Изучены вариации водородного показателя pH в донных осадках северо-восточной континентальной окраины Черного моря в районе Гудаутского поднятия. Здесь по сейсмическим данным выделяются потенциально нефтегазоносные структуры и карбонатные рифогенные постройки. Отбор проб донных осадков осуществлялся в ходе проведения морской научно-исследовательской экспедиции в августе 2010 г. Станции отбора располагались на семи профилях, ориентированных перпендикулярно береговой линии, через 1500 м. Профили располагались на расстоянии 3000 м один от другого. Всего отобрано 260 проб. Измерение pH проводилось потенциометрическим способом с помощью анализатора Эксперт-001, измерительного электрода и хлорсеребряного электрода сравнения. Установленные значения pH находятся в интервале 7,68–9,3. Медианное значение составляет 8,16, модальное – 8,1, среднеарифметическое – 8,26 при погрешности оценки среднего 0,037. В среде ArcGis 9.1 с помощью функции kriging проведена площадная интерполяция значений pH донных осадков. Установлено, что морские осадки в пределах Гудаутского поднятия характеризуются повышенными значения pH (7,86–9,27) по сравнению с осадками других участков континентальной окраины Черного моря (7,55–8,4 на Крымском шельфе, 7,14–8,7 на юго-восточном материковом склоне), т.е. является более щелочными. При этом аномальные значения рН не зависят от состава осадков и приурочены в основном к шельфовой зоне и выровненным участкам материкового склона. Установлено, что аномально повышенные значения рН донных осадков, согласно опубликованным данным, могут быть связаны с потоками углеводородных флюидов, восходящих от промышленных залежей. Эти флюиды окисляются при взаимодействии с кислородом бикарбоната морской воды, а также метанокисляющими бактериями. Следовательно, установленное совпадение в пространстве участков аномально повышенных показателей pH донных осадков Гудаутского поднятия с участками развития потенциально нефтегазоносных геологических структур, выявленных ранее по сейсмическим данным, связано с возможным наличием в них углеводородных залежей.

Список литературы

1. Риски реализации проектов геологоразведки и нефтедобычи в условиях сероводородной зоны Черного моря / Г.Г. Матишов, Д.Г. Матишов, С.В. Бердников и др. // Вестник Южного научного центра РАН. – 2011. – Т. 7. – № 1. – С. 59–63.

2. Тимофеев В.А., Тимофеев А.А., Парада С.Г. Теоретические предпосылки промышленной нефтегазоносности палеозойских комплексов Предкавказья // Вестник Южного научного центра РАН. – 2009. – Т. 5. – № 4. – С. 50–61.

3. Матишов Г.Г., Парада С.Г., Давыденко Д.Б. Технологии прогнозирования залежей углеводородов и минеральных месторождений будущей России // Геология и геофизика юга России. – 2011. – № 1. – С. 20–31.

4. Опыт выявления и изучения зон эндогенной флюидизации комплексом дистанционных и наземных методов / Д.Б. Давыденко, Е.Д. Давыденко, В.С. Исаев [и др.] // Вестник Южного научного центра. – 2014. – Т. 10. – № 1. – С. 25–34.

5. Парада С.Г., Холод Ю.В., Шишкалов И.Ю. Геохимия вторичных ореолов рассеяния Малка-Муштинского рудного узла (Северный Кавказ) // Наука Юга России. – 2011. – Т. 7. – № 3. – С. 55–60.

6. Парада С.Г., Алексеенко В.С. Возможности использования величины рН донных осадков для оценки нефтегазоносности шельфа Черного моря. В сб. Окружающая среда и человек. Современные проблемы генетики, селекции и биотехнологии // Материалы Международной научной конференции и молодежной научной конференции памяти чл.-корр. РАН Д.Г. Матишова. – Ростов-на-Дону, 2016. – С. 221–223.

7. Серебренникова О.В. Геохимические методы при поиске и разведке месторождений нефти и газа. – Ханты-Мансийск: РИЦ ЮГУ, 2008. – 172 с.

8. Кондратов Л.С., Фокина Л.М. Новые возможности поиска нефтегазовых месторождений по адсорбированной форме газа пород и донных отложений акваторий // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». – 2010. – № 2 (5). – С. 124–134.

9. Минералого-геохимические особенности аутигенных карбонатов на сиповых и гидротермальных полях (на примере черноморских рифов и построек поля Сити) / А.Ю. Леин, О.Ю. Богданова, Ю.А. Богданов, Л.О. Магазина // Океанология. – 2007. – Т. 47. – № 4. – С. 577–593.

10. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. – М.: Научный мир, 2007. – 172 с.

11. Геология СССР. – Т. Х. – М., 1964. – 656 с.

12. Есина Л.А., Хворощ А.Б. Структурный план и перспективы нефтегазоносности юрских отложений осадочной толщи Гудаутского поднятия (Черное море) // Океанология. – 2014. – Т. 54. – № 1. – С. 89–96.

13. Кирюхина Л.Н., Губасарян Л.А. Биогеохимические характеристики черноморских осадков шельфовой зоны Крыма // Экология моря. – 2000. – Т. 50. – С. 18–21.

В осадочном чехле американского сектора акватории Чукотского моря по сейсмическим данным ранее были описаны диапировые структуры. Аналогичные структуры выделены в российском секторе акватории Чукотского моря в пределах лицензионного участка «Северо-Врангелевский-1» в рамках реализации геолого-разведочных работ ПАО «НК «Роснефть». Закартированы и охарактеризованы пять диапиров в пределах участка. Корни диапиров уходят в предполагаемые нижнекаменноугольные отложения, развитые в полуграбенах. По сейсмическим данным выделены слои роста вблизи диапиров в нескольких стратиграфических интервалах, а также сбросы, сходящиеся к диапирам. Согласно результатам моделирования плотности по гравиметрическим данным диапиры сложены низкоплотностными породами. Исследователями диапиров американского сектора Чукотского моря предположен их эвапоритовый генезис. Авторы придерживаются схожей модели формирования наблюдаемых диапиров и в российском секторе. Важным аргументом в поддержку эвапоритового состава выделенных структур может служить наличие нижнекаменноугольных гипсов in situ, обнажающихся на о-ве Врангеля. Плейт-тектонические и палеогеографические реконструкции для раннего карбона свидетельствуют о широком развитии мелководных окраинных морей в низких широтах, в которых происходило эвапоритонакопление. Одним из палеогеографически близких к современному Чукотскому морю бассейнов с известными каменноугольными эвапоритами является бассейн Свердруп (Канада). В этом бассейне доказана нефтегазоносность структур, связанных с диапирами, что может служить предпосылкой для более детального рассмотрения поисковых направлений, связанных с соляной тектоникой Чукотского моря. Галокинез начинается с периода позднеюрского растяжения, синхронного с частичным раскрытием Амеразийского океанического бассейна. Дальнейшее развитие галокинеза могло быть связано с периодами сжатия и увеличенной седиментационной нагрузки. Каждый из периодов галокинеза может является важным этапом формирования ловушек и миграции углеводородов. Размеры ловушек прямо зависят от размеров диапиров, наибольшие из которых расположены в центральной части исследуемой области системы полуграбенов. В пределах раннекаменноугольных полуграбенов наблюдаются признаки соляной тектоники, такие как соляные подушки и складки срыва, с которыми могут быть связаны ловушки углеводородов. Выделяются надсолевое, подсолевое и латеральное поисковые направления, каждое с характерным набором ловушек и особенным для региона набором коллекторов и нефтематеринских толщ. Подсолевое направление рассматривается как наименее перспективное в связи с большими глубинами и отсутствием аналогов для нефтематеринских толщ. Надсолевое направление может быть довольно перспективным в связи с доступными для бурения глубинами и возможной миграцией углеводородов из всех прогнозируемых нефтегазоматеринских толщ. В качестве наиболее перспективного направления поисков может рассматриваться латеральное в связи с возможным наличием нескольких интервалов карбонатных и терригенных коллекторов и нефтегазоматеринских толщ в широким стратиграфическом интервале, имеющем доказанную промышленную нефтегазоносность в осадочных бассейнах Северного Склона Аляски. Результаты исследования свидетельствуют о новых перспективных направлениях изучения шельфа Чукотского моря, способствуют наращиванию ресурсной базы и уменьшению рисков нефтегазопоисковых работ, проводимых ПАО «НК «Роснефть» в российской части Чукотского моря.

Список литературы

1. Geological map of the Arctic, Geological Survey of Canada / J.C. Harrison, M.R. St-Onge, O.V. Petrov [et al.]. – 2011. – 9 sheets.

2. Grantz A.M., Holmes M.L., Kososki B.A. Geological framework of the Alaskan continental terrace in the Chukchi and Beaufort Seas // Canada’s continental margins and offshore petroleum exploration, Canadian Society of Petroleum Geologists Memoir 4. – 1975. – P. 669–700.

3. Thurston D.K., Lathamer R.T. Seismic evidence of evaporite diapirs in the Chukchi Sea, Alaska // Geology. – 1991. – V. 19. – Р. 477–480.

4. Тектоническая зональность острова Врангеля (Арктика) / С.Д. Соколов, М.И. Тучкова, А.В. Моисеева [и др.] // Геотектоника. – 2017. – № 1. – С. 3–18.

5. A new grid of Arctic bathymetry: a significant resource for scientists and mapmakers / M. Jakobsson, N.Z. Cherkis, J. Woodward [et al.]. – New Jersey: John Wiley & Sons, 2000. – 89 p.

6. Carboniferous carbonate rocks of the Chukotka fold belt: Tectnostratigraphy, depositional environments and paleogeography / M.I. Tuchkova, S.D. Sokolov, T.N. Isakova [et al.] // Journal of Geodynamics. – 2018. – V. 121. – P. 77–107.

7. Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики / Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 20–28.

8. Nikishin A.M., Malyshev N.A., Petrov E.I. Geological structure and history of the Arctic Ocean. – Netherlands, Houten: EAGE Publications bv, 2014. – 88 р.

9. Соколов С.Д., Леднева Г.В., Пиис В.Л. Новые данные о возрасте и происхождении магматических образований Колючинской губы (Восточная Чукотка) // Доклады Академии наук. Геология. – 2009. – Т. 425. – № 6. – С. 785–789.

10. Деформации и этапы структурной эволюции мезозойских комплексов Западной Чукотки / Б.Г. Голионко, Е.В. Ватрушкина, В.Е. Вержбицкий [и др.] // Геотектоника. – 2018. – № 1. – С. 63–78.

11. http://www.scotese.com/

12. Meneley R.A., Henao D., Merritt R.K. The Northwest Margin of the Sverdrup Basin // Symposium on Canada’s Continental Margins. – 1974.

13. Davies G.R., Nassichuk W.W. Subaqueous evaporates of the Carboniferous Otto Fiord Formation, Canadian Arctic Archipelago: a summary // Geology. – 1975. – № 3. – Р. 273–278.

14. Kirkland D.W., Evans R. Source-Rock Potential of Evaporitic Environment // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. American Association of Petroleum Geologists. – 1981. – Т. 65. ­– P. 181–190.

Целевым объектом исследований являлся промышленно нефтегазоносный интервал второго верхнечонского горизонта нижненепской подсвиты непской свиты. Результаты работ свидетельствуют о разнообразии вещественного состава и форм проявления эвапоритов в разрезе вендских терригенных отложений Непского свода Восточной Сибири. Под эвапоритами понимаются хемогенные образования, группы минералов сульфатов и хлоридов, содержание которых встречено повсеместно на площади исследования и на разных гипсометрических уровнях продуктивного горизонта. В их формировании задействованы процессы вторичного преобразования пород, а также, видимо, эвапоритовые толщи могли накапливаться в вендское время. На это указывают результаты комплекса лабораторных исследований керна группы близко расположенных скважин на площади исследования. Во-первых, зафиксированы относительно выдержанные в толщинах ангидрито-доломитовые прослои, залегающие над базальными отложениями. Из среднестатистической 25-м толщины целевого горизонта на участке толщина осадков с высоким содержанием ангидрита и доломита может достигать 5 м. Во-вторых, наблюдаемая вертикальная последовательность эвапоритов соотносится с минеральными ассоциациями лагунного происхождения в условиях аридного климата. Материалы расширенного комплекса геофизических исследований скважин и высокоплотной сейсмической съемки методом общей глубинной точки 3D, в частности, технология сейсмических инверсий, позволяют детализировать строение комплекса отложений, сформировавшихся в лагунных условиях. В-третьих, группа хлоридов (галит и сильвин) встречаются как в ассоциации с сульфатами, так и локально по разрезу. Относительно высокое содержание наблюдается и в приподошвенных гравелитах, и в прикровельных мелко-среднезернистых песчаниках. Разнообразие представленных солей указывает на различие в условиях их формирования.

Список литературы

1. Коновальцева Е.С. Условия формирования и закономерности распространения пород-коллекторов нижневендских нефтегазоносных отложений центральной части непско-ботуобинской антеклизы: дис. ... канд. геол.-мин. наук. – М., 2014. – 158 с.

2. Кузнецов В.Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение. – М.: Недра, 2007. – 511 с.

Рассмотрены состояние и проблемы освоения ресурсов углеводородов в засолоненных коллекторах Припятского прогиба и юга Сибирской платформы. На примере разработки межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения показана роль гидрохимического мониторинга для определения природы попутно отбираемых вод, оценки доли закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах, определения направлений и скоростей фильтрационных потоков в пределах залежи, а также выделения наиболее промытых от галита участков. С использованием авторских методик и программ, основанных на интерпретации данных о составе и плотностях закачиваемых и попутно извлекаемых вод, выполнена количественная оценка процесса рассолонения и его влияния на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород. Рассчитан баланс хлористого натрия в пластовых, закачиваемых и попутно добываемых водах за весь срок разработки обводнившихся добывающих скважин Осташковичского месторождения. За время разработки из межсолевой залежи в процессе эксплуатации более чем 100 скважин было вынесено 1,6 млн м³ галита, а в закачанной воде, оставшейся в залежи, растворилось до 7 млн м³ галита. В результате сформировалась новая система фильтрационных каналов, повлиявших на изменение пространственной структуры фильтрационных потоков. Изменение пористости достигает 1,5-2 %, скорости фильтрационных потоков увеличились на порядок и составили 5-47 м/сут. Только учет влияния процесса рассолонения пород на изменение их ФЕС и положение водонефтяного контакта позволил воспроизвести на геолого-гидродинамической модели Осташковичского месторождения историю эксплуатации добывающих скважин.

Предложенные авторами, апробированные на белорусских месторождениях методики и технологии создания геолого-гидродинамических моделей и гидрохимические методы контроля разработки нефтяных залежей в засолоненных коллекторах могут с успехом применяться на аналогичных российских месторождениях.

Список литературы

1. Порошин В.Д. Ионно- солевой состав вод эвапоритсодержащих осадочных бассейнов в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых местрождений: автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук. – М.: 1997. – 44 с.

2. Особенности фильтрационного течения через нестационарные дисперсные среды, представленные засолоненными терригенными породами-коллекторами/ Б.А. Григорьев, Е.А. Рыжов, Д.М. Орлов [и др.] // Вести газовой науки. – 2014. – № 2. – С. 90–97.

3. Численные исследования процессов рассоления при заводнении засолоненных коллекторов пресной водой / В.А. Гринченко, И.А. Виноградов, А.С. Тимчук, Я.И. Гордеев // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 85–89.

4. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Е. Поляков, Е.А. Рыжов, А.В. Ивченко [и др.] // Вести газовой науки. – 2017. – № 3 (31). – С. 172–186.

5. Петрофизическое обоснование интерпретации данных ГИС по Даниловскому месторождению / С.И. Савченко, И.В. Сабанчин, А.Н. Афраков [и др.] // Горные ведомости. – 2013. – № 6. – С. 36–49.

6. Картирование зон солеотложений, влияние рассоления продуктивного пласта на разработку Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Н. Черемисин, А.А. Горланов, Д.Д. Романова [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 12. – С. 66–72.

7. Теория и практика разработки сложнопостроенных коллекторов Восточной Сибири на примере Верхнечонского месторождения / А. Чиргун, А. Ливанов, Я. Гордеев [и др.] // SPE -189301. – 2017.

8. История развития петрофизической модели верхнечонского горизонта / Н.В. Щетинина, Я.И. Гильманов, Д.А. Анурьев, Е.С. Бусуек // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – № 3. – С. 30–38.

9. Мухидинов Ш.В., Воробьев В.С. Методические особенности петрофизического изучения засолоненных терригенных пород нефтегазовых месторождений Чонской группы // PROнефть. Научно-технический журнал «Газпромнефти». – 2017. – № 1. – С. 32–37.

10. Жогло В.Г., Гримус С.И. Геолого-гидродинамические условия разработки залежей нефти в засолоненных карбонатных коллекторах (на примере Золотухинского и Осташковичского месторождения Припятского прогиба). – Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого, 2017. – 170 с.

11. Порошин В.Д., Муляк В.В. Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2004. – 220 с.

12. К проблеме разработки залежей нефти в засолоненных коллекторах (на примере нефтяных месторождений Припятского прогиба и Сибирской платформы) / П.П. Повжик, В.Д. Порошин, В.Г. Жогло, Н.И. Будник // Литасфера. – 2018. – № 1 (48). – С. 3–14.

Современные тенденции развития нефтедобывающей отрасли России характеризуются увеличением доли трудноизвлекаемых запасов и поздней стадией разработки большой части эксплуатируемых месторождений. Решение проблемы поддержания уровней добычи нефти требует поиска эффективных и рентабельных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Одной из относительно экономичных для внедрения технологий, относящейся к гидродинамическим методам увеличения нефтеотдачи, является циклическое заводнение. Анализ результатов практического применения технологии циклического заводнения показывает, что метод позволяет увеличить добычу нефти за расчетный период на 3-6 % по сравнению с вариантом с существующей технологией заводнения.

К настоящему времени выполнено большое количество теоретических и лабораторных исследований, направленных на определение области применения технологии и выработку рекомендаций по планированию применения технологии в промысловых условиях. Однако в современных условиях масштабного применения трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки нефтяных месторождений как способа выработки рекомендации для адресного воздействия на эксплуатационные объекты, пласты, залежи и их участки моделирование циклического заводнения носит несистемный характер, не формализованы подходы к выбору перспективных участков для применения технологии и обоснованию режимов работы скважин. Ранее был рассмотрен алгоритм построения карты применимости циклического заводнения, которая позволяет выбрать перспективные объекты и участки для реализации технологии, а также скважины для перевода в циклический режим работы. В данной статье приведен алгоритм, позволяющий обосновать продолжительность полуцикла для нагнетательных скважин с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик вскрытого пласта и промыслово-технологических особенностей их эксплуатации.

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Циклическое (импульсное) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи при заводнении // Нефтяное хозяйство. – 1965. – № 3. – С. 52–57.

2. Циклическое заводнение нефтяных пластов / М.Л. Сургучев, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 65 с.

3. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М: Недра, 1988. – 121 с.

4. Выбор объектов и перспективных участков для применения циклического заводнения / М.В. Чертенков, А.И. Чуйко, А.Р. Аубакиров, П.В. Пятибратов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 60–64.

5. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. – 167 c.

6. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984. – 269 с.

7. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследования нефтяных пластов и скважин. – М.: Недра, 1973. – 344 с.

Для эффективного контроля эксплуатации добывающих скважин и оперативного мониторинга разработки месторождений необходимо постоянное получать и обновлять информацию о параметрах пласта и скважин. Одним из источников такой информации являются результаты интерпретации и анализа гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Для получения и обработки данных в режиме реального времени на опытном участке в рамках проекта «Цифровое месторождение» ПАО АНК «Башнефть» все добывающие скважины, оборудованные электроцентробежными насосами, оснащены термоманометрическими системами.

В настоящее время для автоматизации проведения исследований методом регистрации кривой восстановления давления в режиме реального времени разработан функциональный модуль «Онлайн ГДИС», входящий в линейку корпоративного наукоемкого программного обеспечения компании «Роснефть». Модуль «Онлайн ГДИС» с мая 2019 г. введен в опытно-промышленную эксплуатацию и апробируется на промысловых данных о механизированных скважинах. В режиме реального времени автоматизированная система идентифицирует остановки добывающих скважин и обрабатывает динамические данные их эксплуатации, после чего на базе алгоритмов анализа данных выдает расчетную длительность ГДИС, плановые потери нефти, а также рекомендации о целесообразности или нецелесообразности проведения исследования с указанием причин. На основе полученной информации пользователь модуля «Онлайн ГДИС» принимает решение о целесообразности проведения ГДИС в остановленной скважине. Во время проведения исследования и после его завершения промысловые данные автоматически загружаются в модуль «Интерпретация ГДИС» корпоративной информационной системы «РН-КИН» для проведения промежуточной и итоговой интерпретации.

Реализованный инструмент позволяет оптимизировать и/или расширять годовую программу исследований за счет включения в нее внеплановых контролируемых остановок скважин с оценкой целесообразности проведения ГДИС, за счет чего увеличить охват месторождения исследованиями. Автоматический поиск внеплановых технологических остановок механизированных скважин позволяет снизить потери добычи нефти за счет проведения ГДИС, а также принимать обоснованные решения в кратчайшие сроки в режиме реального времени.

Список литературы

1. Применение методов вейвлет-анализа в задачах автоматической обработки данных гидродинамических исследований скважин / И.С. Афанасьев, А.В. Сергейчев, Р.Н. Асмандияров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – Т. 11. – С. 34–37.

2. Liu Y. Interpreting pressure and flow rate data from permanent downhole gauges using data mining approaches: Dissertation for the degree of doctor of philosophy. – 2013. – 243 p.

3. Григорьев И.М. Эффективные алгоритмы для автоматизации анализа и интерпретации гидродинамических исследований скважин: дис. ... канд. техн. наук. – 2014. – 178 с.

4. Рочев А.Н. Повышение информативности гидродинамических исследований скважин: дис. ... канд. техн. наук. – 2004. – 145 с.

5. Chuan T. Machine learning approaches for permanent downhole gauge data interpretation: Dissertation for the degree of doctor of philosophy. – 2018. – 199 p.

6. Athichanagorn S., Home R.N. Automatic Parameter Estimation From Well Test Data Using Artificial Neural Network// SPE-30556. – 1995.

7. Разработка автоматизированной системы для интерпретации данных добычи / В. Котежеков, А. Маргарит, А. Пустовских, А. Ситников //

SPE-187755-RU. – 2017.

8. Maghsood Abbaszadeh, Medhat M. Kamal. Automatic Type-Curve Matching for Well Test Analysis // SPE-16443. – 1988.

9. 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. – Т. 11. – С. 60–63.

10. Оптимизация системы ППД и повышение добычи нефти на основе гидродинамико-геофизического контроля эксплуатационного фонда / Н. Морозовский, С. Мельников, В. Кричевский, Р. Феоктистов // SPE-176565-RU. – 2015.

11. Комбинированный анализа добычи и недослеженных ГДИС методом КВД в условия низкопроницаемых пластов для газовых скважин / Д.З. Ишкин, Р.И. Нуриев, А.Я. Давлетбаев [и др.] // SPE-181974-RU. – 2016.

12. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин / пер. А.В. Щебетова, под редакцией М.М. Хасанова. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 512 с.

Наиболее распространенным методом при разработке нефтяных месторождений, в том числе на шельфе, является заводнение благодаря своей высокой эффективности. Популярность этого способа при разработке нефтяных залежей на шельфе объясняется: доступностью воды; относительной простотой процесса нагнетания вследствие наличия гидравлического напора столба жидкости в скважине; способностью воды распространяться по нефтенасыщенным пластам; высокой нефтеотдачей.

На месторождении Белый Тигр закачка воды для поддержания пластового давления была начата в 1987 г. В результате исследований было установлено, что морская вода в зоне отбора практически не содержит взвешенных частиц и нефтепродуктов и может быть использована без дополнительной очистки. Лабораторные исследования показали, что при смешивании морской воды с пластовыми водами миоценовых и олигоценовых отложений при пластовых температурах осадкообразования не происходит. Однако морская вода является коррозионно-активной средой, и для предохранения насосов, коммуникаций, устьевого и скважинного оборудования от коррозии требовалось применение ингибиторов. В результате предварительных лабораторных исследований были определены наиболее эффективные ингибиторы и бактерициды для системы поддержания пластового давления на месторождении. Для борьбы с сульфатвосстанавливающими бактериями было рекомендовано применение ингибитора-бактерицида. Первый опыт закачки морской воды на месторождении Белый Тигр показал, что наибольшей эффективностью и технологичностью обладают электроцентробежные погружные насосные установки типа УЭЦП. В то же время применявшиеся типоразмеры этих насосов не в коррозионно-стойком исполнении не обеспечивали расчетных параметров закачки и продолжительность работы.

В статье рассмотрены принципы формирования системы поддержания пластового давления на месторождении Белый Тигр до 1995 г., а также обоснованы технические требования к оборудованию и химическим реагентам для подготовки и закачки морской воды в пласт.

Список литературы

1. Технологическая схема разработки и обустройства месторождения нефти и газа «Белый Тигр» // Отчет НИПИморнефтегаза СП «Вьетсовпетро»: в 5 т. Т. 2. – Вунгтау, 1993. – 140 с.

2. Разработка шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» / Т.Т. Нгиа, М.М. Велиев, Ле Вьет Хай, А.Н. Иванов. – СПб.: Недра, 2017. – 386 с.

3. Разработка технологического регламента химической обработки воды для системы поддержания пластового давления на месторождении Белый Тигр. – Уфа: Изд-во ВНИИСПТнефть, 1993. – 102 с.

4. Willhite G.P. Waterflooding. – Richardson, TX: SPE, 1986. – 326 p.

В статье рассмотрен актуальный вопрос прогнозирования процесса образования солевых отложений при работе электропогружного оборудования в скважинах. Приведены физико-химические свойства попутно добываемых вод высокотемпературных пластов месторождений Октябрьского района Красноленинского свода. Дано описание процесса выпадения кальцита при изменении термобарического равновесия в пластовой жидкости. В пластовых водах скважин с вулканогенными коллекторами выявлено наличие ионов двухвалентного железа, что способствует образованию отложений карбоната железа. В настоящее время прогнозирование выпадения карбоната железа в скважинах с изотермической аномалией затруднено по причине неоднородной структуры вулканогенных пород и требует дополнительного исследования.

Для оценки риска выпадения солей карбоната кальция по величине индекса насыщения выполнена адаптация методики Дж.Е. Оддо и М.Б. Томпсона применительно к условиям месторождений Красноленинского свода. В методике Дж.Е. Оддо и М.Б. Томпсона при расчете индекса насыщения используется значение пластовой температуры. Предложено при расчете индекса насыщения использовать значения температуры насоса. При эксплуатации скважин с большим содержанием свободного газа на приеме насоса увеличивается скорость выделения тепла, одновременно снижается скорость охлаждения насоса , что приводит к его перегреву. Повышение температуры насоса в данном случае существенно влияет на процесс образования солей. Проведен сравнительный анализ результатов прогнозирования образования солевых отложений до и после адаптации методики Дж.Е. Оддо и М.Б. Томпсона применительно к условиям месторождений Октябрьского района. Показано, что адаптация методики позволяет более точно определять уровни опасности отложения солей в зависимости от индекса насыщения.

Список литературы

1. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с.

2. Oddo J.E., Tomson M.B. Scale Control, prediction and treatment or how companies evaluate a scaling problem and what they do wrong // CORROSION/92. – Houston, TX: NACE International, 1992. – Paper № 34.

3. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентробежном насосе // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 3.– С. 122–126.

Переход на поздние этапы разработки значительного числа крупных нефтяных месторождений, а также необходимость освоения трудноизвлекаемых запасов требуют поиска оптимального способа добычи нефти. При этом, несмотря на большое количество работ в данном направлении, остаются нерешенными проблемы научно-методического обоснования выбора оптимального способа механизированной добычи. Ранее авторами были предложены критерии оценки эффективности эксплуатации скважинного насосного оборудования и успешности применения новых способов механизированной добычи нефти, а также уравнения регрессии для определения диапазонов неэффективной эксплуатации установок скважинных штанговых насосов (УСШН) и электроцентробежных насосов (УЭЦН). При этом классификация статистических данных была выполнена с допущениями о независимости и однородности выборок по диапазонам параметров эксплуатации. В результате проведенных исследований эти допущения были подтверждены, так же как и устойчивость статистических выводов при изменении границ диапазонов эксплуатационных параметров скважинного насосного оборудования. Установлено, что для глубин спуска более 1500 м характерны низкие значения наработки на отказ, а для диапазонов подачи до 20 м³/сут – низкие коэффициенты подачи для рассмотренного добывающего общества. Указанные диапазоны соответствуют неоптимальным диапазонам параметров эксплуатации УСШН и УЭЦН. Сочетание метода оптимальных диапазонов с учетом экономической эффективности и статистических методов позволит усовершенствовать существующие методики анализа промысловых данных для их реализации в программных продуктах мониторинга и управления фондом скважин.

При проведении исследований применялись следующие статистические методы: разведочный анализ данных, тест Стьюдента, тест Манна – Уитни, однофакторный дисперсионный анализ, множественный линейный регрессионный анализ, обобщенные регрессионные модели, ранговая корреляция Кендалла, ранговая корреляция Спирмана, ранговая корреляция гамма, перестановочный тест.

Список литературы

1. Медведев А.В. Повышение безопасности и надежности эксплуатации оборудования нефтедобычи: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – Уфа, 2009.

2. Слепченко С.Д. Оценка надежности УЭЦН и их отдельных узлов по результатам промысловой эксплуатации: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Пермь, 2011.

3. Мельниченко В.Е. Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2017.

4. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация глубиннонасосной нефтедобычи в условиях Башкирии. – Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1986.

5. Шакиров А.М. Комплексный подход к выбору рационального способа механизированной добычи на нефтяном месторождении при неопределенности входных данных: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 2012.

6. Обоснование выбора области применения новых механизированных способов эксплуатации скважин / М.Г. Волков, Р.С. Халфин, А.С. Топольников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 96–100.

7. Статистический анализ данных, моделирование и исследование вероятностных закономерностей. Компьютерный подход: монография / Б.Ю. Лемешко, С.Б. Лемешко, С.Н. Постовалов, Е.В. Чимитова. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2011. – 888 с.

8. Trevor H., Tibshirani R., Friedman J. The Elements of Statistical Learning. Data Mining, Inference, and Prediction. Second edition. – New York: Springer, 2009. – 764 p.

В статье проанализированы особенности энергопотребления установки скважинного штангового насосав (УСШН) в зависимости от способа управления асинхронным электроприводом. Для анализа профиля электропотребления привода станка-качалки за цикл качания использовалось имитационное моделирование компонентов рассматриваемой системы: системы управления электроприводом совместно с автономным инвертором напряжения, кинематики четырехзвенного механизма станка-качалки, а также нагрузки на полированный шток. При моделировании динамической нагрузки на полированном штоке, определяющей усилие в точке подвеса колонны штанг, учитывалось влияние дополнительного напряжения, вызываемого волновыми процессами в колонне штанг, которое рассчитывалось по модели, предложенной А.С. Вирновским. При расчете крутящего момента на кривошипе балансирного станка-качалки приведен порядок расчета максимального момента роторного противовеса, обеспечивающего выравнивание максимального крутящего момента при движении плунжера вверх и вниз. Разработанная комплексная модель УСШН совместно с моделями системы управления электропривода и приводного асинхронного двигателя позволяет рассчитывать энергетическую эффективность работы установки при различных режимах ее эксплуатации. Модель системы управления электропривода при этом может быть использована не только при анализе эффективности методики управления (скалярной или векторной), но и для апробации алгоритмов управления электроприводом УСШН. Выявлены основные закономерности изменения потребления активной мощности в зависимости от способа управления, а также возможности оптимизации электропотребления системы управления электропривода за цикл качания. Предложены универсальные для всех типов балансирных станков-качалок методологические подходы к решению задачи синтеза системы управления, обеспечивающие существенное повышение энергоэффективности электропривода УСШН, оснащенного частотно-регулиремой системой управления.

Список литературы

1. Вирновский А.С. Теория и практика глубинно-насосной добычи нефти. Избранные труды. – М.: Недра, 1971. – 183 с.

2. Тарасов В.И., Каверин М.Н., Якимов С.Б. Сравнение энергопотребления при различных способах механизированной добычи по ряду предприятий ОАО «НК «Роснефть» // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 3. – С. 5–11.

3. Takacs G. Sucker Rod Pumping Manual // PennWell Corp. – 2003. – 395 р.

4. Автоматизированное управление отбором продукции механизированных нефтегазодобывающих скважин / P.C. Галимов, P.A. Хамитов, Р.Ш. Тахаутдинов [и др.] // Автоматизации в промышленности. – 2004. – № 3. – С. 3–7.

5. Pat. 6414455 USA. System and method for variable drive pump control / A.J. Watson. – Appl. No. 09/542032; filed 03.04.2000; publ. 02.07.02.

6. Solodkiy E.M., Dadenkov D.A., Kazantsev V.P. Sensorless energy-efficient control system of the sucker-rod pump // 2018 X International Conference on Electrical Power Drive Systems (ICEPDS 2018). – Novocherkassk, Russia 3–6 October 2018. – New York: IEEE, 2018.

7. Gibbs S.G. Rod pumping. Modern methods of design, diagnosis and surveillance. – Ashland, OH: BookMasters Inc., 2012. – 682 p.

8. Солодкий Е.М., Даденков Д.А. Моделирование режимов работы автономного инвертора напряжения на базе IGBT транзисторов с использованием техники векторной широтно-импульсной модуляции // Информационно-измерительные и управляющие системы. – 2014. – Т. 12. – № 9. – С. 45–51.

9. Вирновский А.С., Гутенмахер Л.И., Корольков Н.В. Электрическое моделирование глубиннонасосной установки // Нефтяное хозяйство. – 1951. – № 11. – С. 30–34.

В статье приведены результаты экспериментального исследования влияния давления рабочей жидкости на характеристики эжектора для последующего использования при совершенствовании методики подбора наиболее подходящей проточной части струйного аппарата в процессах эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (ЭЦН) и откачке газа из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы (НКТ). Проведены исследования характеристик струйного аппарата на экспериментальном стенде. Построены кривые распределения давления по длине проточной части (камеры смешивания и диффузора) жидкостно-газового эжектора при различных давлениях рабочей жидкости перед соплом. Представлены зависимости относительного безразмерного перепада давлений и коэффициента полезного действия эжектора от давления рабочей жидкости перед соплом для оценки эффективности работы эжектора при различных рабочих давлениях. Выявлена зависимость оптимального режима работы жидкостно-газового эжектора от рабочего давления. В экспериментах получены кривые распределения давления по длине эжектора и характеристики струйного аппарата при откачке газа струей жидкости с подходящей для практических целей точностью. Показано, что с уменьшением рабочего давления кардинально изменяется характер распределения давления по длине эжектора. Дополнено положение о том, что наиболее подходящим для жидкостно-газового эжектора является режим, при котором процесс смешивания потоков завершается непосредственно перед диффузором - оптимальный режим зависит также и от рабочего давления. Результаты проведенных экспериментальных исследований расширяют возможности оптимизации проточной части эжекторов для применения в различных насосно-эжекторных технологиях водогазового воздействия с целью утилизации нефтяного газа и повышения нефтеотдачи пластов. На основе результатов экспериментальных исследований, приведенных в статье, может быть осуществлен подбор наиболее подходящей по характеристикам проточной части эжектора, включая длину его камеры смешивания при эксплуатации с установками ЭЦН и откачке газа из затрубного пространства в НКТ.

Список литературы

1. Fleshman R., Lekic O.H. Artificial Lift for High-Volume Production // Oilfield Review: Schlumberger. – 2000. – V. 12. – № 1. – P. 49–63.

2. Carvalho P.M., Podio A.L., Sepehrnoori K. An Elektrical Submersible Jet Pump for Gassy Oil Well // Journal of Petroleum Technology. – 1999. – V. 51. – № 5. – P. 34–36.

3. Мищенко И.Т., Гумерский Х.Х., Марьенко В.П. Струйные насосы для добычи нефти. – М.: Нефть и газ, 1996. – 150 с.

4. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 1. – C. 68–70.

5. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. – Л.: Машиностроение, 1988. – 256 с.

6. Дроздов А.Н. Расчет КПД насосно-эжекторной системы // Бурение и нефть. – 2012. – № 3. – C. 26–28.

7. Дроздов А.Н. Технологии эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 6. – C. 86–89.

8. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.

9. Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН / А.С. Топольников, К.Р. Уразаков, Р.И. Вахитова, Д.А. Сарачева // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 3. – C. 134–146.

10. Сарачева Д.А. Совершенствование электроцентробежных насосных установок для скважин, осложненных высоким газовым фактором: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2016. – 23 с.

11. Уразаков К.Р., Мухин И.А., Вахитова Р.И. Моделирование характеристик струйного насоса // Электротехнические и информационные комплексы и системы. – 2015. – № 4. – T. 11. – C. 41–50.

12. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.

13. Цегельский В.Г. Двухфазные струйные аппараты. – М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2003. – 408 с.

14. Спиридонов Е.К. Конструкции жидкостногазовых струйных насосов. Состояние и перспективы // Вестник ЮУрГУ. – 2005. – № 1. – С. 94–104.

15. Кузьмичев Н.Д. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2005. – № 6. – С. 22–36.

16. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering // SPE-157819. – 2012.

17. Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741. – 2017.

Рассмотрена принципиальная возможность совместной эксплуатации наземного струйного насоса в условиях синусоидального изменения рабочей подачи, создаваемой скважинным штанговым насосом. Предложена математическая модель рабочего процесса наземного струйного насоса-дозатора с силовым приводом в виде скважинного плунжерного насоса на основе классического метода определения рабочей точки установки путем совместного решения уравнений характеристики насоса и его гидравлической системы. Методика определения характеристики гидравлической системы струйного насоса предусматривает определение давлений в характерных сечениях эжекционной системы с последующим их представлением в относительной форме. Моделирование гидравлических связей эжекционной системы позволило подтвердить работоспособность компоновки струйного и плунжерного насосов и установить наличие особых режимов эксплуатации установки: граничного напора, соответствующий нулевым значениям коэффициента эжекции и максимальной величине рабочего расхода струйного насоса; максимального коэффициента полезного действия струйного насоса; кавитационный работы струйного насоса. Установлены закономерности взаимосвязи между особыми точками напорной характеристики струйного насоса и характерными углами поворота кривошипа наземного привода штангового насоса. Получены диаграммы изменения подачи струйного насоса-дозатора, интегрирование которых позволяет определить необходимую концентрацию технологической жидкости в нефтяном потоке, поступающем из скважины.

Полученные результаты могут быть использованы при прогнозировании параметров эксплуатации струйных насосов в наземном и скважинном исполнении с приводом в виде штангового глубинного насоса. Проведенные исследования являются теоретическим обоснованием применения в единой компоновке преимуществ гидроструйной и штанговой глубиннонасосной эксплуатации добывающих скважин.

Список литературы

1. Прогнозирование распространения загрязняющих веществ в атмосфере на территории буровой установки / Л.Е. Шкица, Т.М. Яцишин, А.А. Попов, В.А. Артемчук // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 136–140.

2. Разработка струйных дозировочных насосов / Ю.А. Сазонов, И.С. Юдин, Т.Я. Маракаев, В.И. Заякин // Химическое и нефтяное машиностроение. – 1996. – № 2. – С. 66.

3. Поляков А.В. Исследование и разработка устройств для подачи реагента в трубопровод при давлении реагента ниже давления в трубопроводе: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Краснодар, 2012. – 22 с.

4. Kryzhanivskyi Ye.I., Panevnyk D.O. The study on the flows kinematics in the jet pump’s mixing chamber // Науковий вісник НГУ. – 2019. – № 1. – C. 62–68.

5. Syed M.P., Najam B., Sacha S. Surface jet pumps enhance production and processing // Journal of Petroleum Technology. – 2014. – V. 66. – № 11. – P. 134–136.

6. Молчанова В.А., Топольников А.С. Исследование эффективности устройства для откачки газа из затрубного пространства // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 10. – С. 34–40.

7. Елисеев В.Н. Разработка и исследование жидкоструйной компрессорной установки с регулируемым приводом: автореф. дис. … канд. техн. наук. – М., 1997. – 24 с.

8. Дроздов А.Н. Исследование характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 108–111.

9. Drozdov A.N. Stand Investigations of ESP’s and Gas Separator’s Characteristics on Gas-Liquid Mixtures with Different Values of Free-Gas Volume, Intake Pressure, Foaminess and Viscosity of Liquid // SPE-134198. – 2010.

10. Stand Research and Analysis of Liquid-Gas Jet-Pump’s Operation Characteristics for Oil and Gas Production / A.N. Drozdov, E.A. Malyavko, Y.L. Alekseev, O.V. Shashel // SPE-146638. – 2011.

11. Спиридонов Е.К., Дурасов А.А. Моделирование нестационарной эжекции // Вестник ЮУрГУ. – 2009. – № 11. – С. 28–36.

12. Паневник А.В., Концур И.Ф., Паневник Д.А. Определение эксплуатационных параметров наддолотной эжекторной компоновки // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 70–73.

Снижение энергозатрат при нефтедобыче – одно из ключевых направлений повышения эффективности. Совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа играет важную роль как для снижения затрат и расходов, так и для сокращения сроков обустройства и ввода в разработку новых месторождений. В настоящее время наиболее востребованной в нефтяной промышленности является однотрубная (газонасыщенная нефть направляется по трубопроводу на центральный сборный пункт) система сбора многофазной продукции скважин. Эта система создает условия для централизации и укрупнения нефтепромысловых объектов, исключая использование компрессорного оборудования, строительство дополнительной инфраструктуры с сепарационными установками и газопроводами, что по сравнению с традиционными методами сбора обеспечивает снижение себестоимости добычи нефти и разработки удаленных труднодоступных месторождений с протяженной системой трубопроводов. Применение такой системы сбора при разработке нефтяных месторождений позволяет добиться увеличения уровня добычи нефти путем снижения давления на устье и повышения депрессии на пласт. Кроме того, однотрубная система сбора решает проблему запрета факельного сжигания нефтяного газа (ПНГ).

Для решения указанных задач наиболее распространены винтовые и осевые конструкции мультифазных насосов. Недостатком винтовых насосов является то, что при повышенном содержании абразивных частиц в нефти увеличивается износ ротора и статора, что снижает подачу и вызывает выход насоса из строя в результате перегрева эластомера в абразивной среде, его расплавления и налипания на ротор. Поэтому более технологичным устройством для поверхностной перекачки газожидкостных смесей является мультифазный осевой насос (МФОН). На отдаленных скважинах создание давления при помощи МФОН позволит обходиться без компрессоров, факелов, стравливания газа в атмосферу, раздельных промысловых трубопроводов. МФОН способен создавать подпор давления, а также работать в условиях низких давлений на приеме. Эти преимущества делают МФОН одним из лучших в настоящее время инструментов для освоения месторождений с большим количеством нефтяного газа. Однако существующие конструкции МФОН, способные перекачивать газожидкостную смесь (ГЖС) с входным газосодержанием не менее 90 %, предназначены лишь для подач более 3000 м³/сут.

В статье рассмотрен подбор компоновки МФОН, обеспечивающей переку ГЖС с входным газосодержанием не менее 90 % на подачах менее 3000 м³/сут. Достижение поставленной цели позволит решить проблему нерационального использования нефтяного газа, а также возобновить эксплуатацию истощающихся и отдаленных скважин путем разработки более технологичного оборудования, что актуально для ряда стран уже сейчас, в частности, для Эквадора и Венесуэлы. Для решения поставленной цели проведен комплекс стендовых испытаний, в ходе которых исследованы характеристики разных компоновок МФОН.

Список литературы

1. Пат. № 2531090 РФ. Способ испытания газосепараторов на газожидкостных смесях и стенд для его осуществления / В.Г. Островский, М.О. Перельман, С.Н. Пещеренко; заявитель и патентообладатель ЗАО «Новомет-Пермь». – № 2013140877/06; заявл. 04.09.13; опубл. 20.10.14.

2. Пат. № 2428588 РФ. Погружной мультифазный насос / М.П. Пещеренко, С.Н. Пещеренко, А.Е. Кобяков, А.И. Рабинович, О.М. Перельман, Г.Л. Дорогокупец, О.Е. Иванов, П.Б. Куприн, М.Ю. Мельников, Ф.Ф. Хафизов; заявитель и патентообладатель ЗАО «Новомет-Пермь». – № 2010112139/06; заявл. 29.03.10; опубл. 10.09.11.

3. Дроздов А.Н. Технология и техника добыча нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: РГУ нефти и газа им. Губкина, 2008.

4. Пещеренко М.П., Перельман М.О., Пещеренко С.Н. Мультифазный диспергирующий насос // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 136–139.

5. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путем применения мультифазных насосов / М.П. Пещеренко, О.М. Перельман, А.И. Рабинович, А.Л. Каплан // Бурение и нефть. – 2014. – № 4. – С. 56–60.

Образование твердых отложений парафина, содержащегося в нефти, на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) является одним из неблагоприятных факторов, существенно осложняющих эксплуатацию добывающих скважин. В статье рассмотрены существующие методы очистки труб от парафиновых отложений. Разработаны схема и конструкция гидромеханического устройства для очистки внутренней поверхности НКТ от парафиновых отложений. Приведены результаты лабораторных и практических испытаний разработанного устройства. Показано, что гидромеханические методы очистки от парафиновых отложений являются наиболее эффективными. Вследствие отсутствия необходимости создания осевой нагрузки на штангу под действием расхода и давления жидкости устройство самостоятельно движется в полости НКТ. Установка привода позволяет повысить степень автоматизации очистки НКТ. Отмечено, что привод повышает эффективность процесса разрушения парафина за счет создания вибрационного воздействия. Экспериментальные лабораторные исследования привода очистного устройства доказали его работоспособность при расходе жидкости от 0,15 до 0,63 л/с. При указанном диапазоне расхода жидкости привод очистного устройства обеспечивает его устойчивое виброперемещение. Установлено, что максимальная скорость виброперемещения очистного устройства достигается при расходе жидкости от 0,55 до 0,63 л/с. При проведении промысловых испытаний опытной конструкции гидромеханического устройства процесс очистки происходил в автоматическом режиме. При этом температура и давление нагнетания нагретой воды в очистное устройство поддерживались на уровне, который был установлен для стандартной технологии очистки НКТ в нефтегазодобывающем управлении. Проведенные лабораторные и экспериментальные работы позволяют рекомендовать предложенное устройство для использования в промысловой практике.

Список литературы

1. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. – М.: Недра, 2005. – 316 с.

2. Вибрационные устройства для очистки внутренней поверхности нефтепромысловых труб / Л.М. Зарипова, М.С. Габдрахимов, А.Н. Миннивалеев, Э.Р. Васильева // В сб. Перспективные инновации в науке, образовании, производстве и транспорте. – 2013. – Т. 14. – Вып. 4. – C. 30–37.

3. Пат. на полезную модель 113181 РФ, МПК В 08 В 9/055. Устройство для очистки внутренней поверхности трубопроводов / М.С. Габдрахимов, Л.М. Зарипова, А.Ю. Давыдов, А.Н. Миннивалеев. – № 2010152713/05; заявл. 22.12.10; опубл. 10.02.12.

4. Миннивалеев А.Н., Зарипова Л.М. Совершенствование очистки насосно-компрессорных труб // Материалы всероссийской 39-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. – Т. 3. – Уфа: УГНТУ, 2012. – С. 211–215.

5. Зарипова Л.М. Разработка низкочастотного гидродинамического пульсатора для повышения эффективности очистки от асфальтосмолопарафиновых отложений нефтепромысловых трубопроводов: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2009. – 22 с.

6. Вибрационный способ и интегрирующие присадки для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / К.В. Прозорова, Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина, С.В. Рикконен // Нефтегазовые технологии. – 2000. – № 5. – С. 13–16.

В рамках подготовки к введению Технического регламента Евразийского экономического союза ТР ЕАЭС 045/2017 по обеспечению массовой доли сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в товарной нефти не более соответственно 20 и 40 млн^-1 в ОАО «Удмуртнефть» проведена работа по оценке и допуску к промышленному применению нейтрализатора сероводорода для установок подготовки нефти «Киенгоп», «Мишкино», «Гремиха» и «Ельниковская». Дано описание принятой в ПАО «НК «Роснефть» поэтапной процедуры тестирования нефтепромысловых химических реагентов - лабораторных и опытно-промысловых испытаний. Для достижения максимального эффекта действия дозирование осуществлялось при максимальной температуре объекта подготовки и времени обработки нефти до коммерческого узла сдачи в магистральный трубопровод. При лабораторных испытаниях время и температура выбирались в соответствии с реальными значениями на объектах подготовки. Показан адресный подход к выбору оптимальных точек подачи нейтрализатора сероводорода и контрольных точек определения содержания сероводорода, этил- и метилмеркаптанов в нефти с учетом особенностей каждого объекта. Результаты испытаний подтвердили возможность снижения содержания сероводорода и меркаптанов в товарной нефти ниже 20 млн^-1 для объектов подготовки ОАО «Удмуртнефть» посредством применения нейтрализатора сероводорода. Установлены расходные коэффициенты реагента. Выявлена прямая зависимость дозировки нейтрализатора от содержания сероводорода; в значительной степени на величину дозировки и расходного коэффициента влияет содержание метил- и этилмеркаптанов, поэтому следует прогнозировать высокие дозировки реагентов для нефти с их высоким содержанием. Установлено отсутствие негативного влияния испытываемого реагента на процесс подготовки нефти и непосредственно на показатели качества товарной нефти. Отмечено, что, несмотря на аминоформальдегидную природу нейтрализатора сероводорода, его применение не приводит к увеличению содержания «мнимых» хлористых солей.

Список литературы

1. Аюян Г.А., Писаренко Т.А. О коррозии оборудования, стабилизации и вторичной ректификации бензинов // Коррозия: материалы, защита. – 2006. – № 10. – С. 17–21.

2. Особенности технологий очистки нефти от сероводорода на объектах НГДУ «Елховнефть» / А.Н. Шаталов, Д.Д. Шипилов, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2011. – 9 с.

3. Опыт использования химических методов очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть» / А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2009. – Вып. 77. – С. 15–20.

4. Исследование влияния нейтрализаторов сероводорода на процессы обезвоживания и обессоливания нефти / А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов, Д.Д. Шипилов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2012. – 11 с.

5. Дифференцированный подход к решению проблемы очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть» / Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов, Р.М. Гарифуллин // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2012. – 10 с.

Наземное лазерное сканирование является современной технологией, позволяющей в автоматическом режиме получать информацию о пространственном положении большого количества точек, принадлежащих поверхности снимаемого объекта. В нефтегазовой отрасли наземное лазерное сканирование показало свою высокую эффективность в процессе измерения геометрических параметров резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Для полноценного применения данной технологии в настоящее время разработан ряд методик лазерного сканирования резервуаров, которые нашли свое отражение в нормативной документации Российской Федерации. Вместе с тем, данные методики обладают некоторыми недостатками, которые приводят к проблемным ситуациям при необходимости проведения лазерного сканирования резервуаров в сложных и/или стесненных условиях, особенно характерных для резервуарных парков морских терминалов. Кроме того, данные методики не позволяют провести гибкий поиск оптимальной схемы размещения сканерных станций при наличии требований к погрешности результатов измерений. Для устранения недостатков, присущих действующим методикам, авторами статьи был разработан простой математический аппарат, который позволяет разрабатывать схему размещения сканерных станций и определять соответствующие границы сканируемых участков поверхности резервуара при наличии значительного числа конструкций, препятствующих прямой видимости снимаемой поверхности резервуара, и при выполнении работ в стесненных условиях без необходимости проведения сложных вычислений. Кроме того, обеспечиваются гибкий поиск оптимальной схемы размещения сканерных станций при наличии конкретных требований к допускаемой погрешности измерений при лазерном сканировании резервуара и определение погрешности измерений для выбранной схемы размещения сканерных станций.

Список литература

1. ГОСТ Р 58622-2019. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального. – http://docs.cntd.ru/document/437243880

2. РД-23.020.00-КТН-017-15. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Лазерное сканирование резервуаров. Общие положения.

3. Середович В.А., Комиссаров А.В., Широкова Д.В. Наземное лазерное сканирование. – Новосибирск: СГГА, 2009. – 261 с.

4. Большаков В.Д., Маркузе Ю.И. Практикум по теории математической обработки геодезических измерений. – М.: Недра, 1984. – 345 с.

5. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Сальников А.П. О необходимости учета фактической геометрии формы стенки резервуара при оценке его усталостной долговечности // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – C. 75–79.

6. О проведении работ по трехмерному лазерному сканированию РВСП-20000 / Г.Г. Васильев, А.А. Катанов, М.А. Лежнев [и др.] // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 1 (17). – C. 54–59.

7. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО «АК «Транснефть» / Г.Г. Васильев, А.А. Катанов, М.А. Лежнев [и др.] // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 2 (18). – C. 48–55.

8. Васильев Г.Г., Леонович И.А., Сальников А.П. Применение наземного лазерного сканирования для оценки напряженно-деформированного состояния алюминиевых крыш резервуаров // Безопасность труда в промышленности. – 2017. – № 10. – C. 11–17.

9. Katanov A.A., Likhovtsev M.V., Bushnev D.A. An evaluation of additional criteria for assessing the condition of oil terminal tanks with the AIM of extending safe service life. – Part 1 // Pipeline science and technology. – 2018. – № 3. – Р. 233–235.

10. Katanov A.A., Likhovtsev M.V., Bushnev D.A. An evaluation of additional criteria for assessing the condition of oil terminal tanks with the AIM of extending safe service life. – Part 2 // Pipeline science and technology. – 2018. – № 4. – Р. 295–302.

11. Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». – http://docs.cntd.ru/document/1200133803

Цифровизация представляет собой важное направление развития современного общества и производства. Ключевым аспектом ее успешного внедрения являются понимание отличия цифровизации от автоматизации, выявление основных параметров, присущих цифровизации, и путей перехода от автоматизации к цифровизации. С учетом теории систем, а также аналитических и прогностических требований, предъявляемых к цифровизации, можно сделать вывод, что обязательно должна включать: единое информационное пространство объекта; математическую модель объекта, позволяющую полноценно моделировать поведение объекта в различных условиях; возможность управлять всей совокупность данных об объекте на протяжении его жизненного цикла; возможность опережающего управления объектом; расширенное взаимодействия всех пользователей в рамках единого информационного пространства.

На примере информационной системы (ИС) «РН-ЛАБ», используемой в ПАО «НК «Роснефть» для автоматизации лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, рассмотрены пути перехода от автоматизации лабораторных центров нефтегазовых компаний к их цифровизации.

С учетом отличительных свойств цифровизации, ее достижение должно предполагает расширение информационного пространства предприятия для достижения интеграции всех используемых информационных систем с использованием единой базы данных; углубление математической модели, которая описывает бизнес-процессы предприятия, для создания его «электронного двойника», обеспечивающего опережающее управление производством; непрерывное управление всей совокупностью данных по предприятию; расширение взаимодействия всех сотрудников предприятия в рамках информационного пространства.

Опыт применения ИС «РН-ЛАБ» в ПАО «НК «Роснефть» позволяет сделать вывод, что прямой эффект, связанный с уменьшением трудозатрат и ускорением принятия управленческих решений, может достигать 0,5-1,5 % общей суммы средств, затрачиваемых на исследования в отдельном институте. Кроме того, переход на качественно новый уровень цифровизации открывает новые перспективы развития.

Список литературы

1. Эксперты ВШЭ: цифровизация экономики может обеспечить 30 % роста ВВП России к 2030 году. – http://tass.ru/ekonomika/5345987

2. Что такое «цифровизация» предприятия? – http://ua.automation.com/content/chto-takoe-cifrovizacija-predprijatija

3. Революция в мозгах или чем цифровизация отличается от автоматизации. – http://www.up-pro.ru/library/strategy/tendencii/cyfra-avtomat.html

4. Канке В.А. Основы философии. – М.: Логос, 2008. – 288 с.

5. Тарасенко Ф.П. Прикладной системый анализ. – М.: Кнорус, 2010 – 218 с.

6. Саков А.А. Формирование единого информационного пространства – ключевое направления развития многосубъектных производственно-сбытовых систем // Транспортное дело России. – 2011. – № 9. – C. 60–63.

7. Ершова Т.Б. Единое информационное пространство предприятия как условие качества его информационного взаимодействия // Транспортное дело России. – 2010. – № 8. – C. 44–46.

8. Гринберг А.С. Информационный менеджмент. – М.: Юнити-дана, 2015. – 415 с.

9. Цифровизация и автоматизация – не одно и то же: разбираем 5 основных отличий. – https://www.bigdataschool.ru/bigdata/ 

10. Мышкис А.Д. Элементы теории математических моделей. – M.: Ленанд, 2019. – 304 с.

11. Governed G. Building World Class Data Governance Programs // Morgan Templar Paperback – September. – 2017. – V. 13. – 274 р.

12. Модели уровней зрелости CMM/CMMI. – https://studme.org/184218/informatika/modeli_urovney_zrelosti_cmmcmmi

13. Титов С.А. Адаптивно-развивающееся управление инновационными проектами на основе использования моделей зрелости. – М.: Изд-во МТИ, 2014. – 235 с.

14. Кузенков В.З., Каширских Д.В., Паромов С.В. Разработка и внедрение ИС РН-ЛАБ для лабораторных исследований керна и пластовых флюидов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – C. 98–101.

В статье рассмотрена возможность применения анализа временных рядов в нефтяной индустрии. Построена модель сезонной авторегрессии скользящего среднего с экзогенными переменными (SARIMAX) для среднесрочного прогнозирования (до 1 года) интегральной добычи нефти на нефтяных месторождениях. В качестве обучающей выборки исследованы ежемесячные данные о добыче нефти за 10 лет разработки нескольких месторождений ПАО «НК «Роснефть», в качестве экзогенной переменной использованы ежемесячные данные о числе добывающих скважин. В результате последовательного применения расширенного теста Дики – Фуллера к временному ряду обоснован первый порядок интеграции случайного процесса. Корректность включения в модель экзогенной переменной подтверждена проверкой гипотезы о наличии коинтеграции между переменными добычи нефти и числом добывающих скважин. Анализ автокорреляционной и частной автокорреляционной функций исследуемых временных рядов о добыче нефти, а также селекция моделей на основе информационных критериев Акайке и Шварца позволила выбрать лучшую спецификацию SARIMAX-модели. Полученные прогнозные значения сверялись с фактической добычей нефти на месторождении. На основе прогнозных и фактических значений рассчитаны метрики качества модели: средняя ошибка аппроксимации (MAPE) составила 0,78 %. Применение предложенной в статье методики прогнозирования добычи нефти и использование накопленного объема данных в структурированном виде позволило получить качественный прогноз. Это в свою очередь даст возможность в будущем принимать более обоснованные бизнес-решения, так как качественный среднесрочный прогноз позволяет экономить ресурсы компании.

Список литературы

1. Md-Khai N.Q.N., Samsudin R. Forecasting Crude Oil Prices Using Wavelet ARIMA Model Approach // International Conference of Reliable Information and Communication Technology. – 2017. – P. 535–544.

2. Choi J., Roberts D. C., Lee E.S. Forecasting oil production in North Dakota using the seasonal autoregressive integrated moving average (S-ARIMA) // Natural Resources. – 2015. – V. 6. – № 1. – P. 16–26.

3. Gupta V., Dwivedi S. Production Forecasting in the Age of Big Data in Oil & Gas industry // SAS Global Forum. – 2017. – https://support.sas.com/resources/papers/proceedings17/1469-2017-poster.pdf

4. Yusof N. M., Rashid R. S. A., Mohamed Z. Malaysia crude oil production estimation: an application of ARIMA model // Science and Social Research. – IEEE, 2010. – P. 1255–1259.

5. ARIMA Modeling of Nigeria Crude Oil Production / C.O. Omekara, O.E. Okereke, K.I. Ire, C.O. Okamgba// Journal of Energy Technologies and Policy. – 2015. – V. 5. – Р. 1–5.

6. Albarrak A. Time series analysis of Saudi Arabia oil production data. – Ball State University, 2013. – 123 р.

7. Guha B., Bandyopadhyay G. Gold Price Forecasting Using ARIMA Model // Journal of Advanced Management Science. – 2016. – V. 4. – № 2. – P. 117–121.

8. Asteriou D., Hall S.G. ARIMA Models and the Box–Jenkins Methodology. Applied Econometrics. – Palgrave MacMillan, 2011. – P. 265–286.

9. Dickey D.A., Fuller W.A. Distribution of the Estimators for Autoregressive Time-Series with a Unit Root // Journal of the American Statistical Assiciation. – 1979. – V. 74. – P. 427–431.

10. Dickey D.A., Pantula S.G. Determining the Order of Differencing in Autoregressive Processes // Journal of Business and Economic Statistics. – 1987. – V. 5. – P. 455–461.

11. Walter E. Cointegration and Error-Correction Models. Applied Econometrics Time Series (Second ed.). – New York: Wiley, 2004. – P. 319–386.

12. Aastveit K.A., Jore A.S., Ravazzolo F. Identification and Real-time Forecasting of Norwegian Business Cycles // International Journal of Forecasting. –2016. – V. 32. – № 2. – Р. 283–292.

Одним из основных путей повышения эффективности производства и качества выпускаемой продукции в нефтепереработке является совершенствование управления технологическими процессами, которое обеспечивается использованием автоматизированных систем управления и оптимизации. В статье рассмотрен мировой рынок систем производственной оптимизации – систем глобальной динамической оптимизации и систем оптимизации в режиме реального времени – по состоянию на середину 2019 г. Важность исследования обусловлена стоящими перед экономикой в целом и нефтепереработкой в частности задачами проведения цифровой трансформации производства, призванной обеспечить повышение его экономической эффективности. Исследование проводилось с целью анализа текущего состояния рынка и выявления возможностей применения указанных цифровых технологий в нефтепереработке.

Приведен детальный анализ систем оптимизации, рассмотрены их различия и особенности применения. Указаны критерии выбора систем, которыми можно руководствоваться при внедрении подобных решений на предприятиях нефтепереработки. Представлены технические, методологические и экономические критерии выбора систем. Отмечено, что системы оптимизации в режиме реального времени скорее применимы для управления стационарными процессами, более характерными для предприятий нефтехимии, в то время как системы глобальной динамической оптимизации удобны в применении к высокодинамичным процессам на нефтеперерабатывающих заводах, особенно при оптимизации работы цепочек установок. Сделаны выводы о необходимости предварительной проработки экономической обоснованности внедрения данных систем для каждого предприятия. Рекомендована подготовка обоснованных методик оценки потенциальной и фактической эффективности автоматизированных систем оптимизации, равно как и инструмента непрерывного мониторинга эффективности работы системы оптимизации в ходе промышленной эксплуатации.

Список литературы

1. Рылов М.А. Информационная система контроля качества продукции на установке каталитического риформинга бензина: дисс. … канд. техн. наук. – М., 2015. – 352 с.

2. Engell S. Feedback control for optimal process operation // J. Proc. Control. – 2007. – № 17. – Р. 203–219.

3. Elvira Marie B. Aske. Status on real-time optimization as seen both from an industrial and academic point of view. – 2009. – https://folk.ntnu.no/skoge/publications/thesis/2009_aske/lecture/TrialLecture.pdf

В статье рассмотрены подходы и текущие результаты реализации подсистемы гидродинамических исследований скважин (ГДИС) в корпоративной информационной системе «РН-КИН». Функционал подсистемы позволяет охватить процессы планирования, мониторинга за проведением исследований, анализа и интерпретации данных, полученных в ходе проведения ГДИС. В работе дано описание и приведены примеры работы по нескольким модулям подсистемы ГДИС: «Подбор опорной сети ГДИС», «Согласование опорной сети ГДИС», «Ежемесячная программа ГДИС», «Заявка ГДИС», «Мониторинг ГДИС», «Автоматизированное рабочее место Подрядчика ГДИС», «Интерпретация ГДИС». Часть модулей, относящихся к категориям годового планирования и поддержке процесса проведения исследований, прошли промышленную апробацию на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз», другая часть находится на стадии разработки и ИТ-реализации. Модули для годового планирования исследований позволяют объединить работу специалистов из разных направлений разработки месторождений в одном информационном пространстве, в частности, отслеживать текущий статус формирования программы ГДИС в целом по группе месторождений и по каждой скважине-кандидату в отдельности. Модуль заявки на проведение исследований дает возможность автоматизировать сбор необходимой информации для проектирования дизайна, предварительного расчета длительности, затрат на проведение исследований и плана работ. В модуле мониторинга ГДИС реализована возможность отслеживания текущего статуса выполняемых исследований. Внедрение модуля «АРМ Подрядчика ГДИС» позволило унифицировать методики пересчета давлений, интерпретации данных, оценки достоверности и возможных причин снижения качества результатов интерпретации данных.

Внедрение подсистемы ГДИС ИС «РН-КИН» нацелено на максимальную автоматизацию бизнес-процессов ГДИС, снижение трудозатрат на ежедневный контроль качества исходных данных и предварительную интерпретацию результатов, повышение эффективности ГДИС за счет цифровизации процесса мониторинга исследований.

Список литературы

1. Костригин И.В., Загуренко Т.Г., Хатмуллин И.Ф. Программный комплекс «РН-КИН»: история создания, развития и внедрения // Научно-технический вестник ОАО «НК«Рофнеть». – 2014. – Вып. 35. – № 2. – С. 4–7.

2. Стратегия планирования опорной сетки ГДИС по месторождениям ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Р.И. Нуриев, Р.Н. Асмандияров, Э.Р. Назаргалин [и др.] // Инженерная практика. – 2012. – № 8. – С. 18–20.

3. Lee J., Rollins J., Spivey J. Pressure Transient Testing. – Richardson, Texas: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 2003. – 357 p.

4. Cinco-Ley H., Samaniego V.F., Dominguez A.N. Transient pressure behavior for a well with a finite-conductivity vertical fracture // SPE-6014. – 1978.

5. Odeh A.S., Babu D.K. Transient Flow Behavior of Horizontal Wells: Pressure Drawdown and Build-up Analysis // SPE-18802. – 1989.

6. Юлмухаметов Д.Р., Ямалов И.Р. Оптимизация опорной сети скважин для гидродинамических исследований // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 98–101.

7. Применение унифицированной методики многофазных гидравлических расчетов для мониторинга и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «НК «Роснефть» / М.М. Хасанов, В.А. Краснов, А.А. Пашали, Р.А. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 9. – С. 48–52.

8. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. –

М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с.

9. Гидродинамические исследования скважин в многопластовых нагнетательных скважинах в условиях превышения давления закачки над давлением раскрытия трещин / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Э. Озкан [и др.] // SPE-136199. – 2010.

10. Эрлагер Р. мл. Гидродинамические методы исследования скважин. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 512 с.

11. Matthews C.S. Analysis of Pressure Build-UP and Flow Test Data // J. Pet. Tech. – 1961. – V. 13. – P. 862–870.

12. Arps J.J. Analysis of decline curves // Trans., AIME. – 1945. – V. 160. – P. 228–247.

13. Blasingame T.A., Johnston J.L., Lee W.J. Type Curve Analysis Using the Pressure Integral Method // SPE-18799. – 1989.

Российское законодательство в области промышленной безопасности обязывает предприятия, эксплуатирующие опасные производственные объекты трубопроводного транспорта нефти обеспечивать безопасность применяемых технических устройств и оборудования. В то же время нормы технического регулирования регламентируют номенклатуру оборудования и материалов, подлежащих обязательной сертификации (декларированию) для подтверждения требуемого уровня безопасности, а также устанавливают право юридических лиц применять добровольные системы оценки соответствия оборудования, определять участников и правила выполнения оценки соответствия.

Руководствуясь указанными положениями, отечественные нефтегазовые компании обеспечивают контроль качества оборудования и материалов не только путем проверки наличия у производителей сертификатов (деклараций) на оборудование и других разрешительных документов, но и путем активного применения собственные систем добровольной оценки соответствия, разработки корпоративных требований к закупаемому оборудованию, а также к его производителям. Нефтегазовая отрасль заинтересована в наличии широкого круга добросовестных, проверенных контрагентов, обеспечивающих поставку качественного оборудования. При этом объемы, правила и критерии компаний нефтегазовой отрасли при оценке соответствия оборудования могут существенно различаться. Разнородные требования к прохождению процедур оценки соответствия оборудования, тем более их избыточность, отрицательно влияют на производственную деятельность как изготовителей, так и потребителей оборудования. Это обусловливает потребность в установлении оптимальных подходов к проведению оценки соответствия оборудования, удовлетворяющих интересы как нефтегазовых компаний, так и производителей оборудования. В связи с этим важно не только определить набор отдельных процедур проверки производителей и контроля качества оборудования, но и установить оптимальные условия функционирования системы оценки соответствия оборудования. При этом необходимо учитывать специфику деятельности в сфере трубопроводного транспорта нефти и на основе отраслевой нормативной базы вести постоянный мониторинг и учет состояния оборудования, выявлять недостатки и оценивать рациональность мер, принимаемых для исключения случаев использования некачественного оборудования на опасных производственных объектах.

В статье предложен механизм повышения эффективности процедур оценки соответствия оборудования посредством их сочетания с положениями менеджмента качества и отраслевыми методиками, выработанными в ходе многолетней практики контроля качества оборудования на объектах трубопроводного транспорта нефти.

Список литературы

1. Аралов О.В. Отраслевая система оценки соответствия оборудования и материалов// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2 (22). – С. 24–27.

2. Автоматизированный контроль процессов оценки соответствия продукции / О.В. Аралов, И.В. Буянов, С.И. Вьюнов, А.А. Рублёв // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 8 (4). – С. 426–435.

3. Miller G.A. The Magical Number of Seven, Plus or Minus Two // The Psychology of Communication: seven Essays. – New York: Basic Books, 1967.

Тянский участок недр, расположенный в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре, стал первым в зоне деятельности ПАО «Сургутнефтегаз», к освоению которого было приковано пристальное внимание местного населения - представителей коренных малочисленных народов Севера, органов региональной и местной власти. Начало 90-х годов ХХ века, когда «Сургутнефтегаз» получил возможность приступить к освоению Тянского лицензионного участка, характеризовалось негативным отношением местного населения к добыче углеводородов в местах их традиционного проживания и природопользования. Это негативное отношение подогревалось рядом активистов, принадлежавших к различным экологическим движениям, и со стороны некоторых иностранных компаний, которые хотели получить право на добычу минеральных ресурсов в Среднем Приобье, в том числе на Тянском месторождении. В последующие годы Тянский участок недр был разделен на три самостоятельных месторождения. Для того чтобы в то непростое время получить право на добычу углеводородов из недр месторождений Тянского участка, руководство компании «Сургутнефтегаз» пошло на эксперимент, заключавшийся в новом подходе к его освоению. Уже на этапе создания проектов на разработку месторождений местное население получило возможность участвовать в принятии решений о размещении технологических объектов с учетом экологических и экономических интересов. Кроме того, на участке реализовывались самые передовые в то время технологии разработки и обустройства месторождений, внедрялись мероприятия по охране окружающей среды и среды проживания местного населения с учетом мирового опыта.

Более чем 25-летний опыт освоения месторождений Тянского участка недр показал, что принятые управленческие решения оказались верными. Экологическая ситуация на месторождении не претерпела необратимых изменений. Текущие показатели состояния окружающей среды находятся в тех же диапазонах, что и фоновые, что свидетельствует о штатном режиме работы оборудования. Местное население продолжает заниматься традиционными промыслами на территории Тянского участка недр.

Список литературы

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

2. Этно-социальные и эколого-технологические особенности освоения Тянского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» / А.Ю. Солодовников, И.В. Ивачев, А.М. Соромотин, А.А. Хатту // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 125–129.

3. Даниленко Л.А. Водный Кодекс России и природные условия Среднего Приобья // Безопасность жизнедеятельности в Сибири и на Крайнем Севере. – 2001. – С. 12–22.

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

5. Малик Л.К. Гидрологические проблемы преобразования природы Западной Сибири. – М.: Наука, 1978. – 180 с.