В условиях высокой выработанности запасов и истощенности разрабатываемых залежей нефти и газа в Республике Татарстан для стабилизации достигнутого уровня годовой добычи нефти актуальной задачей является повышение детализации результатов и эффективности проводимых геолого-разведочных работ (ГРР), от успешности которых зависит восполнение минерально-сырьевой базы. В статье проанализированы ГРР, выполненные на территории деятельности ПАО «Татнефть» в пределах Республики Татарстан с 2016 по 2020 г. Рассмотрена эффективность геофизических методов как основного инструмента в арсенале геологов, с помощью которого ведутся исследования строения недр на всех этапах и стадиях ГРР. С целью снижения рисков и повышения успешности поисково-разведочного бурения в ПАО «Татнефть» применяется комплексирование всех основных методов геолого-геофизических исследований. Чем качественнее проведен комплекс геолого-геофизических работ, тем выше вероятность открытия новых залежей и месторождений нефти, что в свою очередь является основным показателем успешности ведения ГРР.

Для поддержания существующего уровня добычи нефти в Татарстане необходимо ежегодно обеспечивать прирост запасов, доля которого за счет ГРР за последние 5 лет по ПАО «Татнефть» составила около 73 % общего прироста. Актуальной задачей компании для повышения прироста запасов нефти и газа является поиск новых месторождений, а также залежей, приуроченных к слабоизученным нетрадиционным коллекторам (доманиковые отложения, карбонатные трещинные коллекторы, слабопроницаемые низкопористые отложения, породы кристаллического фундамента и отложения рифей-вендского возраста) и содержащих нефть с нетрадиционными свойствами (сверхвязкая нефть). К важным направлениям относятся также поиск и разведка малоразмерных и малоамплитудных залежей или залежей, контролируемых поднятиями с литологическими или стратиграфическими экранами; разработка и применение инновационных методов геофизических исследований; развитие и совершенствование уже существующих методов исследования недр и поиска месторождений полезных ископаемых; обеспечение достаточной плотности сети сейсмических наблюдений и постоянная актуализация базы данных проведенных ГРР, включая пересмотр всего накопленного материала, а также переобработку и переинтрерпретацию данных полевых исследований.

Таким образом, несмотря на высокую степень выработанности запасов основных продуктивных горизонтов (80 %) и рост доли трудноизвлекаемых запасов (более 87 %) эффективность ГРР о компании «Татнефть» не снизилась: эффективность поисково-разведочного бурения за последние 5 лет возросла с 83 до 86 %. ПАО «Татнефть» продолжает развивать перспективные направления и новые технологии с целью получения прироста добычи из сложнопостроенных залежей с трудноизвлекамыми запасами, а также открывать новые зарубежные проекты, которые позволят компании внести свой вклад в рост экономики Республики Татарстан и страны в целом.

Список литературы

1. Оценка геолого-экономической эффективности поисково-разведочного бурения на лицензионных участках ПАО «Татнефть» / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, А.Г. Зиятдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 6–7. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-6-7.

2. Подтверждаемость результатов геофизических исследований бурением и опробованием скважин на территории деятельности ПАО «Татнефть» / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, А.П. Бачков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 12–14. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-12-14.

Необходимость восполнения ресурсной базы ПАО «Татнефть» и Республики Татарстан в целом способствует росту интереса к изучению нетрадиционных источников углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами, в частности, доманиковых отложений и сверхвязкой нефти пермских отложений. Данные виды запасов рассматриваются как наиболее стратегически важные для возможного увеличения нефтедобычи и диверсификации ресурсной базы на территории республики. За последние 5 лет прирост запасов по доманиковым отложениям ежегодно составляет в среднем 8 млн т. Как показал опыт вовлечения в разработку залежей сверхвязкой нефти терригенного шешминского горизонта, изучение и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов требует особого нестандартного подхода и, следовательно, значительных финансовых вложений. В соответствии со Стратегией научно-технологического развития Российской Федерации и Постановлением Правительства Российской Федерации ПАО «Татнефть» ведет работу по созданию комплексного научно-технического проекта (КНТП) полного инновационного цикла по изучению и освоению трудноизвлекаемых запасов на участках недр «Битум» и «Доманик». Целями КНТП являются разработка технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых на участках недр, а также повышение эффективности добычи трудноизвлекаемых углеводородов при помощи новых инновационных технологий разработки. Актуальность данного направления обусловлена тем, что вероятность открытия крупных традиционных месторождений углеводородов с каждым годом заметно снижается.

В статье представлены перспективы реализации КНТП, перечислены основные выполненные задачи, определена значимость государственной поддержки в вопросах разработки технологий трудноизвлекаемых запасов.

Список литературы

1. Геологическая успешность выполнения опытно-промышленных работ в скважинах, вскрывших доманиковые отложения на территории деятельности ПАО «Татнефть» / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Д.В. Аношин [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2020. – Вып. 88. – С. 15–22.

Строительство скважин в интервалах карбонатных пород характеризуется наличием трещинно-кавернозных зон с низкими пластовыми давлениями и осложняется поглощениями бурового и тампонажного растворов. Поглощения присущи большинству месторождений Татарстана, и за десятилетия наработаны методы борьбы с ними. Для обеспечения подъема цемента до устья применяются технология двухстадийного цементирования эксплуатационных колонн и облегченные тампонажные растворы. Приготовление облегченных тампонажных растворов как в России, так и за рубежом в основном осуществляют путем сочетания тампонажного материала с добавками, имеющими значительно меньшую плотность по сравнению с цементом либо добавками, увеличивающими водосодержащие. При этом основными недостатками всех облегченных смесей являются низкая прочность формируемого цементного камня и технологические неудобства при приготовлении смеси.

В статье дано краткое описание направлений разработки облегченных тампонажных материалов для крепления эксплуатационных колонн в ПАО «Татнефть». Облегченные тампонажные растворы можно получить из обычных цементов различными способами: увеличением количества жидкой фазы раствора (например, за счет применения гидрофильных добавок); применением для затворения обычного цемента жидкостей с меньшей плотностью, чем у воды (нефтепродуктов или нефти); введением твердых добавок, плотность которых меньше плотности цемента; аэрированием тампонажного раствора. В ПАО «Татнефть» до сих пор применяются облегченные тампонажные растворы на основе тампонажного портландцемента и бентонитового глинопорошка марки ПБН, которые перемешиваются в сухом виде путем многократного перетаривания на складе тампонажного подрядчика. При этом основным фактором, снижающим плотность, является повышенное водосмесевое отношение, что впоследствии отрицательно влияет на прочности цементного камня. Ранее в качестве легкого пористого наполнителя в смеси цемента использовали: перлит, керамзит, вспученный вермикулит, пемзу, лигнины. Но ввиду низкой прочности пористых наполнителей при объемном сжатии область применения таких облегченных растворов была ограничена. В связи с этим начали широко применяться следующие типы материалов: алюмосиликатные, стеклянные, керамические и пеностеклянные микросферы.

Список литературы

1. Катеев И.С. Исследование и совершенствование способов повышения качества крепления скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 1978. – 24 с.

2.   Исхаков А.Р., Зарипов И.М., Исмагилов А.А. Разработка технологии цементирования обсадных колонн с использованием алюмосиликатных полых микросфер // Сборник тезисов молодежной научно-практической конференции, посвященной добыче трехмиллиардной тонны нефти ОАО «Татнефть». – Альметьевск, 2007. – Т. 1. – С. 54–55.

3. Рябоконь С.А., Новохатский Д.Ф. Современное состояние в области тампонажных цементов и растворов // Современная технология и технические средства для крепления и ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин: сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». – 2000. – Вып. 5. – С. 75–88.

4. Оптимизация рецептуры тампонажного раствора с использованием пористых стеклянных полнотелых гранул при цементировании эксплуатационных колонн в ОАО «Татнефть» / М.Г. Газизов, А.М. Зарипов, И.М. Зарипов [и др.] // Реагенты и материалы, технологические составы и буровые жидкости для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин: материалы XVI Междунар. науч.-практ. конф., г. Суздаль, 5–8 июля 2012 г. / ЗАО «Полицелл» [и др.]. – Владимир : Изд-во ВлГУ, 2012. – С. 130–135.

5. Тампонажный раствор со стеклянными гранулами / Р.И. Катеев, С.И. Амерханова, И.М. Зарипов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2013. – Вып. 81. – С. 275–281.

6. Опытное применение облегченной тампонажной смеси в ОАО «Татнефть» / А.Я. Вакула, С.В. Белоногов, Р.И. Катеев [и др.] // Бурение и нефть. – 2013. – № 4. – С. 26–28.

7. Катеев Р.И., Зарипов А.М., Шаяхметов А.Ш. Результаты опытно-промысловых испытаний облегченных тампонажных растворов в ПАО «Татнефть» при цементировании в одну ступень // Реагенты и материалы для строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых скважин: производство, свойства и опыт применения. Экологические аспекты нефтегазового комплекса: материалы XXII Междунар. науч.-практ. конф., 5-8 июня 2018 г., г. Владимир. – Владимир: Аркаим, 2018. – С. 82-85.

8. Пат. 2588026  РФ, МПК C09K 8/473 (2006.01). Облегченный тампонажный состав / Р.И. Катеев, С.И. Амерханова, А.Ш. Шаяхметов, Т.М. Габбасов, Д.В. Латыпова, М.Г. Газизов; заявитель и патентоообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2014154364/03; заявл. 30.12.14; опубл. 27.06.16.

9. Опыт строительства скважин с эксплуатационной колонной, составленной из стеклопластиковых обсадных труб, в ПАО «Татнефть» / И.М. Зарипов, А.Р. Исхаков, Р.И. Катеев, А.М. Зарипов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 18–19. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-18-19.

10. Пат. 2720025 РФ, МПК E21B 33/14 (2006.01), C09K 8/467 (2006.01), C04B 14/38 (2006.01). Способ цементирования обсадной колонны в скважине / И.М. Зарипов, А.Р. Исхаков, А.Ш. Шаяхметов; заявитель и патентоообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2019113368; заявл. 30.04.19; опубл. 23.04.20.

11. Облегченный тампонажный раствор с добавлением пенокерамических микросфер / Р.И. Катеев, А.М. Зарипов, Р.Р. Бикбулатов, А.В. Козлов // Бурение и нефть. – 2018. – № 3. – С. 28–31.

12. Исследование комбинированного наполнителя для улучшения тампонирующих свойств цементного раствора / И.М. Зарипов, А.Р. Исхаков, Р.И. Катеев [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2019. – Вып. 87. – С. 240–245.

В процессе экспериментальной разработки Бавлинского участка пашийского горизонта выявлены особенности продвижения контуров нефтеносности, подъема водонефтяного контакта, обоснована закономерность неравномерного продвижения и стягивания контуров нефтеносности, установлено отсутствие при регулировании разработки катастрофических прорывов и языков обводнения. Эксперимент показал, что при законтурном заводнении, хотя и происходит вытеснение значительных объемов нефти из водонефтяной зоны в нефтяную, потери нефти из-за неразбуренности или разбуренности по редкой сетке скважин водонефтяной зоны (ВНЗ) достаточно велики. Следовательно, ВНЗ должна быть разбурена по той же сетке скважин, что и нефтяная зона, причем наибольшая эффективность достигается при ее разбуривании с самого начала разработки. Потери от разрежения сетки скважин на Бавлинском месторождении, по оценке различных исследователей, составляют 4,7-12,7 %, что существенно больше, чем предполагалось при проектировании экспериментальных работ (до 0,25-1,5%). Результаты прогнозных расчетов по геолого-технологической модели показали, что потери в коэффициенте извлечения нефти вследствие разрежения сетки составили 7,4-7,7 %. Для оценки потерь, полученных в результате эксперимента по разрежению сетки скважин, и влияния разрежения на коэффициент извлечения нефти на основной залежи пласта Д₁ Бавлинского месторождения, выполнено многовариантное численное моделирование с изменением режимов работы скважин, времени и порядка отключения и включения в эксплуатацию скважин, что позволяет проследить линии тока нефти к добывающим скважинам с учетом конкретных геологических характеристик пласта. 60-летний опыт эксплуатации скважин основной залежи пласта Д₁ Бавлинского месторождения свидетельствует, что корректировка геолого-технических мероприятий, заложенных в ранее утвержденные проектно-технические документы дала возможность повысить КИН.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х. Выдающаяся роль Бавлинского нефтяного месторождения в формировании высоких технологий выработки продуктивных пластов // Георесурсы. – 2006. – № 3 (20). – С. 3–7.

2. Научно-практическое значение открытия и разработки Бавлинского нефтяного месторождения / Р.С.Хисамов, Г.Г. Ганиев, Р.Г. Ханнанов [и др.] // Георесурсы. – 2006. – № 3 (20). – С. 8–10.

3. Хаммадеев Ф.М, Султанов С.А., Полуян И.Г. Экспериментальная разработка Бавлинского месторождения. – Казань : Таткнигоиздат, 1975. – 111 с.

4. Дорохов О.И., Полуян И.Г., Султанов С.А. Крупный промышленный опыт на Бавлинском месторождении // Нефтяное хозяйство. – 1959. – № 3. – С. 41-46.

5. Дорохов О.И. Методика изучения нефтеотдачи в про­мысловых условиях на Бавлинском нефтяном месторождении // Научно-технический сборник по добыче нефти / ВНИИ. – 1961. – Вып. 13. – С. 56–60.

6. Дорохов О.И., Султанов С.А., Полуян И.Г. Промышленный эксперимент на Бавлинском месторождении по изучению влияния плотности сетки на процесс эксплуатации и нефтеотдачу. В сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений // Материалы Всесоюзного совещания, г. Киев, 1961 г. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – С. 35–41.

7. Предварительные результаты Бавлинского эксперимента / Р.Х. Муслимов, В.А. Николаев, С.А. Султанов, И.Г. Полуян // Нефтяное хозяйство. – 1981. – № 7. – С. 30–38.

В статье приведено описание алгоритмов прогнозирования дебита нефти, основанных на использовании модели Арпса, параметры которой оцениваются в зависимости от технологических параметров скважин, и алгоритма, основанного на моделях панельных данных с трендовой составляющей, описываемой моделью Арпса. Предложен и реализован алгоритм отбора входных факторов на основе байесовских нейронных сетей. Предложен и реализован алгоритм построения кусочных моделей множественной регрессии для оценки постоянной Арпса, а также для прогнозирования дебитов нефти скважин, основанный на использовании сетей Кохонена и подходов анализа структурных изменений. Данная методика прогнозирования дебита нефти и падения добычи учитывает множество факторов, влияющих на эти показатели. Разработан модуль для прогнозирования параметров добычи нефти проектных скважин. Основное приложение написано на языке программирования Python 3.6. Вычислительные алгоритмы построения моделей реализованы на языке программирования R. Дано описание принципов работы программного модуля.

Предложенная методика опробована на объектах разработки ПАО «Татнефть». По данным выборки геологических и технологических показателей действующего фонда скважин продуктивных отложений кыновского и пашийского горизонтов для группы площадей Ромашкинского месторождения проведено машинное обучение. Сформирован проектный фонд скважин и выполнен расчет их технико-экономических показателей. Проведен сравнительный анализ методов прогнозирования входных дебитов нефти и темпов падения годовой добычи проектных скважин для выбранной группы площадей. Полученные результаты свидетельствуют о возможности применения метода машинного обучения для прогнозирования технологических параметров проектных скважин на нефтяных месторождениях. Это особенно актуально для зрелых месторождений, на которых обеспечивается достаточность накопленных статистических данных, необходимых для применения методов машинного обучения.

Список литературы

1. Латифуллин Ф.М., Саттаров Рам.З., Шарифуллина М.А. Использование пакета программ АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» для геолого-технологического моделирования и планирования геолого-технических мероприятий на объектах разработки ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 40–43. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-6-40-43.

2. Создание информационно-программного инструмента долгосрочного планирования инвестиций для эффективной разработки нефтяных месторождений / А.В. Насыбуллин, Рам. З. Саттаров, Ф.М. Латифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 128–131. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-12-128-131.

3. О одной методике автоматизированной генерации сценариев разработки зрелого нефтяного месторождения / Р.С. Хисамов, Б.Г. Ганиев, И.Ф. Галимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 20–25. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-22-25.

4. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 247 c.

5. Силаев К.О., Силаева А.Н. Методы для анализа кривых падения добычи, применяемые в топливно-энергетической сфере // Экономика и социум. – 2016. – № 9 (28). – С. 543–546. – https://readera.org/ekonomika-socium/2016-9-28

6. Gujarati D.N. Basic econometrics. – 3rd ed. – New York: McGraw-Hill, 1995. – 1003 p.

7. Пуарье Д. Эконометрия структурных изменений с применением сплайн-функций. – М.: Финансы и статистика, 1981. – 183 с.

8. Кохонен Т. Самоорганизующиеся карты. – М. : БИНОМ. Лаборатория знаний, 2016. – 655 с.

9. Rousseeuw P.J. Tutorial to robust statistics // Journal of chemometrics. – 1991. – V. 5. – № 1. – P. 1–20.

10. Хьюбер П. Робастность в статистике. – М.: Мир, 1984. – 303 с.

11. Фаддеенков А.В., Хайленко Е.А. Оценивание параметров регрессионных моделей методом усеченного максимального правдоподобия // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета. – 2016. – Т. 65. – № 4. – С. 135–145.

12. Денисов В.И., Тимофеев В.С. Знаковый метод: преимущества, проблемы, алгоритмы // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета. – 2001. – № 1 (10). – С. 21–35.

13. Тимофеев В.С., Вострецова Е.А. Устойчивое оценивание параметров регрессионных моделей с использованием идей метода наименьших квадратов // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета. – 2007. – № 2 (27). – С. 57–67.

14. Тимофеев В.С. Оценивание параметров регрессионных зависимостей на основе характеристической функции // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета. – 2010. – № 2 (39). – С. 43-52.

В настоящее время на месторождениях Республики Татарстан ведется промышленная добыча сверхвязкой нефти методом парогравитацонного дренирования. Большое количество новых фактических данных, полученных при подготовке к вводу в разработку залежей сверхвязкой нефти при оценочном бурении, систематизация геофизических и геологических материалов с выделением типов разрезов, палеогеографических реконструкций и моделирование позволили выделить зоны с неоднородным нефтенасыщением и сложным геологическим строением. Существенным фактором, осложняющим добычу, является наличие заглинизированных прослоев, что связано с отсутствием четкой выдержанности продуктивного пласта, когда в обстановках мелководного шельфа на склоне баров и барьерных островов отмечается резкая смена типов фаций с преимущественно песчаных на переслаивание глин, алевритов и песков. Перед проведением работ в горизонтальных скважинах, пробуренных в указанных зонах, необходимо решить целый ряд проблем. В первую очередь требуется подобрать оптимальные составы с учетом минералогического состава пород, слагающих межскважинное пространство как по толщине, так и простиранию. Кроме того, выполняется расчет необходимых объема закачки и концентрации реагентов, которые также зависят от состава пород (глинистой и карбонатной составляющей), слагающих коллектор. С одной стороны, объема состава должно достаточно для эффективного воздействия на межскважинное пространство, а с другой – объем должен быть оптимальным для предотвращения создания прямых каналов между параллельными горизонтальными (нагнетательными и добывающими) скважинами, что впоследствии может привести к прорыву пара. Необходимо минимизировать отрицательное воздействие на НКТ и фильтр скважины, т.е. подобрать оптимальный состав и вариант воздействия. В настоящее время благодаря скоординированной работе специалистов научного и производственных подразделений ПАО «Татнефть» разработана технология, позволяющая в значительной степени нивелировать отрицательное воздействие укзазанных факторов при разработке залежей сверхвязкой нефти с применением технологии парогравитационного дренирования.

Список литературы

1. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов [и др.]. – Казань: ФЭН, 2011. – 142 с.

2. Повышение эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти с уплотненными и заглинизированными коллекторами / Ант.Н. Береговой, Н.А. Князева, Э.П. Васильев [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». –  2019. – Вып. 87. – С. 137-144.

3. Комплекс технологических решений для повышения эффективности разработки месторождений сверхвязкой нефти ПАО «Татнефть» / М.И. Амерханов, А.Т. Зарипов, Ант.Н. Береговой [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 60-65. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-1-60-65.

4. Пат. № 2686768 РФ, МПК E21B 43/27, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 49/00, C09K 8/72. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах (варианты) / М.И. Амерханов, А.Н. Береговой, Э.П. Васильев, Н.А. Князева, А.Р. Разумов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2018128275 ; заявл. 01.08.18 г.; опубл. 30.04.19 г.

В настоящее время значительная доля нефтяных месторождений России, в том числе в Урало-Поволжье, вступила на завершающую стадию разработки и характеризуется падением добычи. Это обусловлено истощением активных запасов нефти и, как следствие, увеличением доли остаточной нефти, заключенной в зонах, не охваченных заводнением, и физически или химически связанной с породой пласта. Дополнительными факторами являются рост обводненности сложнопостроенных терригенных коллекторов и их высокая расчлененность. Разработка данных залежей осуществляется, как правило, с заводнением. Несмотря на освоенность и относительно невысокую стоимость, этот способ имеет ограничения. В качестве главных причин недостижения полного вытеснения нефти водой выделяют различие вязкостей нефти и вытесняющего агента, их несмешиваемость, а также неоднородность коллекторов. Достичь проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) можно за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта путем улучшения отмывающей способности воды (агента вытеснения) или за счет увеличения коэффициента охвата пласта заводнением.

В ПАО «Татнефть» внедрены и используются различные виды потокоотклоняющих технологий. Наибольшее распространение получили технологии с использованием гелеобразующих, дисперсных, осадкообразующих систем. Однако применение данных композиций может привести к полному блокированию высоко- и среднепроницаемых интервалов пласта, обладающих, несмотря на свою повышенную водонасыщенность, значительными запасами нефти, что может привести к длительному выключению их из разработки вплоть до полной потери коллектора. В то же время реанимация прослоев, блокированных такими композициями, является достаточно сложным и дорогостоящим процессом. Таким образом, полное отключение от процесса дренирования отдельных прослоев может привести к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов нефти и снижению КИН. В связи с этим наиболее актуальным является применение в нагнетательных скважинах «щадящих» потокоотклоняющих технологий, которые позволят временно блокировать и частично ограничить фильтрацию воды в высоко- и среднепроницаемых промытых интервалах продуктивных пластов. Наиболее распространенными среди композиций, обладающих данными свойствами, являются эмульсионные составы на углеводородной основе. Использование эмульсионных систем позволяет объединить в одной технологии комплексное воздействие на пласт – увеличение коэффициента вытеснения и выравнивание фронта вытеснения, исключающее быстрый прорыв нагнетаемой воды к забою добывающей скважины за счет повышенных вязкостных характеристик эмульсионной системы. Благодаря регулируемой вязкости эмульсионный состав проникает в высокопроницаемые промытые зоны, перераспределяя закачиваемую с целью поддержания пластового давления воду в зоны с меньшей проницаемостью, обеспечивая более полное извлечение нефти из не охваченных воздействием прослоев.

Список литературы

1. Разработка и результаты применения эмульсионных технологий увеличения нефтеотдачи в ПАО «Татнефть» / А.Т. Зарипов, Ант.Н. Береговой, Н.А. Князева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 40–43. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-7-40-43.

2. Пат. 2110675 РФ, МПК Е21В 43/22. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов; заявитель и патентообладатель ЗАО «Химеко-Ганг». – № 96108744/03; заявл. 26.04.96 г.; опубл. 10.05.98 г.

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

4. Пат. 2379326 РФ, МПК C 09 K 8/584. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, Ант.Н. Береговой, О.М. Андриянова, Р.С. Хисамов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2008132919/03; заявл. 08.08.08 г.; опубл. 20.01.10 г.

5. Пат. 2613975 РФ, МПК В 01 F 17/00, C 09 K 8/00, C 11 D 1/04, 3/43. Эмульгатор инвертных эмульсий / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, О.М. Андриянова, В.Г. Фадеев, М.И. Амерханов, А.А. Нафиков; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2016116351; заявл. 26.04.16 г.; опубл. 22.03.17 г.

6. Предварительные результаты применения нового эмульгатора инвертных эмульсий с целью увеличения степени нефтеизвлечения месторождений ПАО «Татнефть» / М.И. Амерханов, А.А. Нафиков, Ант.Н. Береговой [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2017. – Вып. 85. – С. 211–216.

7. Пат. 2660967 РФ МПК E21B 43/22, C09K 8/92. Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии / А.Т. Зарипов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, Н.А. Медведева, В.Н. Лакомкин, М.И. Амерханов, А.А. Нафиков; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2017128053 ; заявл. 04.08.17 г.; опубл. 11.07.18 г.

Определение качества химических реагентов, применяемых в процессах бурения, вскрытия, эксплуатации, ремонта, интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи, является одной из главных задач для нефтегазодобывающей отрасли. Химизация процессов нефтедобычи – общемировая тенденция и составной элемент в современной системе мероприятий при разработке нефтегазовых месторождений. В последние годы химизация процессов интенсификации притока нефти ориентирована на синтез и разработку комплексных химических композиций. Наряду с традиционными минеральными кислотами все чаще используются более сложные ингредиенты – органические кислоты, хелатные комплексные соединения, а также ряд реагентов для регулирования кинетики кислотных реакций с породой пласта, адресного воздействия на конкретные литологические компоненты породы-коллектора и изменения (управления) структурно-вязкостными параметрами. В связи с этим актуальными являются методические исследования в области тестирования и ранжирования сложных кислотных композиций с учетом конкретных геолого-физических условий разработки месторождений. Современные инновационные подходы обусловливают необходимость и важность реализации элементов цифровизации (ранговой оцифровки) физико-химических свойств, параметров химических продуктов с целью объективного, научно оптимизационного их подбора для адресных, эффективных геолого-технических мероприятий в области интенсификации притока нефти.

В статье рассмотрена методология идентификации наиболее перспективных рецептур кислотных композиций для различных объектов разработки компании «татнефть», основанная на ранговой дифференциации рецептур по их физико-химическим параметрам.

Список литературы

1. Brian C., Metcalf S. Intensifikaciya dobychi nefti na uchastke San Andres blagodarya primeneniyu slaboj kisloty  // Neftegazovye tekhnologii. –  2009. –  No.12. – Р. 21–24.

2. Fjelde I. Sulfate in Rock Samples from Carbonate Reservoirs // International Symposium of the Society of Core Analysts held in Abu Dhabi. – 12 p. – http://jgmaas.com › SCA › SCA2008-19.

3. Gomari K.A.R, Karoussi O., Hamouda A.A. Mechanistic study of interaction between water and carbonate rocks for enhancing oil recovery //

SPE-99628-MS. – 2006. – DOI: https://doi.org/10.2118/99628-MS.

4. Høgnesen E.J., Strand S, Austad T. Waterflooding of preferential oil-wet carbonates: Oil recovery related to reservoir temperature and brine composition // 14th Europec Biennial Conference held in Madrid, Spain, 13-16 June 2006. – DOI: https://doi.org/10.2118/94166-MS.

5. Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid / B. Lungwitz, C. Fredd, M. Brady [et al.] // SPE-86504-PA. – 2007. – DOI: https://doi.org/10.2118/86504-PA

6. Manchanda R., Sharma M.M. Impact of Completion Design on Fracture Complexity in Horizontal Shale Wells. Equilibrium Test-A Method for Closure Pressure Determination // SPE-159899-PA. – 2014. – DOI: https://doi.org/10.2118/159899-PA.

7. Optimization of Surfactant-Based Fluids for Acid Diversion / H.A. Nasr-El-Din, M. Van Domelen, T. Welton, L. Sierra // SPE-107687-MS. – 2007. – DOI: https://doi.org/10.2118/107687-MS.

8. Webb K.J., Black C.J.J., Tjetland G. A Laboratory Study Investigating Methods for Improving Oil Recovery in Carbonates // International Petroleum Technology Conference in Doha, Qatar, 21-23 November 2005. – DOI: https://doi.org/10.2523/IPTC-10506-MS.

9. Improved Oil Recovery from Carbonate Reservoirs by Chemical Stimulation / Х. Xie, W.W. Weiss, Z. Tong, N.R. Morrow // SPE-89424-MS. – 2004. – DOI: https://doi.org/10.2118/89424-MS.

10. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 86–89.

11. Enhancement of horizontal well oil recovery by means of chemical stimulation / A.F. Yartiev, A.M. Tufetulov, M.H. Musabirov, L.L. Grigoryeva // Asian Social Science. – 2015. – V. 11. – № 11. – P. 346–356.

12. Хисамов Р.С., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Увеличение продуктивности карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. – Казань: Ихлас, 2015. – 192 с.

13. Подходы к оценке эффективности химреагентов на керновом материале доманиковых отложений / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, М.Х. Мусабиров, Д.И. Ганиев // Нефтяная провинция. – 2019. – № 3. – С. 141-155. – DOI: https://doi.org/10.25689/NP.2019.3.141-155.

14. О необходимости адресного подбора химических составов для обработки коллекторов тульско-бобриковских отложений / Н.Г. Ибрагимов, М.Х. Мусабиров, А.Ю. Дмитриева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 20–23. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-20-23.

15. Мусабиров М.Х., Дмитриева А.Ю. Подбор кислотных композиций для обработки призабойной зоны пластов месторождений НГДУ «Бавлынефть» // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть» // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – Вып. 85. – С. 217–228.

16. Пат. 2724832 РФ, МПК C09K 8/72 (2006.01). Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, А.Ю. Дмитриева, Р.Л. Будкевич, Д.И. Ганиев; заявитель и патентообладатель ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт». – № 2019132460; заявлено 14.10.19 г.; опубликовано 25.06.20 г.

17. Инновационная технология пенокислотной ОПЗ для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов в ПАО «Татнефть» / А.Ю. Дмитриева, М.Х. Мусабиров, Э.М. Абусалимов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 5. – С. 30–33.

18. Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Ф.З. Исмагилов, М.Х. Мусабиров, Э.М. Абусалимов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 40–43.

В статье рассмотрены результаты гидродинамического моделирования различных вариантов применения ПАВ-полимерной композиции для увеличения нефтеотдачи высокопроницаемых коллекторов порового типа, содержащих высоковязкую нефть. Приведены обоснование использования инструмента гидродинамического моделирования, особенности применяемой модели по сравнению с коммерческими программными продуктами моделирования. Дано краткое описание объекта исследования, проблемы исследования. Для прогнозирования эффективности химического воздействия, выбора оптимальной композиции и объемов закачки для планируемого в ПАО «Татнефть» пилотного проекта ПАВ-полимерного заводнения проведены соответствующие работы с использованием программного комплекса FlowER. Выполнена автоматическая адаптация модели к истории разработки в программном комплексе FlowER с подбором основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, функций относительных фазовых проницаемостей. Проведены лабораторные исследования свойств двух типов химических композиций в зависимости от концентраций, входящих в них компонентов. Рассчитаны оптимальные приемистости нагнетательных скважин при различных объемах нагнетания с условием ограничения по забойному давлению. Проведены многовариантные расчеты закачки ПАВ-полимерной системы с изменением объема и концентрации реагента для двух типов композиций. Получены зависимости прироста добычи нефти от объема закачки реагента. Показаны изменение характера зависимости от объема закачки, изменение приемистости скважин как при увеличении объема закачки композиции, так и после завершения прокачки установленного объема при варьировании заданного порового объема пласта. Выполнено сравнение двух видов композиций при разных концентрациях компонентов. Оценена их эффективность при увеличении концентрации как ПАВ, так и полимера.

Список литературы

1. Optimization of high-viscosity oil field development using thermo-hydrodynamic modeling / L. Garipova, M. Persova, Y.Soloveichik [et al.] // 19th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM, 30 June - 6 July 2019. – Sofia, 2019. – V. 19. – P. 473-480. –  https://doi.org/10.5593/sgem2019/1.3/S03.060

2. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 199. – 108245. –  https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245

3. Numerical 3D simulation of enhanced oil recovery methods for high-viscosity oil field / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, A.S. Ovchinnikova [et al.] // 14th International Forum on Strategic Technology (IFOST 2019), 14th-17th October 2019, Tomsk, Russian Federation : IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2021. – V. 1019. – 012050. – https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1757-899X/1019/1/012050/meta/.

4. Определение оптимальных параметров технологии воздействия на пласт полимерными композициями с помощью моделирования / М.Р. Хисаметдинов, А.С. Трофимов, К.Р. Рафикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 90-93. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-9-90-93.

5. Подход к автоматической адаптации гидродинамической модели месторождения высоковязкой нефти на основе решения многомерной обратной задачи многофазной фильтрации / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, Д.В. Вагин [и др.] // Geomodel 2019 : 21st EAGE conference on oil and gas geological exploration and development, Gelendzhik, September 9-13, 2019: EAGE Publ., 2019.

Трассерные (индикаторные) исследования являются прямым и одним из наиболее достоверных методов определения наличия/источника гидродинамической связи. Они нашли применение в геолого-разведочных работах для определения трассирующих систем разрабатываемого участка и диагностики горизонтальных скважин без использования геофизических исследований, в экологии для оценки герметичности резервуаров и поиска источника загрязнения. Основой всех направлений трассерных исследований в нефтяной промышленности являются используемые составы (маркеры). От характеристик трассера зависят точность и достоверность представляемых результатов. Широко применявшийся ранее в качестве индикатора тритий обладает всеми требуемыми для проведения маркерных исследований характеристиками, однако его использование затруднено ввиду существующих требований к радиационной безопасности. Используемые в настоящее время составы, представляющие собой группы органических красителей (флуоресцентные, ионные, спиртовые), обладают рядом недостатков, связанных как с ограниченной линейкой, так и с методологией их количественной идентификации. Отрицательным свойством ряда маркеров является также наличие яркого окраса, что существенно ограничивает их применение при эколого-гидрогеологических работах, объектами наблюдения которых являются как общественные, так и частные места водопользования населения. Для получения надежных актуальных данных о гидродинамической картине разрабатываемых участков, профилях притока по разрезу и стволу скважин, в том числе горизонтальных, которые исследуются с помощью трассерных методов, представлено решение задачи по расширению линейки трассерных составов. Предложено использовать углеродные квантовые точки, на основе которых синтезирован опытный образец. Этот маркер сопоставлен по свойствам с флуоресцеиновым трассером в ряде лабораторных испытаний. В статье приведены результаты оценки следующих основных параметров исследуемых индикаторов: минимальный предел обнаружения (интенсивность люминесценции); результаты керновых испытаний; стоксов сдвиг (разница между длинами волн возбуждения и эмиссии). Результаты лабораторных испытаний показывают возможность использования углеродных квантовых точек в качестве трассирующего состава при контроле разработки месторождений и экологическом мониторинге. Предложенные маркеры позволяют расширить спектр применения трассеров при улучшении характеристик в сравнении с используемыми традиционными.

Список литературы

1. Применение тритиевого индикатора для контроля за разработкой нефтяных месторождений в СССР / В.И. Зайцев, Э.В. Соколовский, С.А. Султанов [и др.]. – М: ВНИИОЭНГ, 1982. – 39 с.

2. Опыт внедрения индикаторов притока на Приразломном месторождении для исследования горизонтальных добывающих скважин / О.Н. Морозов, М.А. Андриянов, А.В. Колода [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 7 (60). – С. 24–29.

3. Use a new class of partitioning tracers to assess EOR and IOR potential in the Bockstedt field / S. K. Hartvig, O. Huseby, V. Yasin [et al.] // IOR 2015 – 18th European Symposium on Improved Oil Recovery, Apr. 2015: Conference Proceedings. – DOI: https://doi.org/10.3997/2214-4609.201412118

4. Pushing the envelope of residual oil measurement: a field case study of a new class of inter-well chemical tracers / M. Sanni, M. Al-Abbad, S. Kokal [et al.] // SPE-181324. – 2016. – DOI: https://doi.org/10.2118/181324-MS

5. New tracers to measure residual oil and fractional flow in push and pull tracer tests / O. Huseby, C. Galdiga, G.A. Zarruk [et al.] // SPE-190421. –2018. – DOI: https://doi.org/10.2118/190421-MS

6. Уточнение геологического строения и прогноз трещиноватости башкирских отложений Вишнево-Полянского месторождения / М.Н. Мингазов, А.А. Стриженок, М.М. Аношина [et al.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». –  2014. – Вып. 82. – С. 52–58.

7. Изучение неоднородности верхнепермских отложений Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти / М.Н. Мингазов, А.А. Стриженок, А.Г. Камышников [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2015. – Вып. 83. – С. 307–312.

8. Кубарев П.Н., Камышников А.Г., Кондаков С.В. Применение многоиндикаторного метода исследования межскважинного пространства на объектах ПАО «Татнефть» // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть», 13–14 апреля 2016 г., г. Бугульма / ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2016. – С. 145–149.

9. Антонов Г.П., Абрамов М.А., Кубарев П.Н. Проведение трассерных исследований для контроля и регулирования процесса заводнения нефтяных залежей в ОАО «Татнефть» // Инженерная практика. – 2015. – № 5. – С. 56–68.

10. Опыт применения индикаторных исследований по изучению гидродинамической связи между сакмарскими и верхнепермскими отложениями Ашальчинского месторождения сверхвязких нефтей / М.Н. Мингазов, А.А. Стриженок, Р.Р. Фатхуллин [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 1. – С. 29–32.

11. Molaei M.J. A review on nanostructured carbon quantum dots and their applications in biotechnology, sensors, and chemiluminescence // Talanta. – 2019. –V. 196. – P. 456-478. – DOI: https://doi.org/10.1016/j.talanta.2018.12.042

12. Mintz K.J., Zhou Y., Leblanc R.M. Recent development of carbon quantum dots regarding their optical properties, photoluminescence mechanism, and core structure // Nanoscale. – 2019. – V. 11. – № 11. – P. 4634-4652. – DOI: https://doi.org/10.1039/C8NR10059D

13. Recent advances in carbon quantum dot-based sensing of heavy metals in water / P. Devi, P. Rajputa, A. Thakurab [et al.] // TrAC Trends in Analytical Chemistry. – 2019. – V. 114. – P. 171–195. – DOI: https://doi.org/10.1016/j.trac.2019.03.003

14. Highly cysteine-selective fluorescent nanoprobes based on ultrabright and directly synthesized carbon quantum dots / Xuejiao Chen, Fuchun Gong, Zhong Cao [et al.] // Analytical and Bioanalytical Chemistry. – 2018. – V. 410. – № 12. – P. 2961–2970. – DOI:10.1007/s00216-018-0980-3.

Разнообразие условий разрабатываемых месторождений и технологические вызовы, стоящие перед нефтегазодобывающими компаниями, требуют освоения и внедрения в производственную практику инновационных решений на основе достижений современной науки, в том числе развития направления геомеханики. С учетом указанных задач в ПАО «Татнефть» принято решение о разработке собственного программного обеспечения (ПО) для геомеханического моделирования. Наличие подобного ПО позволяет учесть необходимую специфику объектов разработки, соответствовать современным требованиям к качеству цифровизации деятельности, обеспечить импортозамещение и снизить возможные риски санкционных ограничений.

В статье рассмотрены первые результаты работ по созданию собственного программного обеспечения ПАО «Татнефть» для геомеханического моделирования. Программный комплекс включает традиционные инструменты 1D моделирования, такие как прогноз порового давления, расчет устойчивости ствола скважины, определение окна безопасной плотности бурового раствора, и полный комплекс инструментов 3D моделирования, включая средства построения геологической модели, расчет 3D напряженно-деформированного состояния. Предложенный подход учитывает переход предела пластичности, предусмотрен интерфейс для ввода изменений упруго-прочностных свойств в зависимости от температуры и давления. Геомеханическая модель позволяет выявить, насколько изменения напряженного состояния и упруго-прочностных свойств коллектора в процессе разработки повлияли на пласт-коллектор, выше и нижележащие породы, определить режим разработки, исключающий последствия, негативно влияющие на конечную нефтеотдачу. В настоящее время проводится опытно-промышленное тестирование разработанного ПО на объектах ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Eaton B.A. Graphical method predicts geopressures worldwide // World Oil. – 1976. – V. 183. – № 1 (July). – P. 100–104.

2. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей / пер. с англ. В.Л. Фрика; под ред. специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ». – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 479 с.

3. Jaeger J.C., Cook N.G.W., Zimmerman R.W. Fundamentals of Rock Mechanics. – 4th ed. – Oxford : Blackwell Publishing Ltd., 2007. – 475 p.

При разработке месторождений сверхвязкой нефти применяют технологии паротеплового воздействия на нефтеносный пласт. В пласт нагнетается пар, а для его выработки используют попутно добываемую воду. Это позволяет существенно снизить воздействие на окружающую среду, так как в этом случае сокращаются объемы потребления пресной воды для выработки пара и объемы попутно добываемой воды, подлежащей утилизации. В ПАО «Татнефть» к настоящему времени в эксплуатации находятся две установки подготовки попутно добываемой воды (УППДВ): «Каменка» и «Кармалка» производительностью соответственно 350 и 700 м³/ч, на которых производится деминерализованная вода для обеспечения котельных питательной водой. В основу технологического процесса на УППДВ заложены мембранные методы очистки и обессоливания воды. Технологическая схема УППДВ включает предварительную очистку попутно добываемой воды от остаточной нефти с применением сорбционно-фильтровальной установки (СФУ); блок ультрафильтрации с мембранными элементами для очистки воды от нефти; сорбционные фильтры с активированным углем для доочистки от растворенных органических веществ и растворенных нефтепродуктов; блок обратного осмоса (две ступени) для обессоливания воды; анионные фильтры для удаления гидросульфидов; блок дозирования перекиси водорода для полного удаления остаточного содержания сульфид-ионов. С целью повышения эффективности работы установки в процессе эксплуатации УППДВ ТатНИПИнефтью ПАО «Татнефть» выполнены исследования по разработке технологии предварительной очистки попутно добываемой воды с применением СФУ перед УППДВ. Проведены исследования дозирования перекиси водорода в деминерализованную воду для нейтрализации остаточного содержания сульфид-ионов. Подобраны более эффективные реагенты для химической мойки мембран обратного осмоса. Эксплуатация первых в России установок получения деминерализованной воды из попутно добываемой воды, основанных на мембранных методах, показала возможность обеспечения нормативных показателей питательной воды для водотрубных котлов.

Список литературы

1. Буслаев Е.С., Кудряшова Л.В., Магсумова Р.С. Рациональное использование водных ресурсов при разработке месторождений сверхвязкой нефти // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть»: 13-14 апр. 2016 г., г. Бугульма / ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2016. – С. 438–439.

2. Heins W.F., McNeill R. Vertical-tube evaporator system provides SAGD-quality feed water // World Oil. – 2007. – Vol. 228, № 10. – P. 135-144.

3. Heins W.F. Technical Advancements in SAGD Evaporative Produced Water Treatment // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2009. – V. 48. – № 11. – P. 27–32.

4. Minnich K., Neu D. Evaporator choice critical for effective steam production in SAGD operations // Oil & Gas Product News. – 2008. – V. 12. – № 3. – P. 22–23.

5. Исследование свойств попутно добываемой воды на месторождениях сверхвязкой нефти и разработка технологии ее подготовки для повторного использования / Е.С. Буслаев, А.В. Лойко, С.В. Ицков [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2016. – Вып. 84. – С. 247–254.

6. Особенности физико-химических свойств попутно добываемой воды месторождений сверхвязкой нефти ПАО «Татнефть» / Г.Р. Войкина, И.В. Стратилатова, Р.С. Магсумова, А.С. Нурутдинов, И.Я. Хабибуллин // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2017. – Вып. 85. – С. 392–395.

7. Исследования методов очистки попутно добываемой воды Ашальчинского месторождения от сероводорода / Р.М. Гарифуллин, А.А. Ануфриев, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2011. – Вып. 79. – С. 295-302.

8. Пат. 2704664 РФ, МПК Е21В 43/20. Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума / Л.В. Кудряшова, Ф.Р. Губайдулин, Р.З. Сахабутдинов, А.С. Нурутдинов, А.А. Арсентьев, Е.С. Буслаев; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2018140321; заявл. 14.11.18; опубл. 30.10.19.

Для обеспечения качества добываемой нефти проводится входной контроль химических реагентов на содержание органического хлора. Для оперативного определения его содержания в пробах химических реагентов в ТатНИПИнефти разработана методика на основе метода рентгено-флуоресцентного анализа (РФА). Для ее реализации использован волнодисперсионный рентгенофлуоресцентный анализатор Спектроскан CLSW. При выполнении анализа проб химических реагентов, представляющих собой составы на органической основе, результат анализа характеризует массовую долю органического хлора в реагенте. Если реагент представляет собой состав на водной основе, то в нем могут содержаться как органические, так и неорганические соединения хлора. Для определения количественного содержания органического хлора в реагентах на водной основе предложено экстрагировать хлорорганические соединения в изооктан или гексан, после чего определять массовую долю органического хлора в экстракте. Аналогичный подход реализуется при анализе проб соляной кислоты или композиционных составов на ее основе. Результат рентгенофлуоресцентного анализа пробы реагента представляет собой суммарное содержание всех форм органического хлора, которые могут присутствовать в данном образце, включая его легколетучие формы. Для того, чтобы определить, сколько в анализируемом реагенте органического хлора в составе легколетучих хлорорганических соединений и какие именно это соединения, применяют метод хромато-масс-спектрометрии (ХМС). Испытания выполняют на хромато-масс-спектрометре компании Shimadzu. Порядок определения содержания органического хлора в химических реагентах методом ХМС регламентируется «Методикой измерений массовой доли летучих хлорорганических соединений в химических реагентах методом газовой хроматографии с масс-селективным детектированием». Сочетание двух методических подходов при выполнении контроля химических реагентов на содержание органического хлора позволяет оптимизировать затраты. В отдельных химических реагентах, например, ингибиторах коррозии, бактерицидах присутствуют такие соединения хлора, как алкилдиметилбензиламмоний хлорид, которые не относятся к группе хлорорганических соединений, но обладают низкой термической устойчивостью к разложению с образованием хлорорганических соединений. Например, при нагреве алкилдиметилбензиламмоний хлорид разлагается с образованием бензилхлорида (хлористый бензил). Для оценки устойчивости реагентов к разложению проводится испытание на термостабильность. В процессе анализа реагент в рабочей дозировке, соответствующей концентрации реагента в промысловых условиях, дозируют в пробу искусственной эмульсии, полученной эмульгированием нефти, не содержащей органического хлора, и минерализованной воды. Далее эмульсию обезвоживают, а из нефти отгоняют нафту и определяют в ней содержание органического хлора в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52247-2004 метод В.

Таким образом, комплексный подход при контроле химических реагентов позволяет на этапе закупки предотвратить поступление реагентов, содержащих хлорорганические соединения, и способствует поддержанию качества товарной нефти в соответствии с требованиями нормативных документов.

Список литературы

1. Металлы в нефтях / Н.Н. Надиров, А.В. Котова, В.Ф. Камьянов [и др.]. – Алма-Ата: Наука, 1984. – 448с.

2. Металлопорфириновые комплексы в палеозойских нефтях Волгоградской области / Дж.И. Зульфугарлы, А.Н. Куклинский, С.Ф. Орленко, Р.А. Пушкина // Азербайджанский химический журнал. – 1976. – № 6. – С. 17–21.

3. Закономерности распределения порфиринов в нефтях и во вмещающих нефти геологических образованиях / А.З. Коблова, И.Г. Калашникова, Т.В. Белоконь, Ю.А. Яковец // Всесоюзная конференция по химии и геохимии порфиринов: тез. докл. – Душанбе, 1977. – С. 37.

4. Хуторянский Ф.М. Избранные труды. – Уфа: Изд-во ГУП ИНХП РБ, 2013. – 672 с.

5. Исследование хлорорганических соединений нефти / Е.О. Караулова, Д.Н. Левченко, Н.П. Соснина, Т.П. Подобаева // Химия и технология топлив и масел. – 1981. – № 6.– С. 47–48.

6. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. – М.: Химия, 1985. – 168 с.

7. Азарова С.Н. Проблема хлора в переработке остается актуальной // Нефтегазовая вертикаль. – 2002. – № 8. – С. 50–51.

8. Пат. 2740991 РФ, МПК G01N 30/00, МПК C10G 33/00, 33/04. Способ определения содержания органического хлора в химических реагентах, применяемых в нефтедобыче / О.С. Татьянина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.М. Абдрахманова; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2020121369; заявл. 26.06.20; опубл. 22.01.21.

9. Исследование влияния химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, на образование хлорорганических соединений в нефти / О.С. Татьянина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2020. – Вып. 88. – С. 266–268.

Экономическая оптимальность, а в ряде случаев и общая целесообразность, разработки месторождений с применением методов поддержания пластового давления (ППД), имеет решающее значение в современных условиях. Однако экономическая оптимальность, в свою очередь, определяется, как минимум, двумя основными взаимосвязанными факторами: энергоэффективностью и надежностью. При этом повышение энергоэффективности – это нетривиальная задача, включающая комплексные мероприятия в области технологических схем, методов, процессов и оборудования, в большей степени насосного. В то же время обеспечение надежности оборудования также является непростой задачей, тесно связанной с энергоэффективностью и существенно влияющей на технологический цикл и устойчивость технологических процессов. Современный уровень развития технологий систем ППД и нефтесбора предъявляет высокие требования к надежности насосного оборудования. В свою очередь надежность оборудования базируется на обязательном применении новейших средств, методов контроля и обслуживания, требует комплексного подхода к решению инженерно-технических проблем. Обеспечение успешной работы насосов системы ППД и перекачки в течение длительного периода времени подразумевает ответственный подход к выбору конструкции оборудования и материалов, из которого оно изготовлено, в зависимости от физико-химических свойств перекачиваемой жидкости и условий на объекте, а также обязательный учет возможных сезонных изменений параметров перекачки; правильную установку и тщательную центровку; эксплуатацию в соответствии с требованиями соответствующих инструкций; возможность диагностирования через определенное время (в идеальном случае – непрерывного мониторинга) изменение параметров насосов и своевременного предупреждения о предаварийной ситуации. В случае отказа необходимо тщательно исследовать его причину и принять меры для предотвращения повторения проблемы, а это накладывает определенные требования к квалификации обслуживающего персонала. Насосное оборудование систем ППД и нефтесбора, которое правильно установлено, динамически сбалансировано, находится на регламентированном фундаменте с допустимой соосностью, обеспечено качественной смазкой, запускается, эксплуатируется и останавливается в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации, а также, если высококвалифицированный персонал наблюдает за отклонениями параметрических значений, крайне редко испытывает аварийные отказы. При этом возникают определенные трудности в оценке эффективности применяемого оборудования. Одним из параметров такой оценки является стоимость владения.

В статье рассмотрены различные подходы к техническому обслуживанию оборудования. На основе практического опыта приведено распределение первоисточников возникновения неисправностей насосов системы ППД и нефтесбора. Рассмотрен вопрос оценки стоимости владения оборудованием и различия при определении ее удельных значений. Представлены ключевые факторы развития концепции «Технология надежности».

Список литературы

1. Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Абрамов М.А. Применение насосов объемного действия плунжерного типа в системе поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 62–65. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-1-62-65.

2. Проблемы и перспективы применения динамических и объемных насосов в системе поддержания пластового давления / Р.А. Габдрахманов, Э.Л. Митрофанов, В.А. Коннов, О.М. Краснов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 56–59. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-56-59.

3. Старкин И.Н. Повышение энергоэффективности системы ППД. Опыт внедрения высокопроизводительных насосов // Инженерная практика. – 2018. – № 9. – С. 60–66.

4. Критерии выбора оптимального насосного оборудования для повышения энергоэффективности системы поддержания пластового давления / В.В. Чикин, Р.В. Нилов, И.И. Исламов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 71–73.

При эксплуатации скважин установками скважинного штангового насоса (УСШН) актуальна проблема засорения клапанных узлов механическими примесями, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, плавающим мусором и др. Применяемое в настоящее время оборудование не дает возможности проводить прямую промывку клапанных узлов, а обратная промывка зачастую неэффективна по причине оседания взвешенных частиц обратно в насос и не всегда возможна из-за поглощения жидкости продуктивным пластом. Существующее глубиннонасосное оборудование позволяет выполнять бесподходную обработку призабойной зоны пласта только на скважинах со вставными штанговыми насосами.

Изменение климата является глобальной экологической проблемой XXI века. Причина изменения термического режима атмосферы заключается в повышении концентрации СО₂ в атмосфере, в том числе в результате деятельности человека. Европейское сообщество объявило о своем стремлении к полной декарбонизации экономики, а также о планируемом введении трансграничного углеродного налога. Эти шаги свидетельствуют о том, что проблема изменения климата, поднятая научным и политическим сообществом, перешла из теоретической в практическую плоскость и уже влияет на бизнес. Компания «Татнефть» признает значимость запроса общества на переход к чистой энергии в целях снижения выбросов парниковых газов и учитывает фундаментальные изменения энергетического баланса в сторону менее углеродоемких видов топлива. Подписав протокол о намерении сотрудничества с Национальной сетью Глобального Договора ООН в России, «Татнефть» определила в качестве приоритета цель устойчивого развития № 13 «Борьба с изменением климата». Достижение цели компания видит в реализации следующих проектов: организация эффективной системы управления выбросами парниковых газов; поиск и внедрение технологических решений по снижению прямых и косвенных выбросов; повышение энергоэффективности производства; развитие «зеленой энергетики»; изучение возможностей применения технологии улавливания и захоронения углекислого газа на территории деятельности компании; реализация компенсационных мероприятий; сотрудничество в области климата.

Построение системы менеджмента парниковых газов компания начала с утверждения новой редакции Политики в области охраны окружающей среды с учетом изменения климата. Установлены целевые показатели по снижению выбросов парниковых газов по Группе «Татнефть» и в разрезе бизнес-направлений, выстроена система ответственности и вознаграждения за достижение целевых показателей. Учет выбросов парниковых газов в компании соответствует требованиям российского законодательства и международных рекомендаций. Утверждена внутренняя цена выбросов парниковых газов. Компания реализует Программу снижения выбросов парниковых газов, повышения энергоэффективности производственных процессов. В настоящее время в компании используются возобновляемых источников энергии (ВИЭ): солнечные панели, пеллетные системы отопления, малая ГЭС. «Татнефть» планирует расширение доли ВИЭ в собственном энергопроизводстве за счет проектов ветровой энергетики, внутрискважинной генерации энергии, увеличения использования энергии солнца. Проект по улавливанию и захоронению СО₂ является ключевым в достижении углеродной нейтральности. Выбросы углекислого газа дымовых газов АО «ТАНЕКО» и ООО «Нижнекамская ТЭЦ» планируется использовать для повышения нефтеотдачи пластов и захоронения. Реализация компенсационных мероприятий осуществляется в проекте «Циркулярный лес» и Программе лесопосадок. В 2021 г. компания планирует высадить рекордные 5 млн шт. саженцев.

«Татнефть» активно расширяет взаимодействие по вопросам климатической повестки с заинтересованными сторонами – государственными органами, международными и российскими отраслевыми ассоциациями, компаниями, инвесторами и финансовыми организациями. Компания открыта к сотрудничеству в сфере декарбонизации.

Список литературы

1. Цели в области устойчивого развития ООН. – https://www.un.org/sustainabledevelopment/ru/

2. Доклад об особенностях климата на территории Российской Федерации за 2020 год / Федеральная служба по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды (Росгидромет). – М., 2021. – 104 с. – https://www.mnr.gov.ru/press/news/rosgidromet_opublikoval_doklad_ob_osobennostyakh_klimata_v_rossii_...

В статье рассмотрены особенности строения пласта ОI-II на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении, которое является одним из крупнейших месторождений нефти в Восточной Сибири. Месторождение открыто 50 лет назад. Основной пласт – древние вендские песчаники ботуобинского горизонта. С 2013 г. месторождение находится в эксплуатации. Вторым по величине запасов является пласт ОI-II, но этот объект все еще находится на стадии доразведки. Разведка месторождения ведется с 70-х годов ХХ века, однако устойчивых промышленных притоков нефти из осинского горизонта (пласт ОI-II) получено не было. Пласт имеет сложное и неоднородное геологическое строение, и долгое время оставалось неизвестным, с какими зонами связаны имеющиеся единичные промышленные притоки, а также каким образом можно прогнозировать эти зоны для целей эксплуатационного бурения. Однако благодаря комплексному подходу к изучению залежей, применяемому в ПАО «НК «Роснефть», удалось выявить закономерности распространения зон улучшенных фильтрационно-емкостных свойств пласта, картировать данные зоны и опробовать с помощью горизонтального бурения. Результаты реализованного проекта показывает, насколько важно использовать все имеющиеся инструменты исследований – скважинные данные, расширенный комплекс геофизических исследований, сейсмические данные 3D, данные керна с подробным седиментологическим описанием. ООО «РН-Эксплорейшн» были предложены скважины к переиспытанию и бурению на пласт ОI-II, ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» поддержало эту инициативу и провело работы на месторождении. По результатам успешных испытаний сформирована дальнейшая программа исследований, которая успешно прошла согласование в ПАО «НК «Роснефть». Методика работ, разработанная при реализации рассмотренного в статье проекта, может быть применена и на других аналогичных объектах Восточной Сибири.

Геолого-технологические исследования скважин в процессе бурения объединяют три самостоятельных направления: газовый каротаж, экспрессные петрофизические исследования, информационно-измерительные системы для контроля процесса бурения. Эффективность и безопасность бурения скважин во многом определяется качеством геолого-технологических исследований, и за последние годы важность этих исследований значительно возросла. Неоднократно результаты геолого-технологических исследований позволяли открывать новые залежи углеводородов в нестандартных ловушках и коллекторах. Отличительной особенностью геологических исследований является то, что объекты исследования: керн, буровой шлам и промывочная жидкость, газ – являются источником прямой геологической информации об изучаемом разрезе, что придает особую значимость и важность данному виду работ. В зависимости от того, насколько точно получена и обработана информация геолого-технологических исследований, зависит порядок вскрытия продуктивных пластов. Это в свою очередь влияет на эффективность отбора продукции и всю дальнейшую эксплуатацию месторождения. Геолого-технологические исследования в процессе бурения позволяют получать информацию более оперативно, чем классические геофизические методики.

В статье представлены основные задачи, методы и технологии современных геолого-технологических исследований, применяемых при строительстве скважин. Приведена систематизация методов геолого-технологических исследований от стандартного комплекса к высокотехнологичному. Особое внимание уделено комплексному подходу при формировании программы геолого-технологических исследований в соответствии с типом скважины и решаемыми геологическими и техническими задачами. На конкретном примере рассмотрено внедрение современных технологий, позволяющих повысить уровень контроля и безопасности работ при бурении, на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. РД 153–39.0–069–01. Техническая документация по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. – М.: Минэнерго России, 2001.

2. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 1997. – 688 с.

3. Альтемиров Д.В. Основные задачи геолого-технологических исследований скважин в процессе бурения // Молодой ученый. – 2017. –  № 3. – C. 207–209.

4. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические и геофизические исследования в процессе бурения. – Новосибирск: Изд. дом «Историческое наследие Сибири», 2009. – 752 с.

5. Чирков В.Ю., Кожевников И.С., Кузнецов И.В. Недооцененные информативные параметры ГТИ // Нефтесервис. – 2013. – № 4 (24). – C. 43–45.

Одним из главных условий обеспечения качественного цементирования обсадных колонн скважин является полнота замещения жидкостей в кольцевом пространстве, что достигается в том числе обеспечением концентричного положения обсадной колонны в стволе скважины. Для расчета расстановки центрирующих элементов для обеспечения заданного эксцентриситета обычно используется алгоритмы, основанные на применении международного стандарта ISO 10427-2:2004. Представленные в ISO 10427-2:2004 формулы применимы только для вычисления прогиба обсадной колонны между двумя одинаковыми центраторами. При этом предполагается, что если стрела прогиба колонны между двумя центраторами превышает номинальную величину зазора между колонной и стенкой скважины, то эксцентриситет на всем интервале между центраторами равен единице. В то же время фактические замеры в скважинах с использованием скважинных гамма-дефектомеров-толщиномеров (СГДТ) показывают, что эксцентриситет обсадных колонн крайне редко обращается в единицу.

В статье предложен подход к расчету эксцентриситета обсадных колонн в стволе скважины с учетом возможного провисания обсадной колонны между муфтами. Прежде всего определяется величина прогиба между двумя ближайшими центраторами. Порядок расчета прогиба колонны стандартный и основан на том, что в каждой точке трубы на нее действуют сила тяжести, направленная вниз; сила Архимеда, направленная вверх; растягивающая сила от веса ниже расположенной части колонны, действующая вдоль оси колонны; изгибающая сила при изменении зенитного и/или азимутального угла, направленная перпендикулярно оси колонны. Прогиб колонны в каждой точке зависит от равнодействующей всех перечисленных сил. Если центраторы установлены на каждой трубе, то максимальный прогиб и, следовательно, минимальный зазор будет отмечаться в середине каждой трубы. Если зазор на середине расстояния между центраторами превышает полуразность наружных диаметров муфты и тела трубы, то считается, что муфта не касается стенки скважины, в противном случае на середине между двумя центраторами появляется дополнительная точка опоры. Если между центраторами более двух труб, то в этом случае вероятных исходов несколько: все муфты касаются стенок скважины, все муфты не касаются стенок скважины, стенок скважины касаются только некоторые муфты. Расчет прогиба колоны между двумя муфтами или между муфтой и центратором аналогичен расчету прогиба колонны между двумя центраторами. Показано, что предложенная методика обеспечивает более точное прогнозирование эксцентриситета колонны. Подход реализован при разработке специализированного программного обеспечения для расчета расстановки центраторов в ПАО «Сургутнефтегаз».

Список литературы

1. ISO 10427-2:2004. Промышленность нефтяная и газовая. Оборудование для цементирования скважин. Ч. 2. Размещение центратора и испытание стопорной муфты / пер. с англ. под ред. К.Б.Исаева. – М: ВНИИКИ, 2005. – 27 с.

2. Juvkam-Wold H.C., Baxter R.L. Discussion of Optimal Spacing for Casing Centralizers // SPE-13043-PA. – 1988. – https://doi.org/10.2118/13043-PA.

3. Juvkam-Wold H.C., Wu J. Casing Deflection and Centralizer Spacing Calculation // SPE-21282-PA. – 1992. – https://doi.org/10.2118/21282-PA

4. Kinzel H., Koithan T. Planning the Cementing Job Incorporates Data Management and Technical Expertise – A New Software to Calculate the Optimum Placement of Mechanical Cementing Products // SPE-38130-MS. – 1997. – https://doi.org/10.2118/38130-MS

5. Blanco A., Ciccola V., Limongi E. Casing Centralization in Horizontal and High Inclined Wellbores // SPE-59138-MS. – 2000. – https://doi.org/10.2118/59138-MS

Процесс разработки слабоконсолидированного коллектора сопряжен с последующими осложнениями, связанными с выносом песка. Разработка таких пород требует четкого контроля разрушения призабойной зоны. Из-за возникновения необратимых деформаций в призабойной зоне порода, испытывая критический уровень напряжений, теряет свою целостность. Одной из основных задач геомеханического моделирования является оценка критической депрессии в скважине, которая необходима для обеспечения устойчивости ее стенок и предотвращения выноса песка. В статье дано подробное описание инструмента оценки критической депрессии. Оценка выполнена двумя методами. В случае упрощенного критерия можно получить непрерывный профиль депрессии в скважине заданной ориентации, тогда как по полному критерию при заданной депрессии оценивается зона разрушения. Разработанный алгоритм реализован на языке Python, что позволило оперативно проводить расчеты по группе скважин одновременно. Оценка напряженно-деформированного состояния проводилась как для начальных пластовых условий, так и с заданным временным шагом по пластовому давлению. Таким образом, для скважины произвольной ориентации на основе данных, полученных в результате одномерного геомеханического моделирования, выполнен расчет критической депрессии на основе двух вариаций критериев прочности с учетом изменения пластового давления. Применение предложенного в статье подхода дало возможность получить профиль критической депрессии в скважине с учетом изменения пластового давления. Расчеты проведены для нескольких скважин. Сформированы соответствующие рекомендации по забойному давлению на заданный период работы скважины.

Список литературы

1. Petroleum related rock mechanics / E. Fjær, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. –

Elsevier, 2008. – V. 53. – 514 p.

2. Jaeger J.C., Cook N.G.W., Zimmerman R.W. Fundamentals of rock mechanics. – Blackwell, 2007. – 475 p.

3. Papamichos E, Furui K. Sand production initiation criteria and their calibration. 47th 15 US Rock Mechanics // Geomechanics Symp, San Francisco, CA. – 2013.

4. Papamichos E., Furui K. Analytical models for sand onset under field conditions, Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – doi: 10.1016/j.petrol.2018.09.009

В научной и научно-технической литературе вопросы выбора оптимальных параметров технологий нестационарного воздействия в большинстве случаев касаются определения параметров работы систем поддержания пластового давления. Только в последнее время появляются исследования и технологии, направленные на применение нестационарной (циклической) работы добывающих скважин для повышения нефтеизвлечения из послойно неоднородных коллекторов. В статье рассмотрены изменения полей давления и насыщенности в послойно-неоднородном по проницаемости коллекторе модельной залежи при нестационарной работе добывающих скважин. Выполнено гидродинамическое моделирование периодического режима работы добывающей горизонтальной скважины (ГС), эксплуатирующей послойно-неоднородный по проницаемости пласт залежи высоковязкой нефти. Показано, что периодическая эксплуатация добывающей ГС приводит к увеличению дебита нефти и некоторому снижению обводненности добываемой продукции. Несмотря на прирост дебита нефти, вследствие простоев скважины снижаются темпы отбора и накопленная добыча нефти. Прирост дебита нефти при периодической эксплуатации скважины зависит от обводненности, при которой скважина была переведена в периодический режим эксплуатации. Установлено, что чем выше стартовая обводненность, тем меньше прирост дебита нефти при периодической эксплуатации. Отмечено, что после прекращения периодической эксплуатации дебит нефти скважины некоторое время превышает дебит нефти для базового варианта (постоянный режим эксплуатации), однако затем снижается до базового и менее. Обводненность после прекращения периодической эксплуатации возрастает до базовых значений, в некоторых случаях превышает их их. Показано, что периодическая эксплуатация добывающей скважины оказывает воздействие на соседние добывающие скважины. При этом эффект воздействия зависит от взаимного расположения добывающих и нагнетательной скважин. Установлено, что изменение технологических показателей скважины, расположенной дальше от нагнетательной, при периодической эксплуатации ближней к нагнетательной добывающей скважины в основном связано не циклическим воздействием (хотя этот эффект присутствует), а с повышением пластового давления в межскважинной зоне и изменением направления фильтрационных потоков по латерали. Кроме того, периодическая эксплуатация приводит как к возникновению межслойных перетоков пластовых флюидов, так и к изменению направления фильтрационных потоков по латерали.

Список литературы

1. Гафаров Ш.А., Фаизов Р.Г., Кабиров М.М. Повышение эффективности циклического воздействия на неоднородные нефтяные пласты. – Уфа: Монография, 2007. – 74 с.

2. Использование методов Data Mining в поиске объектов для успешного применения технологий нестационарного заводнения / И.В. Владимиров, М.М. Салихов, Р.Р. Булгаков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 2. – С. 26–32.

3. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования / Н.Г. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев [и др.]. – М.: ОАО «ВНИИ­ОЭНГ», 2000. – 112 с.

4. Обоснование режимов работы нагнетательных скважин для реализации циклического заводнения / А.Н. Иванов, П.В. Пятибратов, А.Р. Аубакиров, А.Д. Дзюбло  // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 28–31.

5. Манапов Т.Ф. Оптимизация и мониторинг разработки нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – 296 с.

Технологический подход к гидродинамическим исследованиям (ГДИ) поисковых и разведочных скважин в обсадной колонне в режиме фонтанирования достаточно хорошо изучен и технически прост при реализации. Однако в случае непереливающего режима притока испытания существенно усложняются и требуют привлечения большего количества технических средств. Методика  «Компрессирование + кривая восстановления уровня (КВУ) / кривая притока» предполагает изначальный вызов притока азотированием или свабированием, отработку на псевдоустановившихся режимах фильтрации (при компрессировании) с последующим прослеживанием кривой восстановления уровня. Данный метод, прежде всего, рассматривается как инструмент получения минимального набора параметров, таких как тип и объемный дебит пластового флюида. Однако ГДИ непереливающих малодебитных пластов этим способом имеют ряд существенных недостатков, связанных с ограниченностью получаемых гидродинамических характеристик исследуемого объекта. Прежде всего это касается качества оценки таких ключевых параметров, как пластовое давление, проницаемость удаленной зоны пласта и состояние призабойной зоны пласта. Основной причиной ограничений метода КВУ является длительное доминирование эффектов влияния ствола скважины, так как при малодебитном притоке (5-10 м³/сут) нефти или пластовой воды изменение давления зависит только от меняющегося уровня в скважине, по динамике которого зачастую невозможно идентифицировать отклик пласта. Имеющиеся в настоящее время подходы к интерпретации КВУ не дают однозначной оценки ввиду того, что при выполнении ключевых этапов обработки требуется априорное знание параметра пластового давления, итерационный подбор которого может приводить к существенной погрешности результатов.

Представленный в статье подход к ГДИ методом «индикаторная кривая + кривая восстановления давления», реализуемый посредством компоновки струйного насоса, позволяет нивелировать влияние ствола скважины. В статье рассмотрены результаты сопоставления оценки качества ГДИ при выполнении испытания малодебитных водонефтенасыщенных пластов с не переливающим режимом притока комплексом «свабирование + КВУ» и при исследовании компоновками струйных насосов. Приведены ключевые технологические аспекты испытания с акцентом на преимущества и недостатки методов.

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Оценки продуктивных свойств пласта и скважины по гидродинамическим исследованиям. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003. – 86 с.

2. Узе О., Витура Д., Фьярэ О. Анализ динамических потоков. – Kappa, 2009. – 359 с. –  https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-analiz-dinamicheskih-potokov.pdf

3. Зейн Аль-Абидин М.Д. Совершенствование методов интерпретации данных гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2017 – 110 с.

В статье представлены результаты анализа гидродинамических и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований, проведенных на 01.09.20 г. в многозабойных горизонтальных скважинах в периметре компании ПАО «НК «Роснефть». Дано описание основных проблем, возникающих при проведении ПГИ и интерпретации результатов этих исследований: снижение информативности, сложности в конкретизации зоны притока воды, низкий охват фонда исследованиями. Рассмотрен положительный опыт использования оборудования Y-tool и альтернативных методик (устройство поинтервального мониторинга притока и оптоволоконные датчики давления температуры и давления) с целью повышения информативности и увеличения охвата скважин ПГИ. В случае расслоения многофазного потока в горизонтальном участке скважины для получения достоверной информации рекомендовано использовать расходомер с распределенными вертушками по сечению скважины. Выявлены основные проблемы гидродинамических исследований многозабойных горизонтальных скважин, такие как низкое качество оценки интерпретации, низкий охват исследованиями, высокие потери добычи. Для повышения достоверности исследований предложено настраивать модели на всю историю добычи (увеличение точности оценки проницаемости и скин-фактора). При качественных первичных данных (ежедневные замеры давления и дебита скважины) рекомендуется проводить анализ данных добычи, который дает возможность без длительных остановок получить параметры скважины и пласта, а следовательно, увеличить охват фонда исследованиями. По результатам анализа предложены два комплекса исследований скважин (расширенный и оптимальный), которые можно проводить в период опытно-промышленных работ и промышленной добычи и которые могут сократить потери нефти без потери информативности.

Список литературы

1. Обзор нефтесервисного рынка России – 2020. – https://www2.deloitte.com/ content/dam/Deloitte/ru/Documents/energy-resources/Russian/oil-gas-survey-russia-2020.pdf

2. Особенности планирования, проведения и интерпретации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти (часть 1) / С.В. Туленков, Д.С. Мачехин, К.В. Вологодский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 70–73.

3. Применение анализа данных добычи на горизонтальных нефтяных скважинах в целях определения фильтрационных свойств пласта / С.В. Туленков, А.С. Широков, Д.В. Грандов [и др.] // Нефтяная провинция. – 2019. – № 4(20). – С. 140–156. – DOI 10.25689/NP.2019.4.140-15

4. Оценка эффективности многозабойных скважин на месторождениях Ванкорского кластера в различных геологических условиях / А.В. Аржиловский, А.А. Зернин, А.С. Широков [и др.] // Недропользование XXI век. – 2020. – № 6(89). – С. 64–73.

5. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром нефть» / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В. Буянов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017. – № 3(5). – С. 55–64.

С целью принятия экономически оптимальных технических решений по основаниям и фундаментам специалисты в области температурной стабилизации грунтов должны выполнять прогнозные теплотехнические расчеты. В процессе проектирования объектов большой протяженности (промысловые и магистральные трубопроводы в надземном исполнении, воздушные линии электропередачи) количество инженерно-геологических скважин, для которых необходимо выполнить прогнозные теплотехнические расчеты, может превышать несколько сотен. Ускорить процедуру проектирования без потери точности результатов численного моделирования теплового состояния многолетнемерзлых грунтов оснований сооружений позволяет типизация инженерно-геологических и геокриологических условий.

В статье предложен алгоритм типизации инженерно-геологических и геокриологических условий. По результатам численного моделирования подтверждена научная обоснованность применения предложенного алгоритма. Выполнен анализ оптимизации рабочих ресурсов при условии внедрения алгоритма в процесс проектирования линейных сооружений обустройства наземной инфраструктуры нефтегазовых, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов. В основу алгоритма заложен принцип анализа литологического состава, физико-механических и теплофизических свойств грунтов, начального температурного состояния грунтов (пластичномерзлые, мерзлые, твердомерзлые, талые) и типа разреза (талый, сплошной, несливающийся или заглубленная кровля многолетнемерзлых грунтов). По результатам анализа инженерно-геологические скважины со схожими параметрами грунтов объединяются в типовые инженерно-геологические условия, для которых предполагается индентичная динамика изменения температурного поля. Процесс типизации является важным практическим инструментом при выполнении прогнозных теплотехнических расчетов для объектов большой протяженности (промысловые и магистральные трубопроводы, высоковольтные линии электропередачи). Внедрение при проектировании автоматизированных программных алгоритмов позволяет значительно сократить время на выполнение числового моделирования без потери точности результатов.

Список литературы

1. Ипатов П.П. Региональная инженерная геология. – Томск: Изд-во ТПУ, 2007. – 140 с.

2. Захаров М.С. Системный анализ в региональной инженерной геологии. – Л.: Изд-во ЛГИ, 1980. – 89 с.

3. Ломтадзе В.Д. Инженерная геология. Специальная инженерная геология. – Л.: Недра, 1978. – 496 с.

4. Завершинская Д.В., Корвет Н.Г. Выбор классификационных признаков для инженерно-геологичекой типизации участков возведения мостовых переходов в различных инженерно-геологических условиях // Сборник тезисов. Всероссийская научно-практическая молодежная конференция: «Современные исследования в геологии» 25–27 марта 2016 г. Санкт-Петербург. – СПб., 2016. – С. 106–07. – http://earth.spbu.ru/netcat_files/userfiles/news/2016spring/Tezisy_SNO_2016.pdf

5. Применение цифровой модели линейного объекта для проектирования трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов / Ю.С. Поверенный, А.Д. Дубров, Н.Г. Гилев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – М. – 2020. – № 8. – С. 106–109. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-8-106-109.

6. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ № 2020618505 РФ. Программа Свая-САПР Про / С.С. Медяник, Г.А. Кесиян, А.Д. Дубров, Е.В. Зенков, А.В. Загуменникова, Ю.С. Поверенный, В.О. Федосеенко, Н.Г. Гилев; заявитель и правообладатель ООО «НК «Роснефть» – НТЦ». – № 2020617851; заявл. 27.07.20; опубл. 30.07.20.

7. Георгияди В.Г., Зенков Е.В., Золотухин К.В. Влияние засоленности на результаты численного прогноза теплового состояния многолетнемерзлых грунтов на севере Красноярского края // Материалы научно-практической конференции «Информационные технологии, роботизация процессов при разработке, обустройстве и эксплуатации месторождений», г. Краснодар, 11–12 декабря 2019 г. – С. 14.

8. Литвинов Т.А. Фазовый состав воды строительных материалов при отрицательных температурах // Успехи строительной физики в СССР. Науч. Труды НИИСФ. – 1967. – Вып. 3. –  С. 38–46.

9. Старостин Е.Г. Расчет количества незамерзшей воды по изотермам адсорбции с учетом льдосодержания // Наука и образование. – 2008. – № 1. – С. 43–48.

10. Гришин А.Н., Голованов А.Н., Суков Я.В. Экспериментальное определение технофизических, термокинетических и фильтрационных характеристик торфа // Инженерно-физический журнал. – 2006. – Т. 79. – № 3. – С. 131–136.

11. Второй оценочный доклад Росгидромета об изменениях климата и их последствиях на территории Российской Федерации. – М., 2014. – 1009 с.

12. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ № 2021616230 РФ. Программа «Типизация ММГ / В.Г. Георгияди, А.Д. Дубров, Ю.С. Поверенный, Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, К.В. Золотухин, В.О.Федосеенко; заявитель и правообладатель ООО «НК «Роснефть» – НТЦ». – № 2021615427; заявл. 15.04.21; опубл. 19.04.21.

13. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ № 2021616474 РФ. Программа «ЦМЛО» / А.Д. Дубров, Ю.С. Поверенный, Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, А.О. Яргунина; заявитель и правообладатель ООО «НК «Роснефть» – НТЦ». – № 2021615281; заявл. 15.04.21; опубл. 22.04.21.

Обустройство морских нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе принципиально отличается от их обустройства на суше. Высокая сложность, специфические особенности проведения и организации работ в море определяются разными факторами, в том числе в первую очередь климатическими и инженерно-геологическими условиями. Основные проблемы при освоении этих месторождений обусловлены высокой стоимостью и уникальностью применяемых технических средств, а также задачами, которые связаны с необходимостью проведения работ под водой, специальными технологиями организации строительства, экологической безопасностью и др. Правильность выбора и точность выполнения морских операций в значительной мере влияют на себестоимость добываемых углеводородов. Морские операции представляют собой совокупность технико-технологических мероприятий по транспортировке, сборке, стыковке и установке на точку эксплуатации морского нефтегазового сооружения или его составных частей, которые проводятся при нахождении объекта на плаву или с использованием плавсредств.

Реализация проектов морских операций на месторождениях СП «Вьетсовпетро» связана с созданием сложных инженерных сооружений как на берегу, так и на шельфе, эксплуатацией специализированных судов, технических средств и специального оборудования. В статье рассмотрены этапы обустройства нефтегазового месторождения СП «Вьетсовпетро», в том числе проектирование, строительство, эксплуатация, ликвидация гидротехнических сооружений и подводных коммуникаций. Дана характеристика производственных условий. Представлен принцип выбора привлекаемых технических средств как для выполнения работ на береговой строительной площадке, так и для проведения морских операций.

Список литературы

1. Нефтегазоносность кристаллического фундамента шельфа Вьетнама: Белый Тигр и Дракон / В.И. Богоявленский, И.В. Богоявленский, Р.А. Никонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016.  – № 8. – С. 98–104.

2. Разработка шельфовых нефтяных месторождений СП Вьетсовпетро. (Прыжок «Белого Тигра» длиною в 35 лет...) / Ты Тхань Нгиа, М.М. Велиев, Ле Вьет Хай, А.Н. Иванов. – СПб.: Недра, 2017. – 386 с.

3. НД N 2-090601-006. Российский морской регистр судоходства. Правила разработки и проведения морских операций. – СПб: ФАУ «Российский морской регистр судоходства», 2017. – 162 с.

4. Булатов А.И., Проселков Ю.М. Морские нефтегазовые сооружения. Техника и технология разработки и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений. –  Краснодар: Просвещение-Юг, 2006. – 412 с.

5. Суворова И.А. Морские нефтегазовые сооружения. Вывод из эксплуатации. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007. – 110 с.

В статье рассмотрено применение современных цифровых технологий, объединенных в рамках комплексного подхода, при выводе на режим скважин, оборудованных установками электроцентробежных и скважинных штанговых насосов. На основе экспертных правил, цифровых двойников скважины и методов машинного обучения разработана единая система поддержки принятия решений, позволяющая сопровождать процесс вывода скважины на режим, начиная с подготовки скважины к запуску, до момента стабилизации эксплуатационных параметров. Разработан набор интеллектуальных алгоритмов, который дает возможность удаленно диагностировать осложнения в работе насосного оборудования, негерметичность лифта скважин, исправность замерных систем и рекомендовать оптимальные режимы работы, темп разгона, уставки станции управления, отпайку трансформатора и другие мероприятия. На примере схемы вывода на режим скважин, оборудованных установками электроцентробежных и скважинных штанговых насосов, показана последовательность применения алгоритмов в рамках комплексного подхода. Приведены результаты тестирования, в частности, отмечено, что прогнозирование режима работы скважины с помощью цифрового двойника позволяет обеспечить достижение целевых параметров, избежав необходимости «довывода» скважины после перевода ее в режим нормальной эксплуатации, или, наоборот, сократив время ее вывода на режим. На реальных скважинах проиллюстрирована новая методика определения правильности направления вращения вала погружного электродвигателя. Выполнена оценка технико-экономического эффекта от внедрения комплексного подхода при выводе скважин на режим. Совокупный годовой эффект от сокращения числа остановок и отказов во время вывода на режим на механизированном фонде скважин ООО «Башнефть-Добыча» достигает 35 млн. руб.

Список литературы

1. ПАО АНК «Башнефть» на пути к совершенству: вывод скважин на режим как элемент мониторинга мехфонда / В.В. Жонин, Р.И. Валиахметов, Р.М. Еникеев [и др.] // Инженерная практика. ‒ 2015. ‒ № 9. ‒ С. 9–12.

2. Мальцев Н.В. Прогнозирование изменения параметров работы скважины при выводе на режим // Нефть, газ и бизнес. ‒2012. ‒ № 8.‒ С. 72–75.

3. Грибенников О.А., Мельников А.А. Мониторинг коллекторских свойств по данным вывода скважин на режим // Нефтепромысловое дело. ‒ 2020. ‒ № 4 (616). ‒ С. 27–31.

4. Цифровой двойник скважины как инструмент цифровизации вывода на режим скважин в ПАО АНК «Башнефть» / А.А. Пашали, А.В. Колонских, Р.С. Халфин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 80–85. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-3-80-84.

5. Волков М. Г. Методика расчета коэффициента естественной сепарации в процессе освоения нефтедобывающей скважины // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14. – №. 4. – С. 45–49.

6 Пути повышения энергоэффективности установок электроцентробежных насосов добычи нефти с применением цифровых двойников / Д.С. Архипов, Б.М. Латыпов, Д.В. Сильнов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 1. – С. 42–50.

7. Интегрированная модель «пласт – скважина – насос» для расчета нестационарных режимов течения жидкости / А.А. Пашали, Р.С. Халфин, Д.В. Сильнов [и др.] // Нефтегазовое дело. ‒ 2021. – Т. 19. ‒ № 1. ‒  С. 33–41.

8. Автоматизированная система интерпретации отклонений по динамограммам на основе средств машинного обучения при эксплуатации скважинных штанговых насосов /  М.Г. Волков, Д.В. Сильнов, А.С. Топольников [и др.] // Нефтяное хозяйство. ‒ 2021. ‒ № 4. ‒ С. 102–105. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-4-102-105.

Интенсификация добычи нефти сопровождается осложненными условиями эксплуатации скважин. Наиболее широко распространенной проблемой при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в настоящее время являются механические примеси, солеотложения, коррозия, свободный газ, сложная инклинометрия, асфальтосмолопарафиновые отложения, высоковязкие нефтяные эмульсии. Для обеспечения эффективности добычи нефти в этих условиях необходимо использовать современные системы интеллектуального месторождения, разработать и применять четкие рекомендации по конструкции и технологии использования скважинного оборудования. Эти рекомендации должны быть основаны на оперативном определении всех рабочих параметров системы пласт – скважина – насосная установка, в первую очередь – дебита скважин. Оперативное и точное определение дебита скважин в режиме реального времени дает возможность увеличить добычу нефти, снизить оперативные расходы электроэнергии и химических регентов, оптимизировать разработку месторождения. Использование значений дебита в режиме онлайн обеспечивает также продвижение в области создания цифровых двойников элементов цифровой скважины за счет работы алгоритмов определения деградации рабочих характеристик скважинных насосных установок. Все это приводит к возможности создания системы предиктивного анализа работы установок электроприводных лопастных насосов для добычи нефти, главной целью которой является определение физической и вероятностной наработки до отказа оборудования при осложненных условиях эксплуатации. Результаты теоретических и экспериментальных исследований при разработке новых конструкций и технологий должны базироваться на сборе, обработке, анализе промысловых данных и данных о работе скважинного оборудования.

Список литературы

1. Свидетельство №2016618641 о государственной регистрации программы для ЭВМ «Автотехнолог-виртуальный расходомер».

2. Шевченко С.Д., Якимов С.Б., Ивановский В.Н. Разработка алгоритма расчета дебита нефтяных скважин при их эксплуатации УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 6. – С. 90–92.

3. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н. Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 4. – С. 21–25.

4. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А. Прогнозирование как способ борьбы с отложением солей в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами // Нефтяное хозйство. – 2009. – № 5. – С. 26–29.

5. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А. Новый концептуальный подход к защите погружного оборудования от солеотложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2013. – № 9. – С. 21–26.

6. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А. Интеллектуализация добычи нефти: новые возможности разработки и тенденции // Инженерная практика. – 2014. – № 9. – С. 8–11.

7. Исрафилов Р.Т. Опыт ОАО «Варьеганнефтегаз» по защите подземного оборудования от коррозии с применением химреагентов. Обзор технической конференции ОАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. – 2014. – № 2. – С. 14–18.

8. Патент РФ №2 581 180 Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками / В.И. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов, С.С. Пекин; патентообладатель ООО «ЦОНиК» им. И.М. Губкина. – № 2015128666; заявл. 15.07.2015; опубл. 20.04.2016.

9. Рзаев Аб.Г., Гулуев Г.А., Абдурахманова А.М. Измерение дебита нефтяных скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – № 7. – С. 26–29.

10. Якимов С.Б., Ивановский В.Н., Сабиров А.А. Новый подход к выбору насосного оборудования и режима его работы в осложненных скважинах // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 52–55. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-52-55.

11. Долов Т.Р., Кузнецов И.В. Определение влияния условий эксплуатации и типоразмеров ЭЦН на деградацию их характеристик // Инженерная практика. – 2019. – № 11–12. – С. 62–66.

12. Прогнозирование наработки на отказ, выбор исполнения и оптимизация закупок установок электроцентробежных насосов для осложненного фонда скважин / А.А. Сабиров, А.В. Деговцов, И.В. Кузнецов [и др.] // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2019. – № 7–8. – С. 20–27.

13. Компьютерный инжиниринг / А.И. Боровков, С.Ф. Бурдаков, О.И. Клявин [и др.]. – СПб.: Изд-во Политехнического университета, 2012. – 93 с.

14. Национальный стандарт РФ. Компьютерные модели и моделирование. Цифровые двойники. Общие положения. – М.: Стандартинформ, 2020.

Резервуары, предназначенные для хранения, приема, откачки и измерения объема нефти и нефтепродуктов, являются объектами высокой степени опасности. Системная надежность и эффективность их работы в первую очередь зависят от качества применяемого оборудования, которое испытывает сейсмические и климатические воздействия, воздействие коррозионно-активных агентов, окружающей и рабочей среды, а также механические нагрузки в процессе эксплуатации и выполнения комплекса операций по техническому обслуживанию резервуаров в течение всего срока эксплуатации. Поэтому процессы, направленные на обеспечение и повышение надежности применяемого резервуарного оборудования, всегда актуальны для нефтегазовой отрасли.

В статье рассмотрены меры, направленные на повышение надежности резервуарного оборудования, важнейшей из которых является оценка соответствия качества оборудования, поставляемого для строительства, ремонта и реконструкции вертикальных стальных резервуаров, эксплуатируемых на опасных производственных объектах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов ПАО «Транснефть». Проанализированы проблемные вопросы, связанные с повышением надежности оборудования для резервуаров. Приведены примеры основных технических требований, в соответствии с которыми проводится оценка качества оборудования для резервуаров. Показан потенциал повышения качества и надежности оборудования для резервуаров за счет современных и эффективных подходов, применяемых в системе трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов ПАО «Транснефть». В качестве примера рассмотрены четыре основных вида оборудования для резервуаров: приемо-раздаточное устройство (ПРУ), водоспускное устройство (ВУ) для стока ливневых вод с поверхности плавающей крыши, кран сифонный (КС), затвор плавающей крыши (ЗПК), которые включены в перечень основных видов продукции, применяемой организациями системы ПАО «Транснефть» и подлежащей оценке соответствия нормативным техническим требованиям компании.

Список литературы

1. Создание отраслевой системы аккредитации в ОАО «АК «Транснефть» // А.М. Ефремов, О.В. Аралов, И.В. Буянов, Д.А. Жижин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 4. – С. 90 – 97.

2. Официальный сайт ЗАО «Нефтемонтаждиагностика». – https://www.nmdcomp.ru/

3. Гуревич Д.Ф. Расчет и конструирование трубопроводной арматуры. – Л.: Машиностроение, 1968. – 888 с.

4. Гуревич Д.Ф. Трубопроводная арматура: Справочное пособие. – Л.: Машиностроение, 1981. – 368 с.

5. Каравайченко М.Г., Бабин Л.А., Усманов Р.М. Резервуары с плавающими крышами. – М.: Недра,  1992. – 236 с.

6. Аралов О.В., Буянов И.В. Оценка соответствия продукции в России и зарубежом // Трубопроводный транспорт-2017. Тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа: УГНТУ, 2017. – С. 10–12.

7. Аралов О.В. Отраслевая система оценки соответствия оборудования и материалов, применяемых в ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2. – С. 24–27.

В последнее время активно расширяется область применения класса напряжения 20 кВ в распределительных электрических сетях различного назначения. Напряжение 20 кВ входит в стандартный ряд номинальных напряжений 10 – 20 – 35 кВ. В первую очередь рассматривается перевод на 20 кВ электрических сетей, традиционно использующих напряжение 10(6) и 35 кВ. Приведенные в различных публикациях таблицы и графики иллюстрируют теоретически обоснованные результаты: при повышении напряжения по ВЛ того же сечения можно либо передать бóльшую мощность, либо снизить потери мощности (и напряжения), либо найти оптимальное соотношение передаваемой мощности и потерь мощности. Однако нефтяные месторождения как технологические объекты имеют свою специфику, с учетом которой должна формироваться система их электроснабжения. Основной задачей при этом является гибкое реагирование систем электроснабжения на технологически обусловленные изменения электрических нагрузок, местоположения технологических объектов, изменение и расширение территории на всех этапах разработки месторождения с сохранением требуемого уровня надежности и качества электроснабжения объектов. В традиционной системе электроснабжения месторождения с напряжениями 35 и 10 кВ базовая сеть с необходимыми ресурсами мощности формируется на напряжении 35 кВ с размещением подстанций в центрах электрических нагрузок промыслов. А сеть 10 кВ может гибко реагировать на изменение местоположения и мощности отдельных технологических объектов. Такая схема обеспечивает требуемую надежность электроснабжения и гибкость на всех этапах развития. Показано, что перевод системы электроснабжения месторождения на 20 кВ кардинально ограничит возможности реагирования на изменяющиеся требования технологии как вследствие меньшей гибкости по сравнению с сетью 10 кВ, так и из-за ограничений по пропускной способности по сравнению с сетью 35 кВ. Поэтому при всем активном общепромышленном развитии сетей 20 кВ широкое применение этого класса напряжения для электроснабжения нефтяных месторождений не представляется перспективным.

Список литературы

1. Исследование режимов электрических сетей при переводе на напряжение 20 кВ, международная научно-практическая конференция / В.А. Агеев, К.А. Душутин, Е.Н. Еремеев, Г.Н. Семенов. В сб. Энергоэффективные и ресурсосберегающие технологии и системы // Материалы Международной научно-практической конференции. – Саранск, 2019. – C. 226–230.

2. Преимущества и недостатки электрических сетей 20 кВ / М.А. Садохина,  А.И. Садохин, Д.О. Герасимов, К.В. Суслов. В сб. Электроэнергетика глазами молодежи // Материалы VII Международной молодежной научно-технической конференции. В 3-х т. – Казань, 2016. – С. 206–209.

3. АО «ЮРЭСК»: особенности строительства ЛЭП 20 кВ в ХМАО-Югра. – https://depjkke.admhmao.ru/upload/iblock/780/elektroenergiya_pp_2_2015.pdf

4. Питающие линии 6 кВ нефтегазоконденсатных месторождений. Увеличение пропускной способности / А.А. Володько, Д.Г. Лапаев, И.М. Богачков, П.А. Овчинников // Новости электротехники. – 2015. – № 1 (91). –  http://www.news.elteh.ru/arh/2015/91/08.php.

5. Богачков И.М., Новикова М.В. 20 кВ – оптимальное решение для электроснабжения нефтегазовых месторождений / В сб. Проблемы развития газовой промышленности // XX научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов. – Тюмень: ООО «Газпром проектирование». – 2018. – С. 123–126.

6. Богачков И.М., Хамитов Р.Н., Велиев М.К. Пути выбора оптимального класса напряжения системы электроснабжения газовых месторождений // Электротехнические системы и комплексы. – 2020. – № 4(49). – С. 35–41.

В статье представлены результаты комплексных экспериментальных исследований, направленных на изучение взаимосвязи между параметрами основного металла и сварки (химический состав труб и сварочных материалов, режим сварки), получаемой структурой металла сварного соединения, его базовыми механическими характеристиками (прочность, пластичность и ударная вязкость), а также параметрами статической и циклической трещиностойкости, которые используются в рамках силового критерия механики разрушения. Проведены стандартные и специальные испытания металла, а также исследование его структуры после термической обработки в широком диапазоне скоростей охлаждения. Установленные взаимосвязи подтверждены испытаниями кольцевых сварных соединений труб и металлоконструкций резервуаров, сваренных по наиболее распространенным в ПАО «Транснефть» технологиям. На основании полученных результатов разработана модель уточнения работоспособности сварных соединений по исходным данным различных уровней. В частности, установлено влияние скорости охлаждения, а также основных параметров структуры металла сварного соединения на изменение его базовых механических свойств. Кроме того, получены эмпирические выражения, связывающие набор механических свойств (ударная вязкость, относительное удлинение и отношение предела текучести к пределу прочности), объединенных в комплексный коэффициент работоспособности, с параметрами трещиностойкости металла, используемыми в рамках силового критерия механики разрушения. Для получения наибольшего практического эффекта от внедрения разработанной модели предложено ввести дифференцированные понижающие коэффициенты при проведении расчетов на прочность и долговечность в соответствии с действующей нормативной документацией, в зависимости от уровня доступных данных о сварном соединении.

Список литературы

1. Идрисов Р.Х., Идрисова К.Р., Кормакова Д.С. Анализ аварийности магистральных трубопроводов России // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2019. – № 2. – С. 44–46.

2. Аладинский В.В., Мельникова А.В. Формирование требований к геометрии и свойствам сварных соединений труб, обеспечивающих надежность трубопроводов // Наука и техника в газовой промышленности. – 2009. – № 4 (40). – С. 43–48.

3. Голиков Н.И., Аммосов А.П. Прочность сварных соединений резервуаров и трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях Севера. – Якутск: Издательский дом Северо-Восточного федерального университета, 2012. – 232 с.

4. Макаров Э.Л., Якушин Б.Ф. Теория свариваемости сталей и сплавов. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2014. – 487 с.

5. Савкин А.Н., Андроник А.В., Корадди Р. Методика определения коэффициентов уравнения скорости роста трещины при циклическом нагружении // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2016. – Т. 82. – № 1. – С. 57–63.

6. Построение диаграммы усталостного разрушения моделей судовых валов / В.А. Мамонтов, Т.А. Кужахметов, Р.У. Иксанов, Доан Ван Тинь // Вестник АГТУ. – 2008. – № 5 (46). – С. 44–49.

7. Справочник по коэффициентам интенсивности напряжений: в 2 т. Т. 1 / под ред. Ю. Мураками / пер. с англ. – М.: Мир, 1990. – 448 с.

8. Терентьев В.Ф. Усталость металлических материалов. – М.: Наука, 2003. – 254 с.

9. Зорин А.Е. Анализ структурных и термических процессов при сварке (для оптимизации технологии вырезки кольцевых сварных соединений трубопроводов) // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 6. – С. 67–70.

10. Зорин А.Е. Разработка конструкции образца для проведения механических испытаний металла труб // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 3. – С. 124–128.

11. Зорин А.Е. Научно-методическое обеспечение системы поддержания работоспособности длительно эксплуатируемых газопроводов: дис. ...

д-ра техн. наук. – Москва, 2016. – 332 с.

12. Бельченко Г.И., Губенко С.И. Основы металлографии и пластической деформации стали. – Киев: Вища школа, 1987. – 240 с.

13. Bidulya P. Steel foundry practice / Transl. from the Russ. by A.Troitsky. – Moscow: Peace, 1965. – 319 p.

14. Geller Yu. Tool steels / Transl. from the Russ. by A.Troitsky / Transl. from the Russ. by V.V. Afanasyev. – Moscow: Mir, 1978. – 659 p.

15. Окерблом Н.О., Демянцевич В.П., Байкова И.П. проектирование технологии изготовления сварных конструкций. – Л.: Судпром ГИЗ, 1963. – 602 с.

16. Сварка в машиностроении: Справочник: в 4 т. Т. 1 / под ред. Н.А. Ольшанского. –  М.: Машиностроение, 1978. – 504 с.