Региональные геологические исследования компании «Роснефть» направлены на изучение различных нефтегазоносных комплексов акваториальной части Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ), в том числе одного из наиболее перспективных комплексов – карбонатного среднекаменноугольно-нижнепермского. Этот комплекс представляет особый интерес для обнаружения новых промышленных скоплений в связи с уже доказанной его нефтегазоносностью. Это повышает перспективы приращения ресурсной базы углеводородного сырья компании «Роснефть», проводящей в настоящее время поисково-разведочные работы в пределах лицензированных участков. В рамках статьи особое внимание уделено выделению и обоснованию закономерностей строения и распространения органогенных построек как по разрезу, так и по площади.

В статье использованы результаты бурения и исследования скважин: стратиграфические и литологические данные, керновый материал и каротажные кривые. Предварительное описание литологических шлифов позволило подобрать комплекс признаков для фациальной диагностики отложений. На основе изучения керна скважин и интерпретации сейсмических данных выполнена реконструкция обстановок осадконакопления среднекаменноугольно-нижнепермского интервала разреза в акваториальной части Печорского НГБ. Проведена фациальная интерпретация скважинных данных с выделением зон: глубокого шельфа, открытого мелководного шельфа, впадин на мелком шельфе, приливно-отливной равнины и отмелей на мелком шельфе. В результате комплексной интерпретации всех имеющихся данных с учетом ранее опубликованных работ установлена фациальная зональность отложений среднекаменноугольно-раннепермского карбонатного комплекса. В его разрезе диагностированы аномалии типа «риф», определена их генетическая принадлежность, проведена морфологическая типизация. Выделены четыре типа органогенных построек, определены закономерности их распространения как по разрезу, так и по площади акватории.

Данная статья подготовлена к публикации в рамках реализации геолого-разведочной и научно-исследовательской деятельности ПАО «НК «Роснефть» в пределах акватории Печорского моря.

Список литературы

1. Чувашов Б.И. Рифогенные формации и рифы в эволюции биосферы. Серия «Гео-биологические системы в прошлом». – М.: ПИН РАН, 2011. – С. 71–115.

2. Маргулис Е.А. Нефтегазоносные комплексы Печорского шельфа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2009. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/5/35_2009.pdf

3. Вискунова К.Г., Супруненко О.И., Преображенская Э.Н. Прогноз литолого-фациальной зональности ассель-сакмарских отложений Печорского моря в связи с их нефтегазоносностью // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. – 2002. – Вып. 4. – С. 147–156.

4. Суворова Е.Б. Литология и обстановки накопления верхневизейско-нижнепермских отложений Печорского шельфа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/2/25_2012.pdf

5. Жемчугова В.А. Верхний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия образования, нефтегазоносность). – Сыктыквар: Коми научный центр УрО РАН, 1998. – 160 с.

6. Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к «Атласу геологических карт», 2000) / В.И. Богацкий, З.В. Ларионова, Е.Г. Довжикова [и др.]. – Ухта: Изд-во ТП НИЦ, 2002. – 122 с.

7. Юдин В.В. Орогенез севера Урала и Пай-Хоя. – Екатеринбург: Наука, 1994. – 286 с.

8. Малышев Н.А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского севера России. – Екатеринбург: Изд-во УрО РАН, 2002. – 271 с.

9. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. – М.: Недра, 1980. – 483 с.

10. Erik Flügel. Microfacies of carbonate rocks: analysis, interpretation and application. – Berlin: Springer, 2004. – 265 p.

11. Антошкина А.И. Рифообразование в палеозое (север Урала и сопредельные области). – Екатеринбург: Изд-во УрО РАН, 2003. – 303 с.

12. Карбонатные постройки перми-карбона севера Тимано-Печорской провинции и их свойства / Б.П. Богданов, Ю.С. Кузьменко, Е.И. Панкратова, С.Е. Терентьев // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2014. – Т. 9. – № 3. – http://www.ngtp.ru/rub/11/38_2014.pdf

13. Вискова Л.А. Формы проявления колониальности у ископаемых и современных морских мшанок // Палеонтологический журнал. – 1998. – № 1. – С. 32–39.

Терско-Каспийский передовой прогиб расположен между эпигерцинской Скифской платформой и Альпийской складчатой системой Большого Кавказа (юго-восточная периклиналь прогиба). Прогиб имеет асимметричное строение. Морское продолжение Терско-Каспийского прогиба, занимающее всю западную часть среднего Каспия, состоит из двух впадин: Терско-Сулакской на севере и Северо-Апшеронской на юго-востоке. Эти впадины разделяются Ялама-Самурским выступом Туранской плиты, к которому приурочена структура Ялама-Самур. Средняя толщина осадочного покрова Терско-Каспийского прогиба составляет около 12 км. На Ялама-Самурском поднятии (море) органическое вещество юрского интервала разреза классифицируется как ранне-среднезрелое.

Методическая основа проведенного анализа базируется как на закономерности изменения по разрезу современных и палеотемператур (по отражательной способности витринита), так и на непосредственной оценке степени зрелости органического вещества (по данным пиролиза пород) и углеводородов (по биомаркерам). Согласно фактическим данным процесс нефтеобразования в Ялама-Самурской зоне начинается с глубины примерно 3 км. На основе таких данных, как современные температуры, палеотемпературный показатель (отражательная способность витринита) и индекс цвета спор (spore coloration index - SCI), сделан вывод, что верхний порог генерации нефти в Прикаспийско-Губинском районе (суша) находится в интервале глубин 2,5-3,0 км. Это очень хорошо согласуется с характером изменения состава газа (сумма C₂Н₆+) с глубиной на месторождениях Сиазаньской моноклинали.

В пределах Апшеронского архипелага зона, охватывающая площади Нефт Дашлары и Палчыг Пилпиляси, представляет интерес для выполнения поисково-разведочных работ на подстилающие продуктивную толщу (основной нефтегазоносный объект Южно-Каспийского бассейна) миоценовые отложения (нефтематеринская толща).

Список литературы

1. Яковлев В., Сенин Б. Некоторые вопросы геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности центрального Каспия // Технологии ТЭК. – 2003. – Август. – С. 1–17.

2. Rachinsky M.Z., Kerimov V.Y. Fluid Dynamics of Oil and Gas Reservoirs. – New Jersey- Massachusetts. Wiley- Scrivener Publishing, 2015. – 607 p.

3. Miles J.A. Illustrated Glossary of Petroleum Geochemistry Oxford University. – Glarendon Press, 1989. – 137 p.

4. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М.: Мир, 1981. – 504 с.

5. Peters K.E., Moldovan J.M. The biomarker guide: Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. – NewJersey: Prentice Hall. Englewood Cliffs, 1993. – 363 p.

6. The relationship between methyl phenanthrene ratios and the evolution of organic matter / J.P. Bao, T.G. Wang, Y.Q. Zhou [et al.] // J. Jh. Petrol. Ins. – 1992. – №14. – Р. 8–13.

7. Faber E.Z. Isotopen geochemie gas formiger Kohlenwasserstoffe // Erdole, Erdgas and Kohle. – 1987. – Р. 103. – Р. 210–218.

8. Термобарический режим разреза месторождений Южно-Каспийского осадочного бассейна / М.Т. Абасов, Р.Ю. Алияров, Ю.М. Кондрушкин [и др.] // Тр. ин-та / Институт геологии АН Азербайджана. – 2003. – № 31. – С. 5–20.

9. Алиев С.А. Геотермальные поля депрессионных зон в Южно-Каспийском бассейне и их связь с нефтегазносностью: дисс. на соиск. уч. степ. д.г.-м.н. Баку: Институт геологии АН Азербайджана, 1988. – 347 с.

10. Мехтиев Ш.Ф., Алиев С.А. О факторах, влияющих на геотермическую ступень нефтяных месторождений Азербайджана // Геология нефти и газа. – 1960. – № 3. – C. 25–27.

11. Мухтаров А.Ш. Структура теплового поля осадочного комплекса Южно-Каспийского бассейна: дисс. на соиск. уч. степ. д.г.-м.н. – Баку. Институт геологии АН Азербайджана, 2011. – 371 с.

12. Углеводородный потенциал и условия его реализации в ЮВ части Терско-Каспийского прогиба / А.А. Фейзуллаев, Д.А. Гусейнов, Э.Г. Алиева [и др.] // Баку: Фонды ИГГ НАНА, 2016. – 67 с.

13. Мехтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Алиев С.А. Тепловой режим нефтяных и газовых месторождений. – Баку, Азернешр, 1960. – 384 с.

14. Wavrek D.A. Central Caspian Petroleum Systems Synthesis - 2005 Work Programs and Review (Yalama Emphasis) // PSI Technical Report No. 05– 2–04 for LukOil Overseas Holding LTD Moscow. – 2005. – 40 p.

15. Особенности формирования Ялама-Самурского поднятия акватории Среднего Каспия / А.Ф. Катошин, С.В. Матяшов, Н.В. Беляева [и др.] // Труды междунодной конференции «Строение и нефтегазоносность Каспийского региона». – Волгоград: ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис Лтд., 2006. – С. 45–51.

В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях со сложным строением пород-коллекторов, высокой степенью их неоднородности и низкими фильтрационно-емкостными свойствами рассмотрены литолого-фациальные исследования и корреляционный анализ коллекторских свойств башкирской залежи Гагаринского месторождения. Изучены и проанализированы коэффициенты открытой пористости и абсолютной проницаемости для газа, охарактеризованы фации, встречающиеся в породах, к которым приурочена данная залежь. Выделены прибрежно-морские мелководные фации и морские мелководные фации открытого моря. Среди последних выделены фации отмелей и некоторые фации поселений различных организмов, включающие водорослевые и фораминиферовые поселения, фации относительно ровного морского дна с подвижным и спокойным гидродинамическими режимами. Данные, включающие коэффициенты пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности, для каждой фации проанализированы отдельно. Построены корреляционные зависимости коэффициента проницаемости от пористости и остаточной водонасыщенности от пористости для установленных фаций, а также выявлен характер их связи и выведены уравнения регрессии. В результате исследования установлено наличие сильной и значимой связи исследуемых параметров для обеих выделенных фаций поселений различных организмов, а также для фации участков ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом, слабая и незначимая связь - для фации участков ровного морского со спокойным гидродинамическим режимом. Отсутствие связи параметров наблюдалось для отложений фаций отмелей и прибрежно-морских мелководных закрытых. При этом для последних связь пористости и остаточной водонасыщенности не была установлена вследствие отсутствия данных.

На основании проведенных исследований сделан ряд выводы. Развитие поровых и кавернозных коллекторов контролируется преобладающими типами пород – водорослевыми известняками. В башкирских отложениях среди прочих преобладающее значение принадлежит фациям поселений различных организмов. Корреляционный анализ выявил для башкирских отложений наиболее сильную и значимую связь между пористостью и проницаемостью для фаций относительно ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом, водорослевых и фораминиферовых поселений, между пористостью и остаточной водонасыщенностью - для фаций водорослевых поселений и относительно ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом.

Список литературы

1. Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Оценка влияния фациальной приуроченности на приемистость карбонатных отложений башкирского яруса Сибирского месторождения //Нефтяное хозяйство. – 2011. – №. 10. – С. 15–19.

2. Миролюбова Е.С., Вискунова К.Г. Влияние условий осадконакопления на формирование коллекторских толщ в карбонатных отложениях акваториальной части Тимано-Печорской провинции //Записки Горного института. – 2008. – Т. 176. – С. 31–35.

3. Наливкин Д.В. Учение о фациях.. – М.: Изд-во АН СССР, 1956. – Ч. I. – 534 с.; Ч. II. – 393 с.

4. Рухин Л.Б. Основы общей палеогеографии. – Т. 557. – Л.: Гостоптехиздат, 1959. – 196 с.

5. Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях. – М.: Высшая школа, 1971.– 388 с.

6. Щербаков О.А. Закономерности пространственного распределения осадков в каменноугольных морях Западного Урала //Геология и геофизика нефтегазоносных областей. – 1982. – 83 с.

7. Кринари А.И. Об унификационной схеме классификаций коллекторов нефти и газа//Геология нефти и газа. – 1959. – № 7. – С. 8.

8. Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Разработка прогнозных моделей для оценки коэффициента подвижности нефти с учетом фациальных обстановок (на примере пласта Бш Батырбайского месторождения) // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 1. – С. 20-24.

9. Кочнева О.Е., Ефимов А.А. Влияние фациальных особенностей на коллекторские свойства башкирских карбонатных отложений месторождения Озерное //Вестник Пермского университета. Геология. – 2017. – Т. 16. – № 1.– С. 96–98.

10. Исследование зависимости коэффициента подвижности нефти от петрофизических характеристик на примере пласта Бш Сибирского месторождения / В.И. Галкин, А.А. Ефимов, О.Е. Кочнева, Я.В. Савицкий // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 13–15.

11. Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Использование фациальных особенностей карбонатных отложений Сибирского месторождения для исследования связей между коэффициентами пористости и проницаемости // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 15.

Среди большого числа методов геофизических исследований скважин (ГИС) электрические и электромагнитные методы являются основными при оценке коэффициента нефтегазонасыщенности пластов, а также при геонавигации в процессе проводки горизонтальных и наклонно направленных скважин. Определение удельного электрического сопротивления (УЭС) в горизонтальных скважинах (ГС) ставит новые задачи по развитию теории математического и программного обеспечения, методики интерпретации и создания аппаратуры.

При проводке скважин в заданном пласте необходимо осуществлять контроль траектории ствола и получать информацию о литологических особенностях вскрытого интервала. Это позволяет оперативно корректировать направление бурения скважины. Анализ материалов электрокаротажа в наклонно направленных и горизонтальных скважинах, проведенного по технологиям «АМК Горизонт», «Горизонталь», «Жесткий кабель», показал, что влияние ограниченной толщины пласта и положения траектории оси скважины относительно границ подстилающих и покрывающих пород может привести к погрешностям определения УЭС. При определении УЭС необходимы интерпретационные модели, позволяющие учитывать особенности ГС. В вертикальных скважинах модель геоэлектрического разреза практически точно известна, профиль горизонтальной скважины относительно границ горизонтального пласта известен не точно.

В статье рассмотрены особенности определения УЭС в условиях горизонтальных скважин. Дан краткий анализ современного состояния вопроса. Проведены результаты математического моделирования электрометрии и показана необходимость учета влияния подстилающих и покрывающих пород при интерпретации данных электрометрии горизонтальных скважин. Разработаны алгоритм и программное обеспечение для определения УЭС. Приведены результаты интерпретации.

Список литературы

1. Антонов Ю.Н., Эпов М.И., Каюров К.Н. Практика ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми биополимерными растворами // Каротажник. – 2006. – Вып. 9(150). – С. 3–21.

2. Исследования методом индукционного каротажа в процессе бурения / В.И. Дворкин, В.И. Meтелкин, А.А. Царегородцев [и др.] // Каротажник. – 2005. – № 10-11. – С. 95–105.

3. Аппаратура и интерпретационная база электромагнитного каротажа в процессе бурения / К.Н. Каюров, В.Н. Еремин, М.И. Эпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 112–115.

4. Леготин Л.Г. Эффективность применения многозондовых методов электрического каротажа при геофизических исследованиях горизонтальных скважин и боковых стволов // Нефть. Газ. Новации. – 2013. – № 12. – С.29–33.

5. Индукционный каротаж методом переходных процессов для проводки скважин. [Текст] /А.П. Потапов, В.Г. Судничников, А.В. Судничников, В.П. Чупров // Каротажник. – 2011. – Вып. 5(203). – С. 33–44.

6. Рудяк Б.В., Снежко О.М., Шеин Ю.Л. Опробование автономного прибора двухзондового бокового каротажа БК-35А в горизонтальных скважинах // Каротажник. – 2009. – Вып. 10(187). – С. 12–25.

7. Исследование возможностей электрического и электромагнитного каротажа в электрически макроанизотропных пластах, вскрытых наклонно-горизонтальными скважинами / М.И. Эпов, М.Н. Никитенко, К.В. Сухорукова, В.Н. Глинских // Каротажник. – 2016. – Вып. 2(260). – С. 64–79.

8. Численное моделирование и анализ сигналов электромагнитного каротажа в процессе бурения / М.И. Эпов, М.Н. Никитенко, В.Н. Глинских, К.В. Сухорукова // Каротажник. – 2014. – Вып. 11(245). – С. 29-42.

9. Cheryahe A.B., Zhdanov М. Fast modeling of a tensor induction toll response in horizontal well in homogeneous anisotropic formations // Petrophysics. – 2001. –  Вып. 42. – № 2. – Р. 158.

10. Mach S.G., Wisler M., Wu J.Q. The desing response and field         results of a new slim hole LWD multiple frequency resistivity propagation tool // SPE 77483. – 2002.

11. Результаты численного моделирования сигналов бокового каротажного зондирования автономной аппаратуры СКЛ / К.В. Сухорукова, В.С. Аржанцев, И.В. Суродина, О.В. Нечаев // Каротажник. – 2015. – Вып. 1 (247). – С. 58–72.

12. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. – М.: Недра, 1996. – 339 с.

13. Вержбицкий В.В., Ручкин А.В., Чаадаев Е.В. Влияние азимутальной неоднородности зоны проникновения на результаты электрического и индукционного каротажа // Изв. ВУЗов, Сер. «Геология и разведка». –  1989. – № 2. – С. 87–93.

14. Потапов А.П. Определение удельного электрического сопротивления в ГС на основе компьютерного моделирования // «К эффективности через сотрудничество»: Сб. трудов второй Межд. геол.-геоф. конф. и выставки, Тюмень, 2-5 марта 2009 г.

15. Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Определение удельного электрического сопротивления пласта при радиальной и вертикальной неоднородности разреза скважин // Геофизика. – 2010. – Вып. 1. – С. 52–65.

Традиционные ингибирующие буровые растворы проявляют высокую эффективность в лабораторных условиях при проведении испытаний, а промысловые результаты свидетельствуют об их низкой эффективности. В настоящее время выбор ингибирующего раствора осуществляют с использованием инженерного подхода. Ингибирующие свойства бурового раствора оценивают по различным показателям: набуханию, глиноемкости, увлажняющей и диспергирующей способности, деформации кернового материала, остаточной прочности керна и др. Все существующие методы оценки ингибирующих свойств буровых растворов являются некорректными, что приводит к расхождению лабораторных и промысловых результатов. Считается, что ингибирующие свойства буровых растворов направлены на предотвращение гидратации и набухания глинистых пород и обеспечение устойчивости ствола скважины. Однако устойчивость ствола скважины определяется крепящими свойствами раствора, а не ингибирующими.

В связи отмеченым рекомендуется конкретизировать определения ингибирующих и крепящих свойств с разграничением выполняемых задач. Ингибирующие свойства обеспечивают предотвращение наработки и сохранение стабильных показателей раствора за счет снижения гидрофильности, гидратации, набухания и способности к диспергации глинистого шлама. Крепящие свойства позволяют сохранить устойчивость глин и аргиллитов на стенках ствола скважин. Для определения ингибирующих свойств раствора предложено использовать следующие оценочные показатели: концентрация коллоидной фракции при бурении глинистого интервала; устойчивость раствора к агрессивному воздействию; наработка раствора в процессе бурения глинистого интервала. Крепящие свойства раствора в лабораторных условиях рекомендовано оценивать по увлажняющей способности прессованных образцов глин (применим для глинистых пород с коагуляционными структурными связями) и разрушению породы (применим для аргиллитов и глинистых пород с фазовыми и переходными структурными связями).

Оценка свойств буровых растворов, применяемых на Астраханском газоконденсатном месторождении, по рекомендуемым показателям показала хорошую сходимость между лабораторными и промысловыми данными, что свидетельствует о правильности выбора методики испытаний и показателей для оценки ингибирующих свойств рабочих жидкостей.

Список литературы

1. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.

2. Грунтоведение / В.Т. Трофимов, В. А. Королев, Е. А. Вознесенский [и др.] – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: МГУ, 2005. – 1024 с.

3. Гамзатов С.М. Влияние осмотических явлений на кавернообразования // Бурение. – 1974. – № 8. – С. 16–18.

4. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988. – 135 с.

5. Устойчивость глинистых пород при строительстве скважин /

М.М.-Р. Гайдаров, Д.Г. Бельский, Д.В. Изюмченко [и др.]. – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2014. – 100 с.

6. Васильченко С.В., Потапов А.Г., Гноевых А.Н. Современные методы исследования проблемы неустойчивости глинистых пород при строительстве скважин. – М.:ИРЦ Газпром, 1998. – 83 с.

7. Поликатионные буровые растворы с ингибирующими и крепящими свойствами / А.М., Гайдаров А.А. Хуббатов, А.Д. Норов [и др.] // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2016. – № 1. – С. 36–41

8. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. – М.: Недра, 1984. – 229 с.

В статье рассмотрена методика определения поля текущей нефтенасыщенности методами геолого-промыслового анализа, с помощью которой можно описать процесс выработки запасов на качественном и количественном уровне (в первом приближении), предваряющем геолого-гидродинамическое моделирование.

Развитие инструментария современных программных пакетов позволяет добиться удовлетворительной адаптации к истории разработки практически любой модели. При этом совершенно упускается из вида, что модель – это лишь трехмерное отражение идеи геолога и разработчика, количественное ее описание. Формирование же самой концепции невозможно без детального изучения процесса, анализа всей совокупности промысловых данных и исследований. В такой ситуации, минимизация количества разнородной исходной информации будет способствовать снижению неопределенности и погрешностей в получаемых результатах.

Методика, основанная на решении дифференциального уравнения Баклея – Леверетта, в совокупности с другими методами геолого-промыслового анализа позволяет с достаточно высокой точностью оценить не только базовые характеристики, но и распределение текущей нефтенасыщенности по площади и разрезу залежи; определить зоны локализации остаточных запасов; спрогнозировать технологическую эффективность буровых работ, выделить наиболее перспективные участки.

Представленная методика была успешно апробирована на ряде месторождений Западной Сибири. В статье опыт применения методики рассмотрен на примере пласта БС₁₁^2б Когалымского нефтяного месторождения, представленного меловыми отложениями, типичными для большинства месторождений Западной-Сибири. Предлагаемая методика с учетом прогнозной эффективности работ позволила выделить наиболее перспективные участки с точки зрения наращивания добычи нефти и увеличения текущего коэффициента извлечения нефти.

Список литературы

1. Ревенко В.М. Применение метода фильтрационных параметров и сопротивлений при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири: дис. … канд. техн. наук. – Тюмень, 1974.

2. Бриллиант Л.С. Повышение эффективности геолого-технических мероприятий по оптимизации плотности сетки скважин и интенсификации системы заводнения на Самотлорском месторождении: дисс… канд. техн. наук. – Тюмень, 1990.

3. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1977. – 360 с.

4. Иванов М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – 422 с..

5. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Изд. 2, перераб. и доп. – М.: Недра, 1975. – 534 с.

6. Хамидуллина А.Н. Геолого-промысловое обоснование доразработки нефтяных месторождений бурением боковых горизонтальных стволов: дис. … канд. геол.-минер. наук. – Бугульма, 1999.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта можно представить как поршневое. При этом все прослои упорядочиваются таким образом, чтобы их абсолютная проницаемость изменялась последовательно от наименьшей к наибольшей. В нижней части этого слоистого пласта находится наиболее проницаемый прослой, вверху – наименее проницаемый. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта в соответствии с законом распределения проницаемости можно определить суммарную толщину прослоев, проницаемость самого проницаемого из которых не ниже, чем некоторая проницаемость k. Для описания процесса вытеснения из слоисто-неоднородного пласта можно использовать модель двухфазного поршневого вытеснения. В случае двухфазного непоршневого вытеснения используются функция Баклея – Леверетта и обобщенный закон Дарси, включающий относительные проницаемости, которые зависят от водонасыщенности и вязкости воды и нефти, без учета капиллярных эффектов.

Поршневое вытеснение нефти водой предполагает наличие четкой границы раздела в отличие от непоршневого вытеснения. При описании непоршневого вытеснения распределение водонасыщенности по модели Баклея – Леверетта содержит производную функции Баклея – Леверетта, вид которой подобен псевдо-гамма-распределению.

В статье приведен пример использования псевдо-гамма-распределения в аппроксимации производной функции Баклея – Леверетта. Отмечено, что экстраполяция промысловых данных разными моделями очень чувствительна к малым погрешностям, содержащимся в исходной информации. В связи с этим большое значение имеет обоснованный выбор вида уравнений, аппроксимирующих динамику накопленной добычи нефти. Показано, что предложенная аппроксимация в виде псевдо-гамма-распределения позволяет описывать процессы, в которых происходят рост и снижение характерных показателей.

Список литературы

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986. – 332 с.

2. Хайруллин Ам.Ат., Хайруллин Аз.Ам. Плотность распределения неоднородностей коллекторских свойств пород // Международный семинар «Рассохинские чтения» (05-06 февраля 2015 года). – Ухта: УГТУ, 2015. – 212 с.

3. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 368 с.

В статье рассмотрено формирование концептуального подхода к разработке нефтяной оторочки в валанжинских отложениях Песцового месторождения с использованием горизонтальных и многозабойных скважин, а также горизонтальных скважин, в которых выполнен смногостадийный гидроразрыв пласта. Особенностью геологического строения основного продуктивного пласта Песцового месторождения БУ₉² является цикличность формирования коллектора, при этом гидродинамическая связь между геологическими циклитами отсутствует. Ситуация осложняется наличием заглинизированных врезных каналов, которые разделяют нефтенасыщенную область пласта на несколько зон и обуславливают наличие различных отметок флюидальных контактов.

Утвержденным решением по разработке нефтяной оторочки пласта БУ₉² является бурение горизонтальных скважин по рядной системе. Разработка пласта предполагается на режиме истощения с фонтанным способом эксплуатации скважин.

На стадии опытно-промышленных работ были проведены исследования проб пластовых флюидов, что привело к сокращению запасов углеводородов. Это потребовало корректировки технологии заканчивания скважин и стратегии бурения. Нефтенасыщенная оторочка прослеживается в пяти гидродинамически не связанных циклитах, частично подстилается водой. Для максимизации вовлекаемых в разработку запасов к внедрению предложено бурение многозабойных скважин, а также применение многостадийного гидроразрыва пласта. Эти технологии позволяют повысить выработку запасов и снизить рабочую депрессию на пласт при максимизации показателей разработки по сравнению с вариантом бурения горизонтальных скважин. Выбор технологии и способа закачивания определяется наличием подстилающей воды в районе бурения.

В статье рассмотрена проблема образования нефтекислотных эмульсий (НКЭ) в стволе и призабойной зоне скважины при смешивании кислотного состава с пластовыми жидкостями в процессе проведения солянокислотных обработок (СКО). Проанализирован состав тяжелых компонентов нефти разрабатываемых в Республике Башкортостан нефтяных месторождений (башкирский, верейский и турнейский горизонты). Для геолого-физических условий изучаемых месторождений обосновано преимущество технологии СКО с применением комплексной присадки в составе соляной кислоты по сравнению с базовой технологией. Комплексная присадка представляет собой смесь двухкомпонентного взаимного растворителя, комплексного ПАВ катионного типа и органической кислоты. Проведены исследования по определению снижения межфазного натяжения на границе кислотный состав − нефть, совместимости кислотных составов с пластовыми флюидами, скорости взаимодействия кислотных составов с породой карбонатного пласта, физическое моделирование кислотного воздействия при термобарических условиях пласта. Определена зависимость межфазного натяжения в зависимости от концентрации комплексной присадки в составе кислотного состава. Приведены результаты исследования совместимости нефти как с базовым, так и модифицированным кислотным составом. Показана необходимость применения комплексной присадки в составе кислотного состава с целью предотвращения образования НКЭ. Определена зависимость изменения скорости реакции кислотного состава от концентрации комплексной присадки. Зависимость имеет параболическую форму. Рассчитаны кинетические параметры реакции кислотного состава с породой. Путем проведения фильтрационных исследований доказана возможность образования НКЭ в пласте при СКО с применением раствора 15%-ной соляной кислоты. Показано, что образование НКЭ можно при применении комплексной присадки в составе кислотного состава.

Список литературы

1. Theory and Practice of Acidizing High Temperature Carbonate Reservoirs of R. Trebs Oil Field, Timan-Pechora Basin. Society of Petroleum Engineers / A.E. Folomeev, A.R. Sharifullin, S.A. Vakhrushev [et al.] // SPE-171242-MS. – 2014.

2. Исследование совместимости пластовых флюидов и рабочих агентов для предотвращения осложнений при кислотных обработках в условиях Могдинского месторождения / Л.И. Гильмутдинова, А.И. Волошин, П.Н. Шадрина [и др.] // Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике. Материалы VI Международной научно-практической конференции. – 2017. – С. 118-126.

3. Шайдуллин В.А. Технологии РИР для устранения заколонной циркуляции на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» // Инженерная практика. – 2011. – № 7. – C. 34–37.

4. Увеличение продуктивности скважин в карбонатных коллекторах составами на основе соляной кислоты /Ю.Л. Вердеревский, Ю.Н. Арефьев, М.С. Чаганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 1. – С. 39–40.

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

6. Juprasert M.S. Bullhead acidizing succeeds offshore California // OGJ, 1994. – V. 92. – № 15. – Р. 47–52.

7. Moore E.W., Crowe C.W., Hendrickson A.K. Formation effect and prevention of asphaltene sludges during stimulation treatments // JPT. – 1965. – Sept. – Р. 1023–1028.

8. Сергеев Б.З., Калашнев В.В., Журик И.В. Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин // Нефтепромысловое дело. – 1978. – № 8. – С. 12–13.

9. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены. – М.: Наука, 1979. – 269 с.

10. Мухин М.М., Магадова Л.А., Пахомов М.Д. Синергетический эффект в кислотогенерирующих составах на основе растворов эфиров уксусной кислоты, содержащих смесь ПАВ // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2013. – № 5. – С. 76–79.

11. Манометрическая установка как инструмент выбора кислотных составов для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, А.Е. Фоломеев, Е.И. Коптяева [и др.] / Материалы V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». – Москва. – 24–25 июня 2010 г. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2010 – С. 91–92.

12. Исследование процессов фильтрации кислотных составов в карбонатосодержащих пластах / Т.И. Еникеев, М.Ю. Доломатов, А.Г. Телин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1999. – № 2. – C. 5–9.

13. Исследование и оптимизация эмульсионного воздействия для селективной газо- и водоизоляции в трещиноватых коллекторах М.Ю. Котенев, В.Е. Андреев, К.М. Федоров, В.Н. Хлебников // Нефтегазовое дело. – 2010. – 21 с.

14. Небогина Н.А. Влияние состава нефти и степени ее обводненности на структурно-механические свойства эмульсий: автореф. дис. … канд. хим. наук. Томск, 2009. – 22 с.

В статье рассмотрена эксплуатация скважины, продуцирующей вязкопластичную нефть, в случае наличия на забое песчаной пробки. При этом в дренируемой скважиной зоне пласта фильтрационный поток является простым плоскорадиальным, характерным для добывающих скважин, вскрывших полностью всю толщину продуктивного пласта. В песчаной пробке фильтрационный поток плоскопараллельный восходящий. Фильтрация вязкопластичной нефти в дренируемой зоне пласта и песчаной пробке подчиняется обобщенному закону Дарси, который является двухпараметрической моделью: первый параметр - это структурная вязкость, а второй – начальный градиент давления, который проявляется только при движении вязкопластичной нефти в пористой среде. Пористая среда, т.е. продуктивный нефтяной пласт, однороден, проницаемость по простиранию пласта и по толщине пласта не изменяется и остается постоянной. Текущая поверхность фильтрации в дренируемой зоне пласта является цилиндрической, с уменьшением радиуса-вектора ее площадь текущей уменьшается. Текущая поверхность фильтрации в цилиндрической полости эксплуатационной колонны скважины является кругом и при движении нефти вверх ее площадь не изменяется (остается постоянной). Для определения основных параметров эксплуатации рассматриваемой нефтяной скважины использовались формула для дебита нефти в дренируемой зоне пласта и формулы для дебита вязкопластичной нефти в песчаной пробке. Из равенства этих дебитов выведена формула для давления на забое скважины, т.е. под песчаной пробкой. Путем подстановки значений динамического забойного давления в уравнения для дебитов в пласте и песчаной пробке найдены формулы этих дебитов. Выведены формулы для скоростей фильтрации в пласте и песчаной пробке, а также для распределения давления в дренируемой зоне пласта. Изучена связь между средней истинной скоростью движения нефти в пористых каналах пород пласта и скоростью фильтрации. Высота уровня нефти над песчаной пробкой определена с помощью эхолота аппаратно-программного комплекса «Квантор-4микро».

Список литературы

1. Влияние вязко-пластичных свойств жидкости на дебит скважины при работе ее через фильтр, частично перекрытый песчаной пробкой / С.С. Алескеров, Б.И. Алибеков [и др.] // Эксплуатация скважин в осложненных условиях. – 1971. – С. 18–20.

2. Əliyev İ.İ. Ştanqlı dərinlik nasos quyularında qum tıxacının hündürlüyünün təyin edilməsi üsulu // ANT: 2004. – № 11. – С.16–20.

3. Самедов Т.А., Мустафаев С.Д., Гулиев Р.А. Способ определения рациональной частоты промывок песчаных пробок в нефтяных скважинах. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – 7 c.

Разработка месторождения Белый Тигр, характеризующаяся сложными физико-химическими свойствами нефти и низкими коллекторскими свойствами нефтесодержащих пород, вызывает значительные затруднения при необходимости перехода с фонтанного на механизированный способ эксплуатации скважин. Разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр характеризовалась падающей добычей нефти, ростом обводненности, прекращением фонтанирования скважин. Для стабилизации темпов падения добычи нефти скважин фундамента, прекративших фонтанирование, необходимо было перевести их на газлифтную эксплуатацию. Существовавшая на месторождении система сбора нефтяного газа была предназначена в основном для обеспечения добычи нефти, а утилизация газа проводилась в основном путем его сжигания на факелах. Для решения задач подачи газа на берег и перехода на газлифтный способ эксплуатации скважин необходимо было создание системы сбора нефтяного газа. Повысить давление на первой ступени сепарации нефти на морской стационарной платформе и обеспечить сбор и подачу газа на вход компрессорных станций можно было только одновременно с внедрением газлифта.

Опыт СП «Вьетсовпетро» свидетельствует о необходимости включения газлифтных скважин в проекты строительства скважин, их оснащения внутрискважинным газлифтным оборудованием и как по завершении бурения, так и при капитальном ремонте. Это позволит переводить скважины на газлифтную эксплуатацию с помощью канатной техники без их глушения, т.е. без снижения коэффициента продуктивности. Рекомендовано перевести на компрессорный газлифт скважины, прекратившие фонтанирование, и фонтанирующие скважины с высокой обводненностью продукции. По этим скважинам можно ожидать приросты добычи нефти, что делает целесообразным их перевод на газлифт, не дожидаясь полного прекращения фонтанирования.

Таким образом, изучение истории развития технических средств и технологий добычи нефти газлифтным способом является актуальным и может способствовать развитию газлифтного способа добычи нефти на других морских нефтяных месторождениях в мире.

Список литературы

1. Нгиа Т.Т., Велиев М.М. Газлифтная эксплуатация скважин. – СПб.: Недра, 2016. – 384 с.

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

3. Повышение эффективности разработки месторождения Белый Тигр в результате применения компрессорного газлифта / О.В. Чубанов, B.C. Горшенев, В.В. Канарский [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 5. – С. 88–89.

Одной из ключевых стратегических задач ПАО «НК «Роснефть» является создание инструментов, позволяющих повышать эффективность компании на всех этапах производственной цепочки, в том числе для обеспечения добычи нефти и газа с наименьшими издержками. Значимым фактором, влияющим на снижение издержек, является повышение эффективности механизированного фонда скважин. Основным направлением работы по повышению эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин является поиск наиболее эффективных способов эксплуатации малодебитных скважин (дебит менее 20 м³/сут), в ПАО «АНК «Башнефть» такие скважины составляют более 70 % фонда и характеризуются наибольшими удельные издержки.

В рамках достижения поставленной стратегической цели была сформулирована следующая задача – отказ от приводов типа станок-качалка. Для решения данной задачи была проведена значительная работа при постоянном взаимодействии служб ПАО «АНК «Башнефть» и ПАО «НК «Роснефть», что позволило реализовать и апробировать ряд технико-технологических решений, основанных на применении установок электроплунжерных насосов (УЭПН) с линейным приводом. Результаты опытно-промысловых испытаний показали, что технология характеризуется высокими показателями ресурса работы и повышенной энергоэффективностью по сравнению с известными аналогами. Решен ряд технико-технологических задач, связанных с внедрением технологии УЭПН и ее доработками, сформированы и апробированные базовые принципы обеспечения безаварийного вывода данного типа установок на режим. Также предложено инновационное решение – применение УЭПН в составе оборудования для одновременно-раздельной добычи продукции из двух пластов. Данное решение позволило использовать преимущества бесштангового способа эксплуатации с применением объемного типа насоса, имеющий наибольший коэффициент полезного действия.

Список литературы

1. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: Нефть и газ, 2005. – 448 с.

2. Якимов С.Б. Состояние и перспективы использования технологий эксплуатации малодебитных скважин в ОАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. – 2014. – № 11. – С. 4–12.

В статье представлен результат уникальной операции по извлечению профильного перекрывателя ПБ-168К из скважиныпри помощи оборудования, разработанного в ТатНИПИнефти, – резака-ловителя для металлических пластырей РЛП-168 (146). Оборудование спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. За одну спускоподъемную операцию оно позволяет разрезать (вдоль снизу вверх) и извлечь из скважины с помощью подъемного агрегата плотно прижатые к внутренней стенке эксплуатационной колонны: 1) металлический пластырь конструкции ВНИИКРнефти с толщиной стенки 3 мм; 2) металлический пластырь ПМР; 3) профильный перекрыватель ПБ-168К конструкции ТатНИПИнефти с толщиной стенки 5 мм. Подробно описана технология применения оборудования РЛП-168 (146) при извлечении ПБ-168К из скважины.

Извлечение профильного перекрывателя после 11 лет эксплуатации позволило исследовать влияние скважинных условий на устойчивость профильного перекрывателя ПБ-168К к гидравлическим и коррозионным воздействиям в процессе эксплуатации, проанализировать влияние работ по его установке на эксплуатационную надежность и возможность извлечения из скважины в случае необходимости. Установлено, что все сварные соединения выдержали нагрузки, возникающие при выправлении ПБ-168К давлением жидкости в процессе его установки и при развальцовывании компоновкой фрез, и не разрушились под действием коррозии в период эксплуатации. Материал для изготовления профильных труб подтвердил свою устойчивость к агрессивной скважинной среде. Следов коррозии на наружной и внутренней поверхностях профильного перекрывателя после 11 лет эксплуатации в скважине не обнаружено. Герметизирующие элементы, пакеры с приваренной резиной, расположенные сверху и снизу ПБ-168К, и битумная мастика на поверхности профильных труб полностью выполняли свои функции в период нахождения перекрывателя в скважине.

Список литературы

1. Абдрахманов Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами. – М. : ВНИИОЭНГ, 2014. – 267 с.

2. Пат. 1616216 РФ, МПК Е 21 В 29/10. Способ ремонта обсадной колонны / Г.С. Абдрахманов, К.В. Мелинг, А.А. Мухаметшин, М.С. Ильясов, А.Г. Зайнуллин; заявитель и патентообладатель ТатНИПИнефть. – № 4421053/23-03; заявл. 05.05.88 г.

3. Восстановление герметичности эксплуатационных колонн профильными перекрывателями / К.В. Мелинг, А.А. Мухаметшин, А.Л. Насыров, Р.Я. Хабибуллин //Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 72–75.

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

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

6. Пат. 2056201 РФ, МПК B 21 D 39/10, Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб / К.В. Мелинг, А.А. Мухаметшин, Г.С. Абдрахманов, Ф.Г. Арзамасцев; заявитель и патентообладатель ТатНИПИнефть. – № 93034496/08; заявл. 01.07.93 г.; опубл. 20.03.96 г.

7. Пат. 2387801 РФ, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб в скважине / К.В. Мелинг, А.Л. Насыров, М.А. Исмагилов, С.Л. Багнюк, В.К. Мелинг; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009114621/03; заявл. 17.04.09 г.; опубл. 27.04.10 г.

8. Пат. 2418149 РФ, МПК E 21 B 29/00. Устройство для разрезания ремонтного патрубка в скважине / К.М. Гарифов, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов, А.В. Глуходед, В.А. Балбошин, Н.А. Воронин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2010121101/03; заявл. 25.05.10 г.; опубл. 10.05.11 г.

9. Рахманов И.Н. Технические средства и технологии для герметизации эксплуатационных колонн // Инженерная практика. – 2016. – № 8. – С. 34–44.

В настоящее время в Российской Федерации идут активный поиск и внедрение в строительство и эксплуатацию объектов нефтегазового комплекса передовых зарубежных методик повышения эксплуатационной надежности и управления целостностью таких объектов. Особенно актуальна данная тенденция для уникальных и технически сложных объектов, проекты которых реализуются в последние годы. Одними из ярких примеров таких объектов являются вертикальные стальные резервуары большого объема (более 50000 м³), предназначенные для эксплуатации в составе терминалов перевалки нефти в морские танкеры. Для управления безопасностью данных резервуаров активно внедряется и широко применяется риск-ориентированная методология, которая представлена целым спектром как отечественных документов, в основном методик Ростехнадзора, так и зарубежных.

Практика реализации проектов сооружения резервуаров большой емкости в Российской Федерации в первую очередь опирается на нормативные методики, разрабатываемые на протяжении последних 30 лет. Указанные методики представляют собой прочностные расчеты по критерию разрушения с проверкой по критерию потери устойчивости. Однако практика эксплуатации таких конструкций показывает, что аварийные и чрезвычайные ситуации крайне редко реализуются по данным сценариям. Мировая практика внедрения риск-ориентированной методологии управления техническим состоянием опасных производственных объектов требует всестороннего анализа условий их эксплуатации, вероятностей реализации всевозможных аварийных сценариев и масштаба их последствий.

В данной проведен анализ факторов и механизмов, которые имеют наибольшее значение для внедрения риск-ориентированной методологии в управление техническим состоянием резервуаров большого объема. Выполнен анализ ограничений и преимуществ данной методики по сравнению с широко применяемыми методами, перспектив ее внедрения в производственный процесс.

Список литературы

1. Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» / Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 7 июня 2016 г. № 228 // Техэксперт. – URL: docs.cntd.ru/document/456007201

2. Руководство по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах» / Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11.04.2016 г. N 144 // Тех­эксперт. – URL: docs.cntd.ru/document/1200133801

3. Руководство по безопасности «Методика установления допустимого риска аварии при обосновании безопасности опасных производственных объектов нефтегазового комплекса» / Утверждена приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23 августа 2016 г. № 349 // Техэксперт. – URL: docs.cntd.ru/document/456013801

4. Shuai J., Han K., Xu X. Risk-based inspection for large-scale crude oil tanks // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. – 2012. – V. 25. – № 1. – Р. 166–175. –

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0950423011001434?via%3Dihub

5. Saha S. Risk Based Assessment of above Ground Storage Tank bottoms – Role of Magnetic Flux Leakage Technique. – Thiruvananthapuram: NDE-India, 2016. – Р. 267–278. – https://www.ndt.net/ article/nde-india2016/papers/A205.pdf

Существующая система трубопроводов сбора нефти и нефтяного газа, транспорта газа газлифта и воды в системе поддержания пластового давления в СП «Вьетсовпетро» к настоящему времени не является оптимальной. Это обусловлено недозагрузкой одних участков и перегрузкой других вследствие изменений объемов добычи на существующих объектах и подключения новых, проведения плановых ремонтов, аварий и вывода из эксплуатации трубопроводов и др. Строительство новых трубопроводов может быть экономически невыгодным или невозможным в силу технических ограничений морской нефтедобычи. В итоге в системе сбора нефти и газа увеличивается перепад давления при транспорте, что отрицательно влияет на буферные давления скважин и приводит к снижению уровней добычи. Поэтому весьма актуальной является адаптация существующей системы трубопроводов к текущим потребностям с целью оптимизации транспорта нефти и газа для обеспечения безопасности транспортировки, сохранения запланированного уровня добычи или его повышения вследствие снижения буферного давления скважин.

В СП «Вьетсовпетро» разработаны и внедрены методы адаптации существующих систем трубопроводов к насущным потребностям, включающие варианты изменения назначения трубопроводов, типа перекачиваемой углеводородной среды, направления потоков нефти и газа, внедрение трубопроводов двойного назначения. Приведенные в статье примеры показывают, что внедрение методов адаптации существующих систем промыслового сбора нефти и газа в условиях шельфовой добычи позволяет при минимальных затратах оптимизировать транспорт нефти, снизить потери давления и получить прирост добычи нефти.

Список литературы

1. 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.

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

3. 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.] // Научная конференция, посвященная 35-летнему юбилею создания СП «Вьетсовпетро». – Вунг Тау: СП «Вьетсовпетро», 2016. – 25 с.

4. Оптимизация безнасосного транспорта продукции скважин в условиях морской нефтедобычи / А.Г. Ахмадеев, Фам Тхань Винь, Буй Чонг Хан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 140–142.

В статье рассмотрена возможность применения высокочастотного электромагнитного поля для нагрева тяжелой нефти в трубопроводах. Дано описание лабораторного стенда для исследования нагрева тяжелой нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений высокочастотным электромагнитным полем, включая три варианта исполнения высокочастотного резонатора с различными соотношениями диаметров внешней и внутренней труб. Степень воздействия электромагнитного поля на нефтяные дисперсные среды определяется в основном их диэлектрическими параметрами. Поэтому для выбора частоты электромагнитного поля исследованы диэлектрические свойства нефти в широком диапазоне частот и температур. Приведены результаты экспериментальных исследований нагрева высоковязкой нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений высокочастотным электромагнитным полем выбранной частоты в статическом и динамическом режимах. Показано, что наиболее интенсивный нагрев нефти достигается при соотношении диаметров внешней и внутренней труб, равном 1,7. Получена динамика температуры исследуемых образцов нефти и определены интенсивности нагрева разных образцов нефти. Показано, что чем выше значения диэлектрических параметров для нефти при рабочей частоте высокочастотного генератора, тем выше интенсивность нагрева. Обнаружено что, что с ростом температуры для некоторых образцов нефти интенсивность нагрева уменьшается, что объясняется снижением значений диэлектрических параметров нефти с увеличением температуры. Проведены исследования нагрева нефти при аналогичном резистивном методе нагрева. Приведены результаты, показывающие большую эффективность высокочастотного электромагнитного метода нагрева нефти в трубопроводе по сравнению с резистивным методом в динамическом режиме. На основе проведенных исследований разработан промысловый высокочастотный электромагнитный способ нагрева высоковязкой нефти в трубопроводах. Даны результаты расчетов мощности промышленного генератора на основе материалов лабораторных исследований.

Список литературы

1. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 268–284.

2. Евдокимов И.Н. Проблемы несовместимости нефтей при их смешении. – М.: ООП РГУ нефти и газа, 2008. – 93 с.

3. Вайнштейн Л.А. Электромагнитные волны. – М.: Радио и связь, 1988. – 440 с.

4. ВЧ метод устранения парафиновых пробок в оборудовании нефтяных скважин и нефтепроводах / В.А. Балакирев, , Г.В. Сотников, Ю.В. Ткач, Т.Ю. Яценко // Электромагнитные явления. – 1998. – Т. 1. – № 4. – С. 552–560.

5. Устранение парафиновых пробок в оборудовании нефтяных скважин и нефтяных трубопроводах высокочастотным электромагнитным излучением / В.А. Балакирев [и др.] //Электромагнитные явления. – 2001. – Т. 2. – № 3. – С. 380–399.

6. Dunia R., Edgar T.F. Study of heavy crude oil flows in pipelines with electromagnetic heaters // Energy & Fuels. – 2012. – Т. 26. – № 7. – Р. 4426–4437.

7. Домнин И.Ф., Резинкина М.М. Расчетное исследование тепловых процессов при высокочастотном нагреве нефтепродуктов // Вісник Національного технічного університету ХПІ. Сер.: Радіофізика та іоносфера. – 2013. – № 33. – С. 51–55.

8. Экспериментальные исследования нагрева реологически сложных жидкостей электромагнитным полем / Л.А. Ковалева, Р.Р. Зиннатуллин, А.И. Муллаянов, И.И. Шрубковский // Теплофизика высоких температур. – 2016. – Т. 54. – № 4. – С. 645– 647.

9. Пюшнер Г. Нагрев энергией сверхвысоких частот / пер. с англ. – М.: Энергия, 1968. – 312 с.

10. Ковалева Л.А., Зиннатуллин Р.Р. К определению температурно-частотных и диэлектрических характеристик нефтей // Теплофизика высоких температур. – 2006. – Т. 44. – № 6. – С. 954–956.

11. Sheu E.Y., De Tar M.M., Storm D.A. Dielectric properties of asphaltene solutions // Fuel. – 1994. – Т. 73. – № 1. – Р. 45–50.

12. Evdokimov I.N., Losev A.P. Electrical conductivity and dielectric properties of solid asphaltenes // Energy & Fuels. – 2010. – Т. 24. – № 7. – Р. 3959–3969.

13. Брандт А.А. Исследование диэлектриков на сверхвысоких частотах. – М.: Физматгиз, 1963. – 404 с.

14. Ширман Я.Д. Радиоволны и объемные резонаторы. – М.: Связьиздат, 1957. – 379 с.

15. Пат. на изобретение RU № 2589741. Способ и устройство нагрева высоковязких нефтей в трубопроводах высокочастотными электромагнитными полями / Л.А. Ковалева, Р.Р. Зиннатуллин, В.Н. Благочиннов, А.И. Муллаянов, И.И. Шрубковский; заявитель и патентообладатель Башкирский гос. университет. – № 2015100294/07; заявл. 12.01.15; опубл. 10.07.16 г.

Проектирование трубопроводных систем, испытывающих в процессе эксплуатации динамические нагрузки при перекачке многофазных сред, является сложной инженерной задачей. Ударные воздействия, возникающие в процессе транспорта продукта, негативно влияют на усталостную прочность системы, а также могут привести к значительным смещениям трубопровода относительно строительных конструкций и его падению с опор, на которых он установлен. Для оценки поведения трубопроводов и безопасности их эксплуатации при пробковом режиме течения транспортируемого продукта, требуются моделирование и анализ влияния неравномерного режима перекачки на механический отклик трубопроводной системы.

В статье рассмотрено построение конечно-элементной модели участка трубопровода с П-образным компенсатором. Вычислены и смоделированы усилия, возникающие при прохождении пробки через отводы компенсатора. Получено решение задачи в нелинейной постановке, учитывающее контактное взаимодействие опор трубопровода со строительными конструкциями. Результат решения задачи подтверждается наблюдением реальной работы системы, приведшей к аварийной ситуации – падению трубопровода с опор. В статье предложен альтернативный вариант закрепления системы, который помогает исключить возможность схода трубопровода в зоне П-образного компенсатора с опор.

Показано, что требуется дальнейшая проработка проблемы влияния пробкового режима течения на механическую работу трубопроводов. На следующих этапах исследования планируется осуществить детальное моделирование гидродинамических эффектов, решение связанных задач. Потребуется опытное и эксплуатационное подтверждение результатов моделирования, а также оценка эффективности разрабатываемых конструкций компенсаторов с точки зрения вибраций и смещений опор, возникающих в реальных условиях работы трубопроводной системы.

Список литературы

1. Анализ влияния многофазного потока на механические колебания нефтегазового трубопровода Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения / Р.А. Хабибуллин, С.С. Девятьяров, Е.В. Жигалев. [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 56–59.

2. Гаврилин А.В., Перов С.Н., Скворцов Ю.В. Оценка влияния двухфазного потока на параметры нагружения трубопроводной системы // «Энергоэффективность. Проблемы и решения». Материалы Девятой Всероссийской научно-практической конференции 21 октября 2009 г. – Уфа, 2009. – С. 91–93.

3. Моделирование трубопроводных систем с помощью МКЭ – пакета «Ansys» / Ю.В. Скворцов [и др.]. – Самара: Гипровостокнефть, 2000. – 84 с.

Результатом сооружения подводного перехода методом наклонно направленного бурения является трубопровод, проложенный в скважине. Для успешного протаскивания трубопровода следует подготовить скважину, конструктивные параметры которой обеспечат беспрепятственное прохождение трубопровода на наклонных и горизонтальных участках.

Анализ результатов протаскивания трубопроводов наружным диаметром от 530 до 1220 мм на различных подводных переходах показал, что локальными криволинейными участками скважины, сопряженными с возникновением технологических осложнений, являются: уступы в интервале перехода грунтов, различающихся по прочности; участки обрушения несцементированных грунтов и неустойчивых глинистых грунтов; участки выдавливания в скважину высокопластичных глин; участки, на которых происходит накопление крупноразмерных включений на нижней образующей скважины. Наличие локальных изменений профиля перехода по нижней образующей скважины или частичного заполнения ее объема грунтом приводит к дополнительным изгибающим моментам в трубопроводе. Причиной возникновения локальных криволинейных участков является нарушение проектных норм технологии строительства скважины или несоответствие применяемых технических решений инженерно-геологическим условиям строительства скважин.

Для предотвращения технологических осложнений и недопущения потери скважины, перехода и трубопровода в нем вследствие возникновения локальных криволинейных участков следует предъявлять строгие требования к состоянию скважины подводного перехода трубопровода и контролировать ее геометрические параметры и профиль перед протаскиванием трубопровода. Для этого рассмотрены известные материалы по результатам протаскивания трубопроводов на переходах, сооруженных методом наклонно направленного бурения, возможные изменения траектории скважины, а также влияние изменение профиля перехода на возможность протаскивания с точки зрения тяговых усилий буровой установки, упруго-деформационных и прочностных характеристик трубопровода. В результате проведенной работы определены условия, необходимые для безопасного протаскивания трубопровода в скважину подводного перехода при изменении траектории скважины из-за ее зашламования или на границе перехода грунтов различных по прочности.

Список литературы

1. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З.З. Шарафутдинов [и др.]. Новосибирск: Наука, 2013. – 339 с.

2. Вафин Д.Р., Сапсай А.Н., Шаталов Д.А. Технико-экономические границы применения метода наклонно-направленного бурения при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 7(3). – С. 66–73.

3. Геомеханическое моделирование условий строительства подводных переходов магистральных нефтепроводов / Д.Р. Вафин, А.И. Комаров, Д.А. Шаталов, З.З. Шарафутдинов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4 (24). – С. 54–64.

В статье рассмотрены подходы к обеспечению надежности системы энергоснабжения, представлены подходы к нормированию показателей надежности. Дано представление о непрерывном планировании и коррекции вырабатываемых решений. Лицо, принимающее решения, должно иметь возможность оперативно оценивать оптимальность решений по изменению структуры транспортных потоков в системе, эксплуатационных характеристик объектов, использованию резервов, эффективности управления при различных гипотезах о динамике спроса и предложения. В современных условиях резервы времени на выработку решений ограничены, а объем доступной информации и требования к детализации решений значительно увеличились, что предъявляет более жесткие требования к автоматизации и компьютеризации планирования и оперативного управления. Одним из подходов к построению системы управления энергетической системой является использование логико-имитационного моделирования энергетической системы, реализованного на принципах иерархического моделирования.

Главным преимуществом логико-имитационного моделирования является то, что оно позволяет решить сложные задачи управления энергетической системой, которые часто невозможно решить в рамках других подходов: обеспечение надежного снабжения потребителей; оптимальное использование всех имеющихся системных резервов; минимизация последствий от возникновения нештатных и аварийных ситуаций, вызванных природными, техногенными, социальными, политическими рисками; компенсация сезонной неравномерности потребления; обеспечение устойчивости энергетической системы в периоды резких похолоданий и аномально холодных зим.

Совершенствование существующих и разработка новых моделей управления надежностью энергетических систем позволит создать эффективные средства интеллектуальной и информационно-вычислительной поддержки решений при управлении развитием и функционированием энергетических систем.

Список литературы

1. Ногин В.Д. Сужение множества Парето. Аксиоматический подход. – М.: Физматлит, 2016. – 272 с.

2. Язенин А.В. Основные понятия теории возможностей. Математический аппарат для принятия решений в условиях гибридной неопределенности. – М.: Физматлит, 2016. – 144 с.

3. Кузнецов В.А., Черепахин А.А. Системный анализ, оптимизация и принятие решений. – М.: Инфра-М, 2017. – 256 с.

4. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / C.Г. Радионова, П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (2016). – С. 20– 31.

5. Методические основы обеспечения промышленной безопасности объектов ТЭК на примере трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова, Ю.В. Лисин, С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – С. 72– 77.

6. Боев В.Д. Имитационное моделирование систем. – М.: Юрайт, 2017. – 253 с.

7. Строгалев В.П., Толкачева И.О. Имитационное моделирование. – М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2018. – 296 с.

8. Решмин Б.И. Имитационное моделирование и системы управления. – М.: Инфра-Инженерия, 2016. – 74 с.

9. Трубопроводные системы энергетики: математическое и компьютерное моделирование / Н.Н. Новицкий, М.Г. Сухарев, С.А. Сарданашвили [и др.]. – Новосибирск: Наука, 2014. – 274 с.

10. Трубопроводные системы энергетики: методические и прикладные проблемы математического моделирования / Н.Н. Новицкий, М.Г. Сухарев, А.Д. Тевяшев [и др.]. – Новосибирск: Наука, 2015. – 476 с.

11. Трубопроводные системы энергетики: математические и компьютерные технологии интеллектуализации / А.А. Атавин, Н.Н. Новицкий, З.И. Шалагинова [и др.]. – Новосибирск: Наука, 2017. – 384 с.

12. Слепнев В.Н., Максименко А.Ф. Основные принципы построения системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий аварий на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 4. – С. 456–468. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-4-456-467

13. Степин Ю.П. Компьютерная поддержка формирования, многокритериального ранжирования и оптимизации управленческих решений в нефтегазовой отрасли. – М.: Недра, 2016. – 421 с.

14. Гвоздева Т.В., Белов А.А. Информационная технология организационного развития предприятия. – Иваново: Ивановский гос. энергетический университет имени В.И. Ленина, 2013. – 192 с.

15. Волович К.И., Денисов С.А. Методология создания веб-сервисного информационного взаимодействия в системе распределенных ситуационных центров // Системы и средства информатики. – 2016. – Т. 26. – Вып. 4. – С. 51–59.

На протяжении многих десятилетий территория хозяйственной деятельности ПАО «Сургутнефтегаз» ограничивалась Ханты-Мансийским автономным округом. В начале ХХI века география работ существенно расширилась, и Тюменская область как субъект федерации стала третьим регионом, где предприятие осуществляет нефтедобычу в промышленных масштабах. В настоящее время на территории Уватского района Тюменской области открыто более 40 месторождений углеводородного сырья, 3 из которых принадлежит ПАО «Сургутнефтегаз». Предприятие придает большое значение вопросам сохранения окружающей среды. Особенно это важно на первоначальном этапе, когда территория месторождений еще не подвергнута антропогенному воздействию и поэтому имеется возможность зафиксировать фоновое состояние природных сред. Это актуально и с той точки зрения, что не только нефтяная промышленность способствует формированию геохимической обстановки, но прежде всего сама природа. Поэтому полученные результаты геохимических наблюдений, могут превышать установленные государственными органами нормативы качества.

ПАО «Сургутнефтегаз» проводит поисково-разведочные работы на нескольких лицензионных участках в Уватском районе. Известно, что даже на стадии поисково-разведочных работ происходит определенное воздействие на окружающую природную среду, сопровождаемое изменением внешнего облика ландшафтов и исходной геохимической обстановки природных сред. На одни компоненты природы (почва, растительность) воздействие точечное и ограничивается строительными площадками, на другие (водная среда) оно несколько больше в силу особенностей природного компонента.

При работе на лицензионных участках, в соответствии с лицензионным соглашением об условиях пользования недрами ПАО «Сургутнефтегаз» проводит исследования по определению воздействия на окружающую среду посредством экологического мониторинга природных сред. Результаты исследований включают определение как фонового состояния, так и текущего, что позволит определить в будущем степень и последствия воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду.

Список литературы

1. Атлас Тюменской области. – Вып. 1. – М.: ГУГК, 1971. – 198 c.

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

В статье рассмотрены вопросы повышения промышленной безопасности опасных производственных объектов организации, оказывающей услуги по трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов, посредством внедрения процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий аварии в систему менеджмента качества организации. По результатам исследований предложены процессные модели первого и второго уровня, построенные на основных принципах стандартов серии ISO 9000. В ранее опубликованной работе были описаны процессы первого уровня, и раскрыты процессы предупреждения последствий аварии.

Особое внимание в статье уделено описанию модели процессов локализации и ликвидации последствий аварий, рассмотрены основные входы и выходы данных процессов, их взаимосвязь с другими процессами. Предложен также ряд наиболее важных задач и вопросов, которые необходимо детально проработать и которые можно расценивать как дорожную карту внедрения принципов системы менеджмента качества при планировании и реализации процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий аварии. Применение предложенных моделей позволит организации повысить эффективность планирования, распределения ресурсов и реализации рассматриваемых процессов в рамках эксплуатации опасного производственного объекта – магистрального трубопровода. В конечном счете вышеизложенное поможет укрепить корпоративный имидж в качестве ответственной организации, эксплуатирующей опасный производственный объект. Предложенный подход может быть применен также для магистральных газопроводов при соблюдении специфики технологического процесса их эксплуатации.

Список литературы

1. Слепнев В.Н., Максименко А.Ф. Основные принципы построения системы менеджмента качества процессов предупреждения, приборного мониторинга и локализации аварийных ситуаций на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 4. – С. 456–468. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-4-456-467.

2. Камерзан Д.Н., Симонов Д.А., Криулин В.В. Автоматизированная система управления промышленной безопасностью. Оценка промышленной безопасности опасных производственных объектов. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – № 4. – С. 28–32.

3. Максименко А.Ф. Модели и методы прогнозирования чрезвычайных ситуаций // Нефть, газ и бизнес. – 2007. – № 1–2. – С. 113–116.

4. Максименко А.Ф. Общие принципы прогнозирования чрезвычайных ситуаций и основные направления подготовки комплекса мероприятий по повышению устойчивости НГДП // Нефть, газ и бизнес. – 2008. – № 1. – С. 24–31.

5. Максименко А.Ф. Общие принципы классификации и моделирования последствий техногенных аварий и чрезвычайных ситуаций // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 6. – С. 36–38.

6. Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива и определение возможного объема нефти с учетом рельефа местности / С.А. Половков [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 12. – С. 88–93.

7. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1(28). – С. 20–29.

8. Разработка дополнительных защитных сооружений от разливов нефти, нефтепродуктов на основе трехмерного моделирования / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 2. – С. 197–205. – DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-2-197-205.

9. Системный подход к защите Арктики от последствий аварий на магистральных трубопроводах / И.Р. Айсматуллин [и др.] // Neftegaz.Ru. – 2018. – № 5. – С. 66–72.

10. Системы менеджмента качества: от концепции до сертификации / С.В. Фролов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 3(23). – С. 65–71.

11. Радионова С.Г., Половков С.А., Слепнев В.Н. Оценка возможности применения современных методов раннего обнаружения и мониторинга аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на водных объектах // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 124–128. – DOI:10.24887/0028-2448-2017-6-124-128.

12. Методы раннего обнаружения и мониторинга разливов нефти и нефтепродуктов на водных объектах и оценка их эффективности / Радионова С.Г. [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т.7. – № 5. – С. 56–67.

13. Максименко А.Ф., Стативко В.Л., Клименко Е.Т. Статический анализ размеров котлована и очага термического поражения при аварийных разрывах газопроводов // Научно-технический сборник № 2. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. – М: МАКС Пресс, 1998. – С. 18–22.

14. Максименко А.Ф., Стативко В.Л., Клименко Е.Т. Первичный статистический анализ экологических последствий разрывов газопроводов // Научно-технический сборник № 3. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. – М: МАКС Пресс, 1998. – С. 45–51.

15. Статическая модель распределения длин разрывов газопровода / А.Ф. Максименко [и др.] // Газовая промышленность. – 2002. – Июль. – С. 61–64.