

Поддержание текущих темпов добычи нефти во многом обеспечивается эффективным применением различных методов и технологий обработки прискважинной зоны пласта, в частности, направленных (селективных) кислотных воздействий на карбонатные коллекторы. Неоднородность продуктивного пласта приводит к неравномерному продвижению вытесняющего агента и образованию промытых зон с низким фильтрационным сопротивлением, что способствует обводнению добывающих скважин, при этом, как правило, менее проницаемые (низкопроницаемые) прослои вырабатываются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку. Селективность воздействия кислот на нефтенасыщенные интервалы решается временным блокированием дренированной (трещинной) части пласта какой-либо высоковязкой системой (наподобие «жидкой пробки»), не реагирующей с кислотой, но растворяемой нефтью при освоении. Такой системой являются высококонцентрированные гидрофобные (обратные) эмульсии (ВГЭ), имеющие широкий диапазон регулирования вязкости, вплоть до нетекучего состояния, а также регулируемые структурно-механические свойства, важнейшими из которых являются статическое и динамическое напряжения сдвига и тиксотропия, неньютоновская реология (псевдопластическое и/или вязкоупругое течение).

В статье приведены результаты исследований по разработке специальных рецептур ВГЭ для применения в наиболее осложненных трещинно-кавернозных карбонатных коллекторах, в которых, как показывает практика, применение традиционных составов не обеспечивает эффективного блокирования трещинных интервалов и отклонения кислот. Техническими результатами использования предложенной рецептуры ВГЭ являются повышение тампонирующих, блокирующих свойств гидрофобной эмульсии при отклонении поступления кислот в трещинно-кавернозные, как правило, водонасыщенные интервалы пласта и их перенаправление в нефтенасыщенные матричные зоны; обеспечение качественного глушения скважин с аномально высокой приемистостью пластов и повышение водоизоляционных свойств с одновременным снижением материальных затрат.

Список литературы

1. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. – Казань: Фэн АН РТ, 2007. – 424 с.

2. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Использование особенностей реологофильтрационных свойств концентрированных обратных эмульсий для направленного физико-химического воздействия на пласт. В сб. Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка): в 6 т. Т. 2. Нефть и битумы // Тр. Международной конференции, 4–8 октября1994 г., Казань. – Казань: ИОФХ им. А.Е. Арбузова, 1994. – С. 657–662.

3. Мусабиров М.Х. Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – Бугульма, 2007. – 39 с.

4. Реологические проблемы нефтегазоотдачи / А.Х. Мирзаджанзаде [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1986. – 51 с.

5. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. Т. 4. Кислотная обработка скважин / под ред. И.Т. Мищенко. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – С. 607–624.

6. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра, 1991. – 225 с.

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

Представлен опыт проведения работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны с использованием стеклопластиковой колонны-летучки в ООО «РН-Пурнефтегаз». Определены область эффективного применения технологии и критерии подбора скважин-кандидатов. Стеклопластиковые колонны-летучки позволяют решать те же задачи, что и стальные колонны-летучки, при этом обладают значительно большей коррозионной устойчивостью и в случае необходимости их можно демонтировать. Рассмотрены этапы проведения пилотного внедрения технологии на примере скважины Тарасовского месторождения. Всего стеклопластиковые колонны-летучки установлены в шести скважинах, применение технологии позволило дополнительно добыть более 12 тыс. т нефти, в трех скважинах эффект продолжается. Одна скважина Комсомольского месторождения вследствие выработки запасов эксплуатируемого пласта после проведения ремонтно-изоляционных работ переведена на другой объект путем зарезки бокового ствола. При этом стеклопластиковая колонна-летучка была успешно разбурена, что подтверждает возможность извлечения ее из скважины в случае необходимости. Анализ результатов проведенных работ позволяет сделать вывод о применимости стеклопластиковой колонны-летучки для изоляции протяженных негерметичных участков эксплуатационной колонны. К недостаткам технологии относится невозможность установки пакерного оборудования в колонне-летучке при последующих геолого-технических мероприятиях. Преимуществами технологии является возможность длительной эксплуатации скважин в условиях высокой коррозионной активности добываемой продукции, спуска стандартного инструмента на забой, разбуривания колонны-летучки при необходимости (например, при механическом повреждении, выявлении нового интервала негерметичности эксплуатационной колонны, требующего наращивания колонны-летучки, зарезке бокового ствола в ранее изолированном интервале).

Список литературы

1. Восстановление герметичности эксплуатационной колонны стеклопластиковой колонной-летучкой / Т.Э. Нигматуллин, А.Ю. Пресняков, В.А. Стрижнев, В.И. Никишов//Научно-технический вестник ОАО «НК  «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 44–47.

2. Пат. 125620 РФ, МПК Е21В 29/10, Е21В 33/13. Устройство для ремонта эксплуатационной колонны или селективной изоляции пластов / В.И. Никишов, В.К. Бочкарев, А.Н. Каменев, Т.М. Мамедов, И.А. Малыхин, Ю.С. Соловьев, С.С. Яковлев, А.Ю. Пресняков, Т.Э. Нигматуллин; заявитель и патентообладатель ОАО «НК «Роснефть», ООО «СК «Навигатор». – № 2012136202/03; заявл. 23.08.12; опубл. 10.03.13.

В области добычи нефти и газа к числу нерешенных экологических проблем относится проблема эффективных утилизации низконапорного газа и перекачки газожидкостных смесей. Это связано с нерешенностью в полной мере задачи по созданию эффективного насосного и компрессорного оборудования для перекачки газа и газожидкостных смесей в промысловых условиях. Весьма перспективным видится совместное использование струйной техники и силовых насосов, позволяющее осуществлять перекачку многофазных сред. Центробежные насосы с двумя выходными каналами позволяют повысить эффективность рабочего процесса, и практический интерес к таким гидравлическим машинам не ослабевает уже десятки лет. Многоступенчатый центробежный насос с двумя выходными каналами, отнесенный к группе двухпоточных насосов, позволяет создать двухкамерную струйную насосно-компрессорную установку. В двухкамерной насосно-компрессорной установке перекачиваемая газожидкостная смесь сжимается последовательно в двух рабочих камерах: струйного аппарата и многоступенчатого центробежного насоса. В ходе исследовательских работ разработаны алгоритмы расчета, позволяющие связать теорию струйных аппаратов с теорией центробежных и роторных насосов, применительно к двухкамерным насосно-компрессорным установкам. Показано, что характеристика исследуемого центробежного насоса не может быть представлена в виде простой линейной зависимости подачи от давления. Вместо линии на координатной плоскости требуется графически представить две плоские фигуры. Одна из фигур позволяет охарактеризовать параметры потока в первом выходном канале насоса, другая - во втором выходном канале насоса. При этом определенному режиму течения в первом выходном канале, соответствует строго определенный режим течения во втором выходном канале.

В рамках исследовательских работ наряду с центробежным многоступенчатым насосом рассмотрены новые конструкции насосов объемного типа, способные работать при высокой частоте вращения ротора. Изучена возможность сборки многоступенчатого насоса, в котором последовательно на одном валу установлены секции насоса динамического и объемного типа. Перспективы использования двухкамерных насосно-компрессорных установок также связаны с разработкой новых технологий для добычи высоковязкой нефти, где весьма актуальными остаются вопросы по созданию эффективных тепловых генераторов и эффективных насосных систем.

Список литературы

1. Pat. 2315656 United States. Dual pressure pumping system. // R. Rhoda. – Publication Date: 04/06/1943. – http://www.freepatentsonline.com/ 2315656.pdf

2. Дроздов Н.А. Исследование фильтрационных характеристик при вытеснении нефти водогазовыми смесями и разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт: Автореф. дисс. ... канд. техн. наук – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 24 с.

3. Многопоточный эжектор и новое направление для развития струйной техники/ Ю.А. Сазонов, А.В. Деговцов, Е.С. Казакова, К.И. Клименко // Территория НЕФТЕГАЗ-2012. – № 4. – С. 75-77. - http://www.neftegas.info/upload/uf/3b9/tng42012.pdf

4. Пат. на полезную модель № 158649. Насос – диспергатор // Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, В.И. Асеев; заявитель и патентообладатель РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – № 2015120688; заявл. 01.06.2015; опубл. 20.01.2016.

5. Sazonov Iu.A., Mokhov M.A., Tumanyan Kh.A. Developing Special Turbine for Rational Utilization of Reservoir Energy of Hydrocarbon Deposits // Indian Journal of Science and Technology. – 2016. – V. 9(42). – DOI: 10.17485/ijst/2016/v9i42/104275, November. – http://www.indjst.org/ index.php/indjst/article/view/104275/74819

Морская нефтегазодобыча характеризуется ограниченностью пространства для размещения промыслового оборудования и мощности энергетических установок. Вместе со сложностью строительства и ремонта подводных трубопроводов это накладывает ограничения на возможности транспорта добываемой продукции, добываемой на удаленных блок-кондукторах. В статье рассмотрены используемые в СП «Вьетсовпетро» методы снижения потерь давления при транспорте, уменьшения буферного давления скважин и увеличения их дебита. Приведены результаты работы по оптимизации процесса транспорта нефти и газа на участках Южный и Центральный Дракон, где при эксплуатации блок-кондуктора RC-5 и постепенном вводе новых скважин на блок-кондукторе RC-9 при неоконченном строительстве нового газопровода RC-5/9 – RР-1 происходит увеличение добычи газа и жидкости. С целью снижения давления в системе транспорта нефти по трубопроводу RC-DM – RC-4 – RC-5 – RP-1 разработана технология транспорта части нефтяного газа RC-5/9 вместе с нефтью на RP-1. С этой целью спроектировано и внедрено использование регулируемого штуцера на блок-кондукторе RC-5, отделяющего часть нефтяного газа и направляющего его в поток газонасыщенной нефти. В результате проведенной оптимизации удалось снизить давление в системе транспорта нефти и газа на указанных блок-кондукторах. При подаче газа в количестве 90 тыс. м³/сут давление в устройстве предварительного отбора газа RC-DM снизилось с 2,12 до 1,9 МПа, на RC-4  – с 2,03 до 1,8 МПа, на RC-5 – с 2,2 до 1,75 МПа. Дополнительный объем добычи жидкости увеличился в среднем на 327 м³/сут, нефти – на 162 т/сут. Экономический эффект оптимизации в применяемый период времени составил более 1,2 млн долл.

Список литературы

1. Безопасный транспорт высокопарафинистых нефтей морских месторождений в условиях низкой производительности / Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон, А.Г. Ахмадеев, Ле Динь Хое // Сб. материалов 10-го Петербургского Международного форума ТЭК – Санкт-Петербург, 2010. – С. 154–157.

2. Опыт пуска и эксплуатации трубопроводов с низкой производительностью, перекачивающих высокопарафинистые нефти / Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон, А.Г. Ахмадеев [и др.] // Сб. материалов конференции «СП «Вьетсовпетро» – 30 лет создания и развития». – Вунгтау, 2011. – С. 86–94.

3. Ахмадеев А.Г., Тонг Кань Шон, Иванов С.А. Комплексный подход к обеспечению транспортировки высокопарафинистых нефтей шельфовых месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 6. – С. 100–103.

4. Оптимизация добычи и сбора мультифазной продукции нефтяных скважин на шельфовых месторождениях (на примере месторождений СП «Вьетсовпетро» / Ты Тхань Нгиа, Е.В. Крупенко, А.Н. Иванов [и др.] // Тезисы докладов научной конференции к 35-летнему юбилею создания СП «Вьетсовпетро». – Вунгтау, 2016. – С. 25.

Подводные переходы магистральных трубопроводов относятся к наиболее ответственным участкам трубопроводов. Их работоспособность необходимо рассматривать с позиции требований обеспечения безопасности и управления ею, так как повреждения с потерей герметичности способны привести к тяжелым экологическим последствиям.

В настоящее время ПАО «Транснефть» эксплуатирует около 1400 подводных переходов, построенных с использованием траншейныйного метода, наклонно направленного бурения и микротоннелирование. При сооружении подводных переходов траншейным методом, особое внимание необходимо уделять взаимному влиянию русловых процессов водного объекта и подводного перехода в целях недопущения отклонений от планово-высотного положения. Критические отклонения возникают в пределах слабоустойчивых русел водного объекта с интенсивными русловыми процессами, при которых размывы поймы и берегов достигают сотен метров, а размыв дна – до нескольких метров в год. Метод наклонно направленного бурения обладает рядом преимуществ перед траншейным методом сооружения: сокращение времени строительства, слабое влияние природных и антропогенных воздействий на подводный переход, возможность строительства в стесненных условиях в независимости от времени года, сопоставимой в ряде случаев стоимости строительно-монтажных работ. Метод микротоннелирования целесообразно применять в сложных инженерно-геологических условиях. Так, надежность подводного перехода при сейсмической активности до 7 баллов по MSK-64 обеспечивается прочностью конструкции микротоннельного перехода.

В статье рассмотрены технические и экономические аспекты строительства трассы трубопровода. Сформулированы ограничения методов строительства подводных переходов магистральных трубопроводов. Разработана технико-технологическая схема для выбора метода строительства подводных переходов магистральных трубопроводов.

Список литературы

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

2. Промышленная безопасность и надежность магистральных трубопроводов / Под ред. А.И. Владимирова, В.Я. Кершенбаума. – М.: Национальный институт нефти и газа, 2009. – 696 с.

3. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З.З. Шарафутдинов, В.И. Парижер, Д.Н. Сорокин [и др.]. –  Новосибирск: Наука, 2013. – 339 с.

4. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. – М.: Недра, 1979. – 415 с.

5. Иванцов О.М. Строительство переходов магистральных трубопроводов через активные тектонические разломы//Журнал нефтегазового строительства. –  2013. – № 4. – С. 25–31.

Перевод нефтесодержащих отходов во вторичное сырье обеспечивает реагентный способ обезвреживания нефтяных шламов согласно такому приоритетному направлению в науке и технике, как рациональное природопользование. В статье рассмотрены вопросы снижения уровня загрязнения окружающей среды при добыче нефти и транспортировке природного газа. Предложено создание новых технологий обезвреживания углеводородсодержащих отходов с образованием продуктов утилизации посредством инкапсулирования химических загрязнений при гидратации оксида кальция и образовании нерастворимых силикатов, увеличивающих эффективность DCR-процесса (диспергирование  помощью химических реагентов – оксидов щелочноземельных металлов). Для придания экологической безопасности продукту утилизации в составе обезвреживающей композиции использованы три компонента: оксид кальция, отработанные кремнеземсодержащие сорбенты – диатомитовый фильтровальный порошок, обогащенный растительными восковыми веществами, и силикагель. Кремнеземсодержащий сорбент способствует образованию нерастворимых силикатов кальция, снижая растворимость капсул продукта утилизации; обладая остаточными свойствами сорбента, поглощает содержащиеся в нефтешламе тяжелые металлы и углеводороды. Процесс обезвреживания осуществляют последовательным смешиванием предварительно разогретых до температуры 80-85 °С нефтесодержащих отходов с отходами масложировой промышленности в определенной пропорции по массе и негашеной извести с водой в количестве 62-91 % массы смеси отходов до образования однородного гидрофобного сыпучего мелкодисперсного порошка. Совместное обезвреживание нефтяных шламов и отработанного силикагеля – отхода установки подготовки природного газа к транспортировке – обеспечивает минимальную миграцию вредных веществ в окружающую среду из продуктов утилизации, пригодных для использования в строительстве, в частности, в качестве комплексной органоминеральной добавки в керамзит и активированного минерального порошка в асфальтобетонные смеси.

Список литературы

1. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2015 году». – М.: Минприроды России; НИА-Природа, 2016. – 639 с.

2. Предложения по приоритетным направлениям развития сферы исследований и разработок в тематической области «Рациональное природопользование» государственной программы Российской Федерации «Развитие науки и технологий на 2013–2030 годы», разработанные с привлечением ученых и специалистов Федерального реестра экспертов.М.: ФГБНУ НИИ РИНКЦентр Экспертизы, 2013. – 28 с.

3. Литвинова Т.А. Экологические аспекты обезвреживания и утилизации углеводородсодержащих отходов нефтегазового комплекса: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. – Краснодар, 2011. – 24 с.

4. Литвинова Т.А., Цокур О.С., Косулина Т.П. О выборе наилучших доступных технологий утилизации отходов нефтегазовой отрасли // Современные проблемы науки и образования. – 2012. – № 56. – С. 53.

5. Цокур О.С., Литвинова Т.А., Косулина Т.П. Применение наилучших доступных технологий для утилизации промышленных отходов // Сборник докладов IV Международной научной экологической конференции: «Проблемы рекультивации отходов быта, промышленного и сельскохозяйственного производства». Краснодар: Кубанский госагроуниверситет, 2015. – Ч. 1. – С. 728–732.

6. Мобильные автоматизированные комплексы. – http://www.insteb.ru/articles/2.html.

7. Снижение экологической опасности на территории нефтяных месторождений в Краснодарском крае путем утилизации нефтесодержащих отходов реагентным способом / Т.П. Косулина, Д.Г. Антониади, О.С. Цокур, В.Г. Максимович // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 158–160.

8. Литвинова Т.А., Винникова Т.В., Косулина Т.П. Реагентный способ обезвреживания нефтешламов // Экология и промышленность России. – 2009. – №10. – С. 40–43.

9. Косулина Т.П., Кононенко Е.А. Повышение экологической безопасности продукта утилизации нефтяных шламов // Политематический сетевой электронный научный журнал Кубанского государственного аграрного университета. – 2012. – № 78. –

http://ej.kubagro.ru/2012/04/pdf/64.pdf.

10. Косулина Т.П., Цокур О.С., Литвинова Т.А. Использование обезвреживающей композиции для утилизации нефтешламов и отработанного сорбента ОДМ-2Ф // Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества. – 2013. – № 3. – С. 77–84.

11. Цокур О.С. Повышение ресурсосбережения утилизацией нефтесодержащих отходов реагентным способом с получением экологически безопасных продуктов: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. – Краснодар, 2015. – 24 с.

12. Пат. 2395466 РФ. Способ обезвреживания нефтесодержащего шлама / Т.П. Косулина, Т.А. Литвинова (Солнцева). – № 2008147569; патентообладатель ГОУВПО «КубГТУ»; – заявл. 02.12.08; опубл. 27.07.10.

13. Косулина Т.П., Альварис Я.А., Солнцева Т.А. Исследование твердых отходов нефтегазового комплекса и использование их в качестве ВМР. 1. Состав загрязнений, образующихся на силикагеле при подготовке природного газа к транспорту // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2008. – № 1. – С. 16–20.

14. Исследование твердых отходов нефтегазового комплекса и использование их в качестве BMP. 3. О структуре загрязнений и классе опасности отработанного силикагеля – отхода газопереработки / Т.П. Косулина, Т.А. Солнцева, А.С. Левашов, Я.А. Альварис // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2009. – № 2. – С. 33–38.