В статье рассмотрены основные современные тенденции и перспективы развития законодательства в сфере обеспечения биологической безопасности при пользовании недрами Арктической зоны Российской Федерации в связи с принятием нового Федерального закона «О биологической безопасности». Отмечено значение закона в обеспечении биологической безопасности, установлении правовых основ защиты от биологических угроз. Вместе с тем показана несогласованность закона с действующими документами государственного стратегического планирования в сфере экологической безопасности, а также с законодательством о недрах.

В условиях отсутствия нормативно закрепленного перечня биологических угроз и рисков применительно к сфере недропользования в статье на основе анализа результатов отечественных и зарубежных научных исследований в области обеспечения биологической безопасности выделены наиболее значимые биологические угрозы и риски при пользовании недрами в Арктической зоне Российской Федерации. Обосновано предложение о необходимости принятия единой классификации биологических угроз (опасностей) по территориям (зонам), категориям, формам и видам с выделением отдельной классификации биологических угроз (опасностей) при пользовании недрами в Арктической зоне Российской Федерации. Проведен также анализ документов корпоративного стратегического планирования. Сформулировано предложение о необходимости закрепления особенностей правового обеспечения биологической безопасности в стратегических документах, которые определяют основные векторы политики компании в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды. При предложено применять экосистемный метод, сформулированный по итогам конференции «Одна планета, одно здоровье, одно будущее» («Берлинские принципы», Берлин, 2019), который основывается на базовом подходе к признанию взаимозависимости здоровья человека, животных и экосистем.

Список литературы

1. Пленарное заседание Международного арктического форума, Санкт-Петербург, 9 апреля 2019.  г. – http://kremlin.ru/events/president/news/ 60250

2. Интернет-портал «Арктика 2035». – https://www.arctic2035.ru/experts/

3. Пресс-конференция Президента Российской Федерации В. В. Путина. Москва. Центр международной торговли. 2017 г. – https://rg.ru/2017/ 12/14/videotransliaciia-press-konferenciia-vladimira-putina.html

4. Заседание Госсовета по вопросам повышения инвестиционной привлекательности регионов. Москва. Кремль. 27.12.2017 г. – http://kremlin.ru/ events/president/news/56511

5. Совещание по вопросу эффективного и безопасного освоения Арктики. – https://kremlin.ru/events/president/news/45856

6. До и после: авария на Таймыре в космоснимках. –  https://greenpeace.ru/ news/2020/06/02/do-i-posle-avarija-na-tajmyre-v-kosmosnimkah/

7. Боголюбов С.А., Краснова И.О. Право и спасение природы российской Арктики // Актуальные проблемы российского права. 2018. – № 6 (91). – С. 178–190. – DOI: 10.17803/1994-1471.2018.91.6.178-190.

8. Агафонов В.Б., Жаворонкова Н.Г. Теоретико-правовые проблемы обеспечения биологической безопасности Российской Федерации // Актуальные проблемы российского права. – 2020. – No 4. – С. 187–194. – https://doi.org/10.17803/1994-1471.2020.113.4.187-194

9. Robinson N.A., Walzer Ch. How do we prevent the next outbreak? Scientific American. Accessed 23st May 2021. – https://blogs.scientificamerican.com/observations/how-do-we-prevent-the-next-outbreak

10. Krasnova I.O., Vlasenko V.N. Strategic Regulatory Instruments in Environmental Law of Russia, // Journal of Siberian Federal University. Humanities and Social Sciences. – 2020. – V. 13. – No. 10. – P. 1671–1678. – DOI: 10.17516/1997-1370-0673.

11. https://oneworldonehealth.wcs.org/About-Us/Mission/The-2019-Berlin-Principles-on-One-Health.aspx

12. Краснова И.О. Экосистемный подход в правовом обеспечении биобезопасности// Вестник Российского университета дружбы народов. Серия: Юридические науки. – 2021. – Т. 25. – No 1. – С. 232–247. – DOI: 10.22363/2313-2337-2021-25-1-232-247

13. https://lukoil.ru/Responsibility/Ecology/Controlsystem

14. https://gazprom.ru/nature/environmental-impact

15. https://www.rosneft.ru/Development/HealthSafetyandEnvironment/ecology

Среднеботуобинское месторождение

В Восточной Сибири открыто множество месторождений в вендском терригеннном комплексе, в том числе крупные Верхнечонское и Среднеботуобинское, разрабатываемые ПАО «НК «Роснефть». Несмотря на уже имеющиеся крупные открытия, потенциал терригенного комплекса в регионе еще очень велик. Основной проблемой при проведении геолого-разведочных работ в этих отложениях является прогноз коллекторов. Причиной тому служит недостаточное понимание строения пластов. На основе наукоемких геолого-геофизических подходов, применяемых в периметре ПАО «НК «Роснефть», удалось воссоздать историю формирования вендских терригенных отложений и выявить основные перспективные области распространения коллекторов.

В статье рассмотрены результаты секвенс-стратиграфического и фациального анализа вендских терригенный отложений курсовской свиты на Среднеботуобинском месторождении. Благодаря комплексному подходу, основанному на изучении скважинных данных (керн, геофизические исследования скважин) и сейсмических данных 3D, удалось восстановить историю формирования терригенного комплекса. Для данного этапа развития выбраны две седиментационные модели осадконакопления, установлены источник сноса и конфигурация палеобереговой линии. Благодаря такому подходу выявлены зоны распространения потенциальных коллекторов в талахском горизонте, а также зоны ухудшенных фильтрационно-емкостных свойств в ботуобинском горизонте, которые в дальнейшем были подтверждены бурением разведочных скважин. Такой подход позволил снизить риски при проведении дальнейших геолого-разведочных работ и открыл новые перспективы на месторождении. В дальнейшем подобные работы позволят обеспечить выявление новых перспективных объектов на других месторождениях ПАО «НК «Роснефть» и прирост новых запасов.

Список  литературы

1. Поиск пропущенных залежей на Среднеботуобинском месторождении в Восточной Сибири / Е.И. Долгова, А.С. Чиргун, А.В. Гайдук, С.Н. Перевозчиков // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 5. – С. 80–83. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-5-80-83.

2. Стратиграфическая схема терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы / М.В. Лебедев, С.А. Моисеев, В.А. Топешко, А.М. Фомин // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № 5–6. – С. 874–890.

3. Жемчугова В.А. Резервуарная седиментология, 2012. – М.: ООО “ЕАГЕ Геомодель”, 2014. – 232 с. – https://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-rezervuarnaya-sedimentologiya-karbonatnyh-otlozheniy.pdf

Одной из наиболее значимых групп месторождений в пределах Хорейверской нефтегазоносной области Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции является зона Центрального-Хорейверского поднятия. Зона включает 13 месторождений, которые группируются в цепочку, субширотно пересекающую Хорейверскую впадину с юго-запада на северо-восток. Морфологически эта группа месторождений сформирована серией рифовых построек позднефранского возраста.

На примере группы месторождений Хорейверской впадины рассмотрен опыт прогноза трендов фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов малой толщины, залегающих в верхней части фаменского яруса. Работы выполнены как на основе комплексного анализа всех имеющихся геолого-геофизических материалов (сейсмические, скважинные, керновые), так и с учетом опыта исследований предыдущих лет. Этапы работ включали детальную корреляцию разрезов скважин, выделение литотипов по данным геофизических исследований скважин и изучения керна, построение карт развития литотипов для каждой выделенной пачки. На следующем шаге с помощью сейсмических атрибутов и нейронных методов в двух- и трехмерной модификации выполнены сейсмофациальная классификация и расчет трендов фильтрационно-емкостных свойств. Это позволило получить прогнозную карту развития литотипов, а также количественные трендовые карты эффективных толщин, доли коллектора и пористости. По итогам проведенного комплексного анализа геолого-геофизической информации выделены наиболее перспективные зоны для дальнейшей доразведки и/или опережающего эксплуатационного бурения. Результаты работ дали возможность, несмотря на сложные геологические условия (малые толщины, тектоническую нарушенность, диагенез), уточнить обстановку осадконакопления участка работ; впервые получить пространственное распределение литотипов пород с учетом сейсмического прогноза; построить количественные прогнозные карты эффективных толщин и пористости. В деятельности недропользователя результаты выполненного анализа в настоящее время учитываются в качестве одного из факторов при принятии решений о размещения новых скважин.

Список литературы

1. Особенности геологического строения природных резервуаров и перспективы нефтегазоносности севера Хорейверской впадины и Колвинского мегавала / Под. ред. Н.К. Фортунатовой. – М.: НИА-Природа,  2002. – 197 с.

2. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов [и др.]. – СПб.: ООО Реноме, ГУП РК ТП НИЦ, 2011. – 286 с.

3. Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к атласу геологических карт) / З.В. Ларионова [и др.].– Ухта: Изд-во ТПНИЦ, 2002. – 122 с.

4. Создание методики петроупругого моделирования для прогноза литологии и коллекторских свойств карбонатных отложений Западно-Хоседаюского месторождения / В.И. Рыжков, Д.А. Данько [и др.]. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2018. – 273 с.

5. Комплексирование геофизической информации для создания геологической и гидродинамической моделей Северо-Хоседаюского месторождения. – Тверь. – М.: ООО Помор-ГЕРС, ООО ПетроТрейс-Глобал, 2014.

6. Обобщение и обработка первичной геолого-геофизической информации по Западно-Хоседаюскому месторождению имени Д. Садецкого. – Тверь. – М.: ООО Помор-ГЕРС, ООО ПетроТрейс-Глобал, АО ВНИИнефть, 2015. – 181 с.

Задача корреляции геологических разрезов скважин является одной из важнейших задач геологии, так как на ее результатах основывается дальнейшее построении геологических моделей. Результаты ручной корреляции субъективны и зависят от квалификации проводящего ее специалиста. Рутинность и трудоемкость работы, а также необходимость обработки больших массивов данных обусловливают необходимость автоматизации процесса корреляции скважин. На практике, как правило, скважины с известными значениями границ пластов используются при нахождении границ в соседних скважинах методами парных корреляций соответствующих данных геофизических исследований скважин (ГИС). Последовательное использование парных корреляций на большом числе скважин приводит к тому, что результат существенно зависит от порядка обхода скважин. В этом заключается основная проблема автоматических методов корреляции. В качестве метода верификации результатов корреляции скважин обычно используют метод триангуляционных сетей, реализованный в ряде программных продуктов. Отмечно, что данный метод также зависит от порядка обхода скважин при их корреляции.

В статье предложен метод верификации результатов корреляции данных ГИС для заданной пары скважин, который базируется на статистической оценке результатов корреляций вдоль различных путей. Предполагается, что каждый путь начинается и заканчивается в заданных скважинах и проходит через различные промежуточные скважины. В качестве алгоритмов парной корреляции использован метод DTW (Dynamic Time Warping– алгоритм динамической трансформации временной шкалы) и метод, основанный на вейвлет-анализе материалов ГИС. Составной частью разработанного метода является алгоритм генерации множества путей, соединяющих рассматриваемые скважины и проходящих в некоторой ограниченной области. Предложены также методики проверки корректности предлагаемого подхода. Приведены примеры применения разработанного подхода и сравнения его результатов с результатами известного алгоритма верификации на основе триангуляционных сетей.

Список литературы

1. Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин. – М.: Недра, 1966. – 387 с.

2. Вендельштейн Б.Ю. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И, Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 259 с.

3. Шайбаков Р.А. Обоснование комплексной методики идентификации трехмерных геологических объектов: дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – Уфа, 2014. – 190 с.

4. Shi Y., Wu X., Fomel S. Finding an optimal well-log correlation sequence using coherence-weighted graphs // SEG Technical Program Expanded Abstracts. – 2017. – P. 1982–1987. – https://doi.org/10.1190/segam2017-17746336.1

5. Моделирование залежей углеводородов. Корреляция разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режиме с помощью программы AutoCorr / И.С. Гутман, И.Ю. Балабан, Г.П. Кузнецова, В.М. Староверов // SPE-104343-MS. – 2006. – https://doi.org/10.2118/104343-MS

6. Salvador S., Chan P. FastDTW: Toward accurate dynamic time warping in linear time and space // Intelligent Data Analysis. – 2004. – No. 11(5). – P. 70–80.

7. Lineman D.J., Mendelson J.D., Toksoz M.N. Well-to-well log correlation using knowledge-based systems and dynamic depth warping: Technical report // SPWLA-1987-UU. – 1987. – https://dspace.mit.edu/bitstream/handle/1721.1/75091/1987.14%20Lineman%20et%20al.pdf?sequence=1

8. Keogh E.J., Pazzani M.J. Derivative Dynamic Time Warping // Proceedings of the 2001 SIAM International Conference on Data Mining (SDM). – 2001. – https://doi.org/10.1137/1.9781611972719.1

9. New Software for Well-to-Well Correlation of Spectroscopy Logs / P. Mirowski, M. Herron, N. Seleznev, S. Fluckiger, D. McCormick. // AAPG International Conference; September 11–14, 2005 — Paris, France. – https://www.searchanddiscovery.com/documents/abstracts/2005intl_paris/mirowski.htm

10. EventDTW: An improved Dynamic Time Warping algorithm for aligning biomedical signals of nonuniform sampling frequencies / Y. Jiang, Y. Qi, W. Ke Wang [et al.] // Sensor. – 2020. – V. 20 (9) – P. 1–13.

11. Малла С. Вэйвлеты в обработке сигналов / пер. с англ. Я.М. Жилейкина. – М.: Мир, 2005. – 671 с.

12. Preston F.W., Henderson J.  Fourier series characterization of cyclic sediments for stratigraphic correlation // Kansas Geological Survey Bulletin. - 1964. – V. 169.– P. 415–425. – http://www.kgs.ku.edu/Publications/Bulletins/169/Preston/

13. Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Саакян М.И.  Детальная корреляция разрезов скважин с помощью программного комплекса «AutoCorr» // Геоинформатика. – 2009. – № 2. – С. 86–97.

Определение минералогического состава горных пород играет очень важную роль для детального литологического описания разреза. Особенно это важно, когда разрез представлен горными породами со сложным геологическим строением, такими как неоднородные известняки и доломиты или песчано-глинистые породы многокомпонентного состава. Кроме того, для оценки влияния глинистости на величину пористости необходимо определить тип глины и ее минералогический состав. Прямым методом изучения состава горных пород является рентгенофлуоресцентный анализ (РФА) образцов керна. Однако поскольку керн отбирается не во всех скважинах и не во всем интервале глубин, оценка минералогического состава горных пород выполняется также на основе зарегистрированных данных импульсного нейтронного гамма-каротажа спектрометрического (ИНГК-С). ИНГК-С – это радиоактивный метод исследования скважин, при котором с использованием генератора нейтронов происходит кратковременное облучение горных пород потоком быстрых нейтронов через равные промежутки времени. Метод основывается на регистрации гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов, которые генерируются высокочастотным излучателем. Интерпретация данных ИНГК-С является довольно сложным процессом и состоит из первичной обработки зарегистрированных спектров и собственно интерпретации. Первичная обработка зарегистрированных спектров выполняется по определенной технологии, а собственно интерпретация основана на известной геохимической модели оксидов. 

В данной статье представлены результаты работ, выполненных в Башкирском государственном университете по данным первичной обработки и интерпретации спектров, регистрируемых прибором АИНК-ПЛ, которые были предоставлены ФГУП «ВНИИА им. Н.Л. Духова». Проведена количественная интерпретация данных ИНГК-С в скважинах. Сопоставление полученных в работе результатов с данными анализа керна показало хорошую согласованность при количественной оценке минерального состава пород.

Список литературы

1. Бубеев А.А., Велижанин В.А., Лобода Н.Г. Способы и алгоритмы обработки данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой СНГК-89 // Каротажник. – 2011. – № 8 (206). – С. 55–72.

2. Инструкция по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой серии АИМС и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород / В.А. Велижанин, В.С. Бортасевич, Д.Р. Лобода [и др.]. – Тверь: ООО «Нефтегазгеофизика», 2004. – 81 с.

3. Хомяков А.С. Импортозамещающая геофизическая аппаратура производства ФГУП «ВНИИА». – М.: Всероссийский научно-исследовательский институт автоматики им. Н.Л. Духова, 2019. – 33 с.

4. Oyinkansola Modupe Ajayi.  Numerical Simulation and Interpretation of Neutron-Induced Gamma Ray Spectroscopy Measurements. – Texas: The University of Texas at Austin, 2015. – 333 p.

5. High-Definition Spectroscopy — Determining Mineralogic / M. Aboud, R.A. Badry, J. Grau, S.L. Herron // Oilfield Review. – 2014. – V. 26 (1)& – P. 34–50.

6. Хисамутдинов А.И., Банзаров Б.В., Федорин М.А. Математическое моделирование нестационарного переноса частиц в задачах импульсного нейтронного гамма–каротажа. – Новосибирск: Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, 2008. –  54 с.

В статье приводены сведения о разработках акселерометров для инклинометрии нефтяных и газовых скважин, способных работать при динамических воздействиях (удары, вибрации и температура), возникающих в процессе бурения. Проанализированы требования к скважинному телеметрическому оборудованию, которое применяется в процессе бурения, в контексте особенностей работы скважинных инклинометров. Рассмотрены конструкции акселерометров для инклинометрических измерений, выпускаемые за рубежом, а также конструкции аналогичных приборов отечественных разработок. Проведен анализ мировых трендов развития акселерометров для применения в инклинометрах скважинной аппаратуры. Кратко изложена история создания российских акселерометров компенсационного типа. Рассмотрены конструктивные особенности акселерометров, предназначенных для работы в условиях одновременного воздействия ударов до 1000g при длительности импульса 5 мс, вибраций до 30g и температуры выше 150 °С, которые находят применение в скважинной аппаратуре в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. Обоснована необходимость организации серийного выпуска акселерометров российскими приборостроительными заводами. Даны рекомендации по организации выпуска отечественных акселерометров, пригодных для использования в качестве замены вышедших из строя акселерометров иностранного производства, которые эксплуатируются на российских месторождениях нефти и газа как в российской скважинной аппаратуре, так и в импортной. Освещена текущая ситуация по вопросам создания российских акселерометров для скважинной аппаратуры, работающей в жестких эксплуатационных условиях, обозначены направления создания российских акселерометров, имеющих классическую архитектуру и акселерометров (также компенсационного типа) изготовленных с использованием микроэлектромеханических систем - МЭМС технологии, которым в настоящее время нет аналогов в мире.

Список литературы:

1. Innovative Technology to Extend EM-M/LWD Drilling Depth / A. Rodriguez, C. MacMillan, C Maranuk., &. Watson // SPE-166190-MS. – 2013. –  DOI:10.2118/166190-MS.

2. Вопросы технической политики отраслей ТЭК Российской Федерации / Под ред. О.В. Жданеева. – М.: Наука,  2020. – 304 с. – DOI:10.7868 / 9785020408241.

3. Жданеев О.В., Фролов К.Н. О приоритетных направлениях развития буровых технологий в России // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 42–48. – DOI:10.24887/0028-2448-2020-5-42-48/

4. Lesso W. G., Rezmer-Cooper I. M., Chau M.  Continuous Direction and Inclination Measurements Revolutionize Real-Time Directional Drilling Decision-Making //

SPE-67752-MS. – 2001. – DOI:10.2118/67752-MS.

5. Заляев М.Ф. Исследование вибрации при бурении скважин на термокарстовом газоконденсатном месторождении // Нефтегазовое дело. – 2015. –  Т.  3. – № 4. – С. 36–40.

6. Real-Time Drillstring Vibration Characterization Using Machine Learning / E. Millan, M. Ringer, R. Boualleg, D. Li // SPE-194061-MS. – 2019. – DOI:10.2118/194061-MS.

7. Mabile C., Desplans J.P., Pavone D. A New Way of Using Surface Measurements to Detect Down Hole Vibrations //SPE-36883-MS. – 1996. – DOI:10.2118/36883-MS.

8. Honywell. http://www.inertialsensor.com/qatl60.shml.

9. Chao D., Zhuang Y., El-Sheimy N.  An Innovative MEMS-Based MWD Method for Directional Drilling // SPE-175898-MS. – 2015. – DOI:10.2118/175898-MS.

10. Palagin V.A., Frizuk A.E.  Nanoimprinting – Nanolithography // The International Workshop on Optoelectronic Physics and Technology. – 2004. – June 20. – P. 63–67.

11. MEMS Accelerometer Performance Comes Of Age. – https://www.analog.com/ en/technical-articles/mems-accelerometer-performance-comes-of-age.html.

12. Особенности и сравнительные характеристики технологий изготовления твердотельных акселерометров. – https://avi-solutions.com/library/statyi/osobennosti/

13. Lu C., Jiang G., Wang Z. The development of and experiments on electromagnetic measurement while a drilling system is used for deep exploration // J Geophys Eng. – 2016. – V. 13. – No. 5. – P. 824–831.

14. Research of operability of accelerometers at high-G linear acceleration, vibrating and shock effects without using test centrifuges, vibration and shock test tables / S.F. Konovalov, A.V. Polynkov, J.B. Seo [et al.] // Proceedings of XIV Saint-Petersburg international conference on integrated navigation systems. – Saint Petersburg, 2007. – P. 125–132.

15. Пат. 2731652 РФ. Маятниковый компенсационный акселерометр / С.Ф. Коновалов, Д.В. Майоров, Ю.А. Пономарев, В.Е. Чулков, А.Е. Семенов, М.С. Харламов; № 2019107342; заявитель и патентообладатель С.Ф. Коновалов. – № 2019107343; заявл. 15.03.19; опубл. 07.09.20.

16. House D., Li D. Anisotropic Etching. In: Li D. (eds) Encyclopedia of Microfluidics and Nanofluidics. – Boston: Springer, 2008. – https://doi.org/10.1007/978-0-387-48998-8_35.

17. Silicon etching using only Oxygen at high temperature / Chai J., Walker G., Wang L. [et al.] // An alternative approach to Si micro-machining on 150 mm Si wafers. – 2016. – Sci Rep 5, 17811. – https://doi.org/10.1038/srep17811.

18. Гибридные микроэлектромеханические гироскопы и акселерометры / C.Ф. Коновалов, Ю.А. Пономарев, Д.В. Майоров [и др.] // Машиностроение и компьютерные технологии. – 2011. – № 10. – https://cyberleninka.ru/article/n/gibridnye-mikroelektromehanicheskie-giroskopy-i-akselerometry.

В 2017 г. СП «Вьетсовпетро» при креплении обсадных колонн / хвостовиков полностью перешло на цемент марки G. Для дальнейшего повышения качества крепления проведены научно-исследовательские работы по обоснованию выбора эффективных химических реагентов, а также лабораторные исследования с использованием в тампонажном растворе газоблокирующих добавок BA-58L и ВА-86L и расширяющей добавки EC-2. Исследованы рецептуры, представленные Baker Hughes, с расширяющей добавкой ЕС-2 и газоблокирующими добавкам на основе мелкозернистого кремнезема (BA-58L). Далее эти рецептуры были переданы в лабораторию СП «Вьетсовпетро» для проверки и корректировки, при этом были расширены объемы исследований путем изменения диапазона концентрации добавки ЕС-2. Исследования рецептур с добавкой BA-86L на основе латекса, проведены по такой же схеме. Анализ результатов исследований показал, что при добавлении ЕС-2 концентрацией 0,5 % расширяемость цементного камня увеличивается в 2 раза, в то время как при концентрации 0,75 % - только на 20%. Это позволяет сделать вывод, что повышение концентрации до 1,0 % нецелесообразно. Для определения восприимчивости к миграции газа при затвердевании цементного раствора проведены исследования с применением анализатора гидратации цемента. Результаты испытаний позволили сделать однозначный вывод о хороших газоблокирующих свойствах смеси с содержанием добавки BA-58L. Похожие результаты показали рецептуры с добавкой BA-86L. Таким образом, разработаны две альтернативные рецептуры тампонажных растворов с расширяющимися и газоблокирующими добавками, которые можно отнести к категории устойчивых к проникновению и миграции газа. Испытания при креплении эксплуатационных колонн в 2021 г. показали эффективность разработанных рецептур.

Список литературы

1. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных растворов. – М.: Недра, 1987. – 280 с.

2. Перейма А.А., Минченко Ю.С., Трусов С.Г. О влиянии химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 5. – С. 27–30.

3. Grabowski E., Gillott J.E. Effect of Replacement of Silica Flour with Silica Fume on Engineering Properties of Oilwell Cements at Normal and Elevated Temperatures and Pressures // Cement and Concrete Research. – 1989. – № 19 (3). – Р. 333–344.

4. Shadizadeh S.R., Kholghi M., Salehi Kassaei M.H. Experimental Investigation of Silica Fume as a Cement Extender for Liner Cementing in Iranian Oil/Gas Wells // Iranian Journal of Chemical Engineering. – 2010. –  V. 7. – No. 1. – Р. 42–66.

5. Crook R., Heathman J. Predicting potential gas-flow rates to help determine the best cementing practices // Drilling Contractor. – 1998. – November/December. – Р. 40–43.

6. Ingraffea R. Fluid migration mechanisms due to faulty well design and/or construction: an overview and recent experiences in the Pennsylvania //Phisicians Scientists and Engineers for Healthy Energy. – 2013. – January. – http://www.damascuscitizensforsustainability.org/wp-content/uploads/2012/11/PSECementFailureCausesRa...

Обоснована необходимость учета одновременной работы нескольких вскрытых скважиной нефтегазоводонасыщенных пластов при расчете глубины спуска кондуктора с целью исключения возможности разрыва пород под башмаком кондуктора в случае газонефтеводопроявления после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины. Приведена методика расчета среднего удельного веса пластовых флюидов в скважине в случае открытого фонтанирования. Показано, что если скважиной вскрыто несколько пластов, то при открытом фонтанировании последовательно будут подключаться все пласты, в том числе имеющиеся водоносные. При этом скважина будет заполнена смесью пластовых флюидов разных горизонтов. Доля флюида каждого горизонта в смеси будет определяться коэффициентами продуктивности пластов и создаваемой депрессией на каждый пласт. Исходными данными для расчета являются пластовое давление, глубина залегания кровли, коэффициент продуктивности, удельный вес флюида для каждого вскрываемого скважиной горизонта. Для расчета среднего удельного веса смеси пластовых флюидов в скважине необходимо численными методами решить систему уравнений. Показано, что в расчете глубины спуска кондуктора в случае вскрытия нескольких нефтегазоводонасыщенных пластов необходимо учитывать средний удельный вес пластовых флюидов в скважине по всем пластам, глубину кровли и пластовое давление по пласту, на который приходится максимальное значение депрессии (а не максимальный градиент пластового давления). Удельный вес газа по воздуху и давление насыщения нефти газом принимаются по пласту с максимальным давлением насыщения нефти газом. Отмечено, что при учете работы нескольких продуктивных пластов расчетная глубина спуска кондуктора может быть как меньше, так и больше, чем при расчете на каждый пласт отдельно.

Список литературы

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности (утверждены приказом Ростехнадзора № 101 от 12.03.13 г.).

2. Каюгин А.А. К расчету глубины спуска кондуктора при наличии в разрезе нескольких нефтеводонасыщенных пластов // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 11. –  С. 48–51.

В статье рассмотрены нефтяные месторождения, расположенные на территории Пермского края, который является одним из старейших регионов добычи углеводородов на территории России. На примере крупнейшего нефтедобывающего предприятия Пермского края ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» выполнен анализ динамики добычи нефти в 1939-2019 гг. Цель работы заключалась в выделении характерных временных периодов, с точки зрения динамики показателей разработки, выявлении причин подобной динамики и основных событий. Всего выделено шесть временных периодов. Для каждого периода оценен вклад в общую динамику каждого из шести нефтегазоносных комплексов (НГК), характерных для Пермского края. Установлено влияние внедрения и реализации различных технологических решений, таких как применение горизонтального типа закачивания скважин или бурения боковых стволов, на динамику добычи нефти в целом по Пермскому краю и в отдельности по НГК. Выполненный анализ является первым этапом исследований, направленных на выявление и детальное изучение факторов, обусловивших рост добычи нефти в Пермском крае. Программа исследований также включает более детальное рассмотрение причин роста добычи нефти в Пермском крае в 2000-х годах, способов совершенствования разработки на зрелых месторождениях; анализ применения скважин сложной конструкции на месторождениях Пермского края (опыт, закономерности, перспективы применения), ввода новых месторождений в разработку с начала 2000-х годов, их влияние на общую добычу нефти, перспектив освоения низкопродуктивных объектов на месторождениях Пермского края. Отмечено, что применение гибких подходов при проектировании разработки месторождений позволяет минимизировать возможные геологические риски.

Список литературы

1. Применение новых технологических решений в области разработки на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»/ В.Л. Воеводкин, А.В. Распопов, Л.Н. Мужикова, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 104–106.

2. Plotnikov V., Rekhachev P., Barkovsky N. Study in Efficiency of Acid Compositions Application in the Clastic Reservoirs of Perm Region Based on Experimental Studies of Core Sample // SPE-191667-18RPTC-MS. - https://doi.org/10.2118/191667-18RPTC-MS

3. Анализ и уточнение сырьевой базы нефти, газа и конденсата Пермского края / Ю.А. Жуков [и др.]. – Пермь: ПермНИПИнефть, 2002. – 194 c.

4. Андреев Д.Н., Шатрова А.И. Нефтепромысловые объекты в Пермском крае // Антропогенная трансформация природной среды. – 2019. – № 5. – С. 3–7.

5. Кутергина Г.В., Аввакумов В.Ю., Модорский А.В. Развитие мониторинга нефтегазового комплекса Пермского края // Экономика региона. – 2012. – № 1. – С. 170–180.

6. Урасова А.А. Основные тенденции развития нефтяной отрасли в Пермском крае // ВУЗ. XXI век. – 2015. – № 1 (47). – С. 113-122.

7. Юшков И.Р. Опыт применения методов повышения извлечения нефти на месторождениях Пермского края // Научные исследования и инновации. – 2010. – Т. 4. – № 1. – С. 44–50.

8. Распопов А.В., Казанцев А.С., Антонов Д.В. Влияние мониторинга разработки на повышение эффективности эксплуатации нефтяных месторождений Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 58–61.

9. Гончарова О.Р., Козлов С.В. Повышение эффективности разработки газонефтяных (нефтегазовых) залежей на основе подбора оптимальных проектных решений для месторождений Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20. – № 1. – С. 88–100. – DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.8.

10. Gabnasyrov A.V., Shilov A.V., Ustinova Yu.V. Improved Approaches to Determination of the Current Oil Saturation of Reservoir Rocks According to Geophysical Data in the Fields of LUKOIL-PERM LLC // SPE-176567-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/176567-MS

11. Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ»: Информационный отчет / ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – 2020. – С. 7–24.

12. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 496 c.

13. Теория водонапорного режима газовых месторождений / С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, P.M. Кондрат [и др.]. – М.: Недра, 1976. – 240 c.

14. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. – М.: Недра, 1976. – 247 c.

15. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – 355 c.

16. Копылов И.С., Коноплев А.В. Геологическое строение и ресурсы недр в атласе Пермского края// Вестник Пермского университета. Геология. – 2013. – № 3 (20). – С. 5–30.

17. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России: в 2 т. Т. 1 / Р.Д. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – 281 с.

18. Гаттенбергер Ю.П., Халимов Э.М. Литологические залежи нефти в девонских отложениях Урало-Поволжья // Геология нефти и газа. – 1958. – № 8. – С. 25–29.

19. Определение годовых темпов падения добычи нефти по объектам разработки месторождений ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» для выполнения геолого-экономической оценки запасов по классификации SPE / Т.Б. Поплаухина, С.С. Мокрушина, Д.Ю. Крылов, А.В. Хомутова // Нефть и газ. – 2004. – № 5. – С. 92–100.

20. Поплаухина Т.Б., Крылов Д.Ю., Хомутова А.В. Создание и применение алгоритмов выбытия фонда скважин в зависимости от условий разработки по месторождениям ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Нефть и газ. – 2004. – № 5. – С. 79–87.

21. Воеводкин В.Л., Чертенков М.В. Новые технологии в компании «ЛУКОЙЛ»: от простого к сложному // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 62–66. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-62-66

22. Воеводкин В.Л., Окромелидзе Г.В. Развитие технологии строительства боковых стволов на месторождениях Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 32–35. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-32-35

23. Sayfitdinova V.A., Dudareva I.K., Skorikova E.O. Multilateral Well Placement in Carbonates of Volga-Ural Region in Russia // SPE-202043-MS. – 2020. - https://doi.org/10.2118/202043-MS

24. Опыт и перспективы строительства скважин малого диаметра на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, Н.А. Лядова, Г.В. Окромелидзе [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 98–102. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-98-102

25. Plotnikov V.V., Rehachev P.N., Barkovsky N.N. The Effect of Acid Treatments on the Bottom Zone of Clastic Reservoir Rocks of Perm Region // SPE-182063-MS. – 2016. - https://doi.org/10.2118/182063-MS

26. Rakitin E., Ziganshin R., Novokreshchennykh D. Improvement of Effectiveness of Hydraulic Fracturing in Carbonate Sediments P1ar+k of the Pashninskoe Field of the Komi Republic // SPE-197006-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/197006-MS

27. Sharafeev R., Drozdov S., Novokreshchennykh D. Experience in Application of Hydraulic Fracturing Techniques in Carbonate Deposits at the Perm Krai, Republic of Komi and Nenets Autonomous District Fields. Ways to Improve Efficiency // SPE-196989-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196989-MS

В связи с истощением мировых запасов традиционной нефти с каждым годом все больше внимания уделяется так называемым нетрадиционным источникам углеводородов, особое место среди которых занимают залежи высоковязкой нефти. Это обусловлено, во-первых, их генетической связью с традиционными залежами нефти, а во-вторых, с колоссальными разведанными запасами в мире, которые значительно превышают остаточные запасы традиционной нефти.

В статье на примере месторождения высоковязкой нефти показано, что длительный период разработки без поддержания пластового давления (ППД) приводит к значительному снижению пластового давления. В добывающих скважинах наблюдается снижение забойного давления ниже давления насыщения нефти газом. Данные процессы обусловливают необходимость перевода большинства скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, в периодический режим работы, что приводит к падению среднемесячных отборов нефти. Оценка начальных извлекаемых запасов для режима разработки без ППД показала, что вовлеченные в разработку извлекаемые запасы составляют не более 26 % проектных значений. Отмечено, что эффективность применения системы ППД при разработке залежей высоковязкой нефти существенно зависит от времени ввода нагнетательных скважин. Приведенные в работе расчеты на геолого-гидродинамической модели продемонстрировали, что ввод системы ППД при пластовых давлениях составляющих 60-70 % начального значения позволяет достичь проектного коэффициента извлечения нефти, однако дальнейшая задержка ввода скважин системы ППД приводит к потерям в НИЗ. В интервале значений давления 0,6-0,3 начального пластового наблюдается практически линейная зависимость, которая затем сменяется более быстрым снижением нефтеотдачи при снижении «стартового» давления. Таким образом, поздний ввод системы ППД угрожает значительными потерями в извлекаемых запасах залежи высоковязкой нефти.

Список литературы

1. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / И.М. Аметов, Ю.Н. Байдиков, Л.М. Рузин, Ю.А. Спиридонов. – М.: Недра. 1986. – 205 с.

2. Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. – Краснодар: Советская Кубань, 2004. – 336 с.

3. Альмухаметова Э.М. Совершенствование технологии нестационарного воздействия в разработке залежей высоковязкой нефти. – Уфа: Изд-во ИП Галиуллин Д.А., 2016. – 236 с.

На современном этапе нефтедобычи доля трудноизвлекаемых запасов нефти достигает 65 % общего объема доказанных запасов и продолжает неуклонно расти. Одним из наиболее эффективных способов разработки трудноизвлекаемых запасов являются горизонтальные скважины (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Эксплуатация таких скважин требует постоянного мониторинга, включающего контроль интенсивности притока из портов ГРП и определение фазового состава притекающего флюида. Среди наиболее распространенных методов мониторинга добычи нефти ГС с МГРП выделяются промысловые геофизические исследования (ПГИ). В настоящее время стоимость проведения ПГИ достаточно высока, а интерпретация результатов исследований не всегда однозначна. Для повышения эффективности исследований, снижения затрат на их проведение и интерпретацию актуальна разработка технологий в составе корпоративного программного обеспечения ПАО «НК «Роснефть».

В статье приведены результаты исследования течения многофазного потока в хвостовике ГС с МГРП, которое было направлено на решение задачи определения профиля притока и состава флюида. Разработаны оригинальные математические модели для описания стационарного и нестационарного течения смесей жидкость – газ, нефть – вода и вода – нефть – газ в горизонтальных и почти горизонтальных трубах, расширяющие существующие методы прогнозирования градиентов давления, температуры и фазовых концентраций. Сконструирован экспериментальный стенд, представляющий собой прозрачную трубу длиной 12 м и внутренним диаметром 94 мм, с возможностью регулирования угла наклона к горизонту отдельных секций и подвода жидкости и газа в двух различных точках. На экспериментальном стенде проведено сравнение измеренных и расчетных значений объемной концентрации жидкости в смеси вода – воздух и воды в смеси масло – вода при различных расходах компонентов смеси и углах наклона. Получено удовлетворительное согласование. Показано, что разработанные модели превосходят по точности известные методики, реализованные в коммерческом программном обеспечении. На базе моделей создан алгоритм определения профиля притока и состава флюида на основе замерных параметров многофазного потока в хвостовике ГС с МГРП. Реализован программный модуль для интерпретации результатов ПГИ.

Список литературы

1. Научно-методические подходы для повышения эффективности разработки низкопроницаемых нефтяных коллекторов с применением горизонтальных скважин с множественным ГРП на территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» / А.В. Колонских, К.В. Торопов, А.В. Сергейчев [и др.] // SPE-196755-RU. – 2019.

2. Unified model for gas-liquid pipe flow via slug dynamics / H.-Q. Zhang, Q. Wang, C. Sarica, J. Brill // J.Energy Res.Techol. – 2003. – V. 125. – P. 266–283.

3. Zhang H.-Q., Sarica C. Unified modeling of gas/oil/water pipe flow – Basic approach and preliminary validation // SPE-95749. – 2005.

4. Issa R.I., Kempf M.H.W. Simulation of slug flow in horizontal and nearly horizontal pipes with the two-fluid model // Int. J. Multiphase Flow. – 2003. – V. 29. – P. 69–95.

5. Топольников А.С., Михайлов В.Г., Яруллин А.Р. Теоретическое и экспериментальное моделирование течения многофазного потока в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта // Тезисы докладов XII Всероссийского съезда по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики. – Уфа, 2019. – С. 410–412.

6. Beggs H., Brill J. A study of two-phase flow in inclined pipes // Journal of Petroleum Technology. – 1973. – V. 25. – P. 607–617.

7. Petalas N., Aziz K. Development and testing of a new mechanistic model for multiphase flow in pipes // ASME Fluids Engineering Division 2nd Int. Symposium on Numerical Methods for Multiphase Flows, San Diego, Cal., July 7–11. – 1996.

В настоящее время геолого-гидродинамические модели (ГДМ) залежей, объектов разработки стали неотъемлемым инструментом при проектировании. При этом подходы к созданию и настройке ГДМ постоянно совершенствуются. В статье рассмотрены вопросы учета особенностей применяемых технологических решений по освоению скважины из бурения и мероприятий по интенсификации добычи нефти с использованием кислотных систем при настройке и адаптации ГДМ слоисто-неоднородных карбонатных отложений. Показано, что опережающее обводнение слоисто-неоднородных карбонатных коллекторов при организации системы поддержания пластового давления не только связано с особенностями геологического строения изучаемых отложений, но и напрямую зависят от технологии освоения пробуренных скважин. При монокислотном воздействии радиусы измененной зоны по прослоям могут различаться, так как в одной части прослоев реализуется механизм компактного растворения, в другой - режим формирования червоточин. Предложенные решения основаны в том числе на обобщении результатов исследований условий равномерного (компактного) растворения горной породы и формирования червоточин при кислотном воздействии. В результате выполненных расчетов с комплексным учетом неоднородности разреза, данных гидродинамических исследований скважин и технологии проведения работ в скважине обоснованы значения скин-фактора для каждого прослоя. Предложена методика расчета фактического радиуса измененной зоны при кислотном воздействии в режиме формирования червоточин по прослоям. На базе методики определения поинтервальных значений скин-фактора в разрезе выполнена настройка ГДМ на историю эксплуатации скважин. Показано, что достигается более высокий уровень сходимости с фактическими данными, чем при использовании единых параметров измененных свойств призабойной зоны пласта для всех прослоев разреза, что свидетельствует о правильности выбранного направления решения поставленной задачи. Разработанный комплекс решений успешно апробирован также при оценке и прогнозировании эффективности обработок скважин комплексными кислотными системами с отклонителями.

Cписок литературы

1. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / В.Е. Гавура [и др.]. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. – 339 с.

2. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. Т.1 / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Г. Телин [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 251 с.

3. Результаты промышленного тиражирования технологий кислотных обработок с применением отклоняющихся систем на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / С.С. Черепанов, Т.Р. Балдина, А.В. Распопов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6(330). – С. 19–28.

4. Казанцев А. С. Лабораторные исследования самоотколняюшихся составов для комплексных кислотных обработок скважин в условиях послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 94-97. – DOI 10.24887/0028-2448-2020-11-94-97.

5. Новиков В.А., Мартюшев Д.А. Опыт применения кислотных составов в карбонатных отложениях нефтяных месторождений Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20. – № 1. – С. 72–87.

6. Мищенков И.С., Трошков С.А. Влияние скорости движения соляной кислоты на скорость растворения карбонатной породы // Нефтяное хозяйство. – 1986. – №5. – С. 48–49.

7. Подбор оптимальной кислотной композиции для проведения кислотного воздействия на низкопроницаемых карбонатных коллекторах / Н.Н. Орлов, А.Р. Туриянов, Р.Р. Загиров  [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2017. – №3. – С. 37–42.

8. Хузин Р.А., Хижняк Г.П. Лабораторные исследования влияния концентрации и скорости закачки кислоты на развитие «червоточин» в пластовых условиях // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – №4. – С. 356–372. – DOI: 0.15593/2224-9923/2019.4.5

9. Глущенко В. Н., Пташко О.А. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13. – № 11. – С. 46–56.

10. Каневская Р.Д., Новиков А.В. Методы моделирования червоточин при соляно-кислотном воздействии на карбонатные пласты // Нефтепромысловое дело, – 2018. – №3. – С. 19–28.

11. Schechter R.S., Gidley J.L. The change in pore size distribution from surface reactions in porous media // AIChE J. – 1969. – V. 15. – № 3. – P. 339–350.

12. Zolotukhin A.B., Jan-Rune Ursin Introduction to petroleum reservoir engineering. – Kristiansand, Norway: Høyskoleforlaget, Norwegian Academic Press, 2000. – 407 p.

13. Мордвинов В. А., Глущенко В.Н. Влияние свойств коллектора и состава кислотных растворов на эффективность обработок скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2002. – № 11. – С. 22–26.

14. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966. - 219 с.

В статье рассмотрены результаты регулярных наблюдениях за прочностными свойствами ровного и деформированного льда на опорном полигоне в Хатангском заливе, выполненных Дальневосточным федеральным университетом и Арктическим и антарктическим научно-исследовательским институтом в 2019-2020 гг. в рамках инновационной деятельности ПАО «НК «Роснефть». Проведенные исследования существенно расширяют представления о сезонном изменении прочностных характеристик сформированных деформированным морским льдом образований (торосов и стамух), а также позволяют определить распределение температуры и прочности льда в границах ледяного образования, что принципиально важно для оценки его воздействия на инженерные сооружения. Один из важных выводов - парус тороса является теплоизолятором, и лед в киле тороса под парусом на одном и том же горизонте существенно теплее по сравнению со льдом той зоны киля, которая расположена вне зоны паруса. Определен также период времени в течение сезона наличия льда на акватории, когда торосы и стамухи представляют максимальную угрозу для морских сооружений. Полученные данные могут быть использованы при проектировании объектов инфраструктуры для разведки, добычи и транспорта углеводородов на замерзающих акваториях континентального российского шельфа, а также для концептуальной проработки вопросов морской логистики, связанной с транспортировкой углеводородов по Северному морскому пути. Построение адекватных термических и прочностных моделей ледяных образований является важным условием корректного проведения численного и бассейнового моделирования при оценках нагрузок на морские нефтегазопромысловые сооружения для шельфа замерзающих морей.

Список литературы

1. Исследования гидрометеорологического и ледового режимов на акватории Хатангского лицензионного участка в акватории моря Лаптевых / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов  [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 22–27. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-3-22-27.

2. Morphometry and Internal Structure of Ice Ridges in the Kara and Laptev Seas / R.B. Guzenko, Y.U. Mironov, R.I. May [et al.] // International Journal of Offshore and Polar Engineering. – 2020. – V. 30. – No. 2. – P. 194–201.

3. Особенности учета сезонной изменчивости прочностных свойств ровного льда при освоении российского континентального шельфа / А.А. Пашали, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 51–56. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-51-56

4. Physical and Mechanical Characteristics of Sea Ice in the Kara and Laptev Seas / S.M. Kovalev, V.N. Smirnov, V.A. Borodkin [et al.] // International Journal of Offshore and Polar Engineering. – 2019. – V. 29. – No. 4. – Р. 369–374.

5. Особенности развития консолидированного слоя гряд торосов в морях Карском и Лаптевых / В.А. Павлов, К.А. Корнишин, Е.У. Миронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. –  2016. – № 11. – С. 49–54.

6. Morphometric Parameters of Stamukhas in the Laptev Sea / Y.U. Mironov, R.B. Guzenko, V.S. Porubaev [et al.] // International Journal of Offshore and Polar Engineering. – 2019. – V. 29. – No 4. – P. 383–390.

7. Разработка технологии буксировки айсбергов в целях снижения айсберговой опасности при освоении лицензионных участков на арктическом шельфе / К.А. Корнишин, Я.О. Ефимов, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 48–51. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-48-51.

8. Опыт обнаружения и оценки айсбергов на акватории юго-западной части Карского моря в 2012–2017 гг. // В.А. Павлов, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] / Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 82–87. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-82-87

9. The Preliminary Results of Iceberg Drift Studies in the Russian Arctic Throughout 2012–2017 / I.V. Buzin, A.V. Nesterov, Y.P. Gudoshniko [et al.] // International Journal of Offshore and Polar Engineering. – 2019. – V. 29. – No 4. – Р. 391–399.

В обороте промышленных и инжиниринговых компаний в настоящее время находится гигантский объем цифровой информации в виде единиц хранения или документов оперативного использования. На каждой из стадий реализации проектов, в том числе в процессе подготовки технического задания, формирования исходных данных, разработки основных технических решений, создается очень большое количество письменных и графических документов, которые представлены в цифровом виде, требуют систематизации и многофакторного анализа для принятия соответствующих инженерных решений. Для каждого проектного документа характерен свой набор информации, который в целом составляет массив из сотен тысяч документов, представленных в разных видах: карты, паспорта технологического оборудования, текстовые и графические файлы, десятки наименований и др. Отсутствие централизованного «руководства» и управления существенно затрудняет поиск необходимой информации для принятия решений и управления производственными процессами.

В статье предложено ввести понятие «информационный актив проекта». Информационный актив проекта представляет собой инструмент хранения внешне разнородной информации, применяемой на всех стадиях жизненного цикла проекта (объекта), ее дополнения и управления ею средствами информационных технологий. Целью информационного актива проекта является формирование единого информационного пространства для накопления, актуализации, структурирования информационных потоков, которые возникают в процессе создания и развития проектов, принятие на основе накопленной информации качественных и обоснованных управленческих и технологических решений. Информационный актив проекта является производной от задач, а задача всегда является производной от проблемы, которая стоит перед компанией.

Список литературы

1. Система повышения качества эксплуатации механизированного фонда скважин в ПАО «НК «Роснефть» в условиях негативного влияния осложняющих факторов / Д.А. Лунин, Д.А. Минченко, А.Б. Носков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 85–91. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-4-86-91

2. Андреева Н.Н., Стрижнев К.В., Алексеев Ю.В. Первые результаты работы над концепцией полигона общего доступа «Бажен» // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 3. – С. 22–27. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-22-27

Газовые и газоконденсатные промыслы представляют собой сложнейшие геолого-технологические системы, состоящие из подземной части (залежи), системы скважин, трубопроводов и технологических установок, объединенных общей структурой для добычи углеводородного сырья. Для эффективной разработки месторождений технологические показатели разработки должны быть рассчитаны во всей системе сбора углеводородов от пласта до магистрального трубопровода и удовлетворять ряду требований. Первым является обеспечение планового отбора газа и максимальной экономической эффективности работы промысла, что, как правило, соответствует максимальному давлению на входе дожимной компрессорной станции (ДКС), при котором ниже требуемая степень сжатия и потребление топливного газа. Второе требование - обеспечение равномерного отбора газа по площади, стабильной и безопасной работы скважин с учетом всех геолого-технологических ограничений, включая предельно допустимую депрессию на пласт, отсутствие эрозии стенок труб, гидратообразование. Кроме того, требуется соблюдение условий охраны недр и правил техники безопасности. Для расчета технологических показателей на практике используют симуляторы, позволяющие моделировать многофазный поток, такие как PipeSim, Eclipse с опцией Networks, GAP, tNavigator и др. Анализ симуляторов выявил следующие недостатки: неустойчивость математического вычислительного аппарата для реализации цифровых двойников с любыми структурами и набором характеристик; низкая скорость расчета модели (более 1 мин); отсутствие перманентности адаптации к промысловым замерам.

В ООО «ТННЦ» разработан программный комплекс GasNet Sirius, состоящий из двух расчетных ядер GasNet-α и GasNet-β, который лишен указанных недостатков. В статье приведено обоснование разработки второго ядра GasNet-β. Дано описание его расчетной схемы (система уравнений). Представлена модифицированная методика расчета потерь давления для двухфазного потока в трубах, разработанная Х.Д. Беггзом и Дж.П. Бриллом, которая является одним из базовых элементов в текущей схеме. Для определения корректности входных данных и применяемых корреляционных зависимостей, а также настройки модели на фактические данные телеметрии разработаны алгоритмы поиска адаптационных коэффициентов по скважинам и трубам. Приведен алгоритм расчета модели ДКС, во входных данных которого учитываются все необходимые ограничения и кривая коэффициента полезного действия завода изготовителя. Приведено сравнение результатов расчета с фактическими данными и результатами расчета программного продукта PipeSim на примере цифрового двойника Берегового месторождения.

Список литературы

1. Методика обоснования технологических режимов газовых и газоконденсатных скважин с применением интегрированных моделей / А.Н. Харитонов, Т.А. Поспелова, О.А. Лознюк [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 4. – С. 41–47.

2. Реализация цифровых двойников для управления газовым промыслом / Т.А. Поспелова, А.В. Стрекалов, С.М. Князев, А.Н. Харитонов // Нефтяная провинция. – 2020. – № 1(21). – С. 230–242.

3. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. – Тюмень: ОАО Тюменский дом печати, 2007. – 664 с.

4. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – С. 121–126.

В последние годы все больше компаний нефтегазового профиля начинают проявлять интерес к автоматизированной интерпретации данных геофизических исследований скважин. При этом среди целей автоматизации называются как существенное ускорение выдачи заключений и возможность оптимизации штата интерпретаторов в научно-исследовательских и сервисных подразделениях компаний, так и повышение качества и единообразия интерпретации, сохранение компетенций внутри компании и др. Основными подходами к оцифровке процесса интерпретации в настоящее время являются создание универсальных или, напротив, узкоспециализированных алгоритмов профильными специалистами, а также привлечение средств машинного обучения. Тем не менее, все три подхода имеют определенные недостатки: в первом случае применимость алгоритмов к решению конкретных задач может оказаться под вопросом, во втором алгоритмы носят чрезмерно частный характер и сложно адаптируются под изменение условий. Применение же нейронных сетей является крайне непрозрачным методом и сопряжено с невысокой управляемостью автоматическими процессами. Кроме того, подавляющее большинство предлагаемых средств автоматизации требует от геофизика определенных навыков программирования, и с усложнением решаемых задач это ограничение становится все более существенным.

В качестве возможного решения указанных проблем предложена концепция цифрового помощника интерпретатора (ЦПИ). Интерактивная система такого типа дает геофизику возможность легко и быстро формализовать собственные наблюдения и действия во время работы с каротажными кривыми, взаимодействуя с ЦПИ непосредственно в процессе интерпретации. Результатом обучения является сценарий обработки данных, все шаги которого представлены в простом читаемом виде; при этом особое внимание уделяется визуальным образам на каротажных кривых. Важными особенностями ЦПИ являются высокая гибкость генерируемых им алгоритмов (алгоритмы могут быть автоматически скорректированы и дополнены при возникновении новых нестандартных ситуаций в процессе интерпретации), а также ретроспективный анализ, благодаря которому все изменения, вносимые в сценарий обработки, в реальном времени верифицируются с использованием уже обработанного материала.

Список литературы

1. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Цифровая модернизация нефтегазовой экосистемы – 2018 // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2018. – № 2 (21). – С. 1–12.

2. Практическая апробация методов машинного обучения для автоматической интерпретации ГИС Приобского месторождения / Б.В. Белозеров, Н.В. Буханов, Д.В. Егоров [и др.] // SPE-191604-18RPTC-RU. – 2018.

3. Разработка методик автоматизации многоскважинного анализа и интерпретации данных геофизических исследований скважин и изучения керна / Л.Р. Миникеева, О.В. Надеждин, Э.Р. Нугуманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 54–57. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-6-54-57

В статье представлена краткая характеристика вычислительных программ, используемых в АО «Самаранефтегаз» для определения выпадения карбоната и сульфата кальция, образования сульфида железа при смешивании разнотипных вод и прогнозного нормирования качества сточных вод при закачке в пласты-коллекторы. Рассмотрены особенности вычислительных программ, в частности, методы инженерных расчетов и области их применения в задачах для различных технологических процессов нефтегазодобычи. Программа расчета, предназначенная для оценки отложения солей, при определении карбоната кальция (CaCO₃) учитывает зависимость всех констант от минерализации, при определении сульфата кальция (CaSO₄) использует три методики: с жесткими условиями, усредненную и с учетом повышенной температуры и наличия ионов магния. Программа для оценки выпадения сульфида железа учитывает избыток одного из компонентов (H₂S и Fe²⁺). Программа, разработанная с целью нормированию качества воды для заводнения, оперирует уникальной базой эталонной выборки значений косвенных поисковых признаков для распознавания типа коллектора нефтяной залежи. Выбор типа коллектора, выполнение инженерных расчетов стабильности и совместимости пластовых вод с использованием вычислительных программ, учитывающих уникальные свойства и высокую минерализацию вод месторождений Волго-Уральского региона, позволяют на всех этапах проектирования и эксплуатации нефтепромысловых объектов выбирать оптимальную стратегию организации системы сбора, подготовки нефти, поддержания пластового давления и утилизации сточных вод. Программы пригодны также для использования при подборе жидкости глушения скважин и предупреждении солеотложений в процессе добычи нефти.

Список литературы

1. Свидетельство № 2012610037. Программа для ЭВМ: KARSULM. Оценка стабильности и совместимости пластовых вод по карбонату и сульфату кальция./ В.И. Андреев, А.В. Гришагин; правообладатель ООО «СамараНИПИнефть»; заявл. 21.10.11; опубл. 10.01.12.

2. Allison, J.D., D.S. Brown, K.J. Novo-Gradac. MINTEQA2/PRODEFA2, A Geochemical Assessment Model for Environmental Systems. Version 3.0. User’s Manual. – https://www.epa.gov/sites/default/files/documents/USERMANU.PDF

3. Parkhurst D.L., Appelo C.A.J. User’s guide to PHREEQC (version 2) — a computer program forspeciation, batch-reaction, one-dimensional transport, and inverse geochemical calculations, Denver, Colorado, USA, 1999. – https://doi.org/10.3133/wri994259

4. Андреев В.И., Гришагин А.В., Редькин И.И. Математическое моделирование карбонатной стабильности и совместимости пластовых вод в системах сбора, подготовки и утилизации сточных вод / Труды Гипровостокнефти. – Куйбышев, 1985. – С. 148–154.

5. Гришагин А.В., Андреев В.И. Оценка стабильности и совместимости пластовых вод нефтяных месторождений Волго-Уральского района по карбонату и сульфату кальция // Нефть, газ, новации. – 2012. – № 3. – С. 24–28.

6. Свидетельство № 2014616232. Программа для ЭВМ: FeS. Программа для вычисления содержания сульфида железа при смешении сероводородсодержащих и железосодержащих вод / В.И. Андреев, А.В. Гришагин; правообладатель ООО «СамараНИПИнефть». – № 2014613934; заявл. 29.04.14; опубл. 20.07.14.

7. Свидетельство № 2014616051. Программа для ЭВМ: PROGNorm. Прогнозное нормирование качества сточных вод для внутриконтурного заводнения исследуемых нефтяных залежей./ В.И. Андреев, А.В. Гришагин; правообладатель ООО «СамараНИПИнефть». – № 2014613952; заявл. 29.04.14; опубл. 20.07.14.

8. Гришагин А.В., Андреев В.И. Обоснование норм качества пластовых и поверхностных вод или их смесей при заводнении продуктивных пластов нефтяных месторождений// Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 8. – С. 96–98.

9. Гришагин А.В., Андреев В.И., Вакуленко С.Н. О целесообразности совместного или раздельного сбора разнотипной продукции нефтяных скважин//Нефть, газ, новации. – 2011. – № 8. – С. 46–51.

10. Оценка пригодности пластовых вод или их смесей с поверхностными водами для заводнения продуктивных пластов / А.В. Гришагин, В.И. Андреев, А.Э. Манасян  [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 44–49.

11. Геолого-гидрогеологические обоснования закачки сточных вод в глубокие поглощающие горизонты Самарской области / А.В. Гришагин, Л.А. Акифьева, Г.И. Долганова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 48–51.

12. О факторах, учитываемых при выборе источника для приготовления жидкости глушения скважин центральной и южной групп месторождений ОАО «Самаранефтегаз» / А.В. Гришагин, О.С. Федоткина, Е.А. Круглов, П.А. Веприняк // Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. –  № 3. –  С. 37–42.

Одним из наиболее значимых задач, стоящих перед нефтегазовой отраслью, является утилизация или полезное использование нефтяного газа. Ранее повсеместно применялся наиболее простой и малозатратный вариант – сжигание газа на факеле. Однако этот способ приводит к нежелательным экологическим последствиям (загрязнение атмосферы) и частично упущенной выгоде из-за потери сырья, кроме того, в последние десятилетия сжигание газа на факеле облагается штрафами. В связи с этим добывающими предприятиями рассматриваются различные варианты полезного использования нефтяного газа. В условиях отсутствия крупных потребителей газа и удаленности от промышленных центров и газотранспортных систем наиболее подходящим вариантом является создание временного подземного хранилища газа.

В данной статье рассмотрен уникальный опыт создания и эксплуатации временного подземного хранилища газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении Иркутской области. Хранилище создано в неразрабатываемом карбонатном низкопроницаемом пласте, изначально насыщенном газом. Дано последовательное описание целей и задач проекта, выбора объекта для закачки нефтяного газа в соответствии с геологическими особенностями месторождения, результатов бурения и испытания первых газонагнетательных скважин и характеристик оборудования подземного газохранилища. Приведены первые результаты закачки нефтяного газа в пласт. Проанализированы мероприятия по контролю эксплуатации хранилища газа, опыт создания проектной документации на хранение нефтяного газа. Представлены первые результаты работ по интенсификации закачки, а также стратегия развития проекта.

Накопленный опыт, выработанные подходы и технологические решения могут быть применены к объектам в Восточной Сибири со схожими геолого-физическими характеристиками.

Список литературы

1. Решения четвертого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. – 64 с.

2. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009. – 148 с.

3. Методика определения забойного давления в наклонных горизонтальных скважинах / Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев [и др.]. – СПб.: ИРЦ Газпром, 1997. – 17 с.

4. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов [и др.]. – М.: Наука, 1995. – 523 с.

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

6. Обоснование концепции разработки крупного сложнопостроенного месторождения Восточной Сибири на основе гидродинамического моделирования / А.Н. Леванов, В.Ю. Белянский, И.А. Волков [и др.] //

SPE-176636. – 2015.

В статье рассмотрены результаты анализа трех основных конструкций газосепараторов: роторные, вихревые и шнековые, которые в настоящее время представлены на рынке отечественного нефтепромыслового оборудования. В частности, исследована способность газосепараторов различных типов исполнения эффективно сепарировать газ, а также сохранять сепарационные характеристики после частичного износа рабочих органов. Приведены статистические данные отказов глубиннонасосного оборудования на одном из месторождений в западной Сибири. Выделены случаи, когда отказавшим узлом является газосепаратор, а также имеются следы гидроабразивного износа защитной гильзы и сквозные промывы корпуса газосепаратора. В дополнение к промысловой статистике представлены результаты комплексных лабораторных испытаний различных конструкций газосепараторов с определением эффективности сепарации до и после износа рабочих органов. По окончании лабораторных испытаний определены области концентрации разрушающих воздействий с замером глубины и дистанции износа. В рамках лабораторных испытаний оценены также уровень потребляемой электрической энергии и энергетическая эффективность для всех трех типов газосепараторов. На основании промысловой статистики и полученных результатов лабораторных испытаний газосепараторов трех различных конструкций сделаны предварительные выводы, касающиеся областей оптимальной работы газосепараторов различного конструктивного исполнения. В завершение выполнен анализ экономической составляющей применения той или иной конструкции газосепараторов. Анализ полученных от производителей данных показал, что стоимость вихревых и шнековых газосеараторов примерно в 1,3 раза выше стоимости газосепараторов роторного типа. При этом экономия за счет различий в энергоэффективности практически компенсирует разницу в стоимости. Сделаны выводы об оптимальных областях применения газосепараторов различной конструкции и способах повышения стойкости к абразивному износу.

Список литературы

1. Лысенко  В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика, М.: Недра, 1996. – 366 с.

2. Волков М.Г., Михайлов В.Г. Исследование влияния структуры газожидкостной смеси на эффективность процесса сепарации газа в центробежном газосепараторе // Вестник УГАТУ. − 2012. − Т. 16. − № 5(50). − С. 93–99.

3. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. – Казань: ФЭН, 2002. – 407 с.

4. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

5. Волков М.Г. Разработка методов расчета центробежных газосепараторов при эксплуатации ЭЦН в условиях высокого газового фактора: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2012. – 177 с.

6. Волков М.Г. Расчетная  методика получения рабочих характеристик роторного центробежного газосепаратора // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 12. – С. 57−62.

7. Агеев Ш.Р., Берман А.В. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации. – https://www.novometgroup.com/science_files/ 512810572005.pdf

В связи с возрастающим объемом применяемых химических реагентов при подготовке нефти, ремонтных работах и для интенсификации добычи нефти, борьбы с отложениями солей и асфальтосмолопарафиновых веществ, образованием эмульсий, коррозией усложняются технологические процессы сбора и подготовки нефти, что приводит к образованию промежуточных слоев и сбою технологического режима подготовки нефти. Исследования, результаты которых представлены в статье, направлены на изучение влияния рН пластовой воды на кинетику разрушения водонефтяной эмульсии, процессы обессоливания нефти и качество подготовки воды. Анализ результатов исследований показал, что снижение значения рН водной фазы влияет на кинетику разрушения водонефтяной эмульсии: стойкость водонефтяной эмульсии увеличивается с понижением величины рН воды. Определено количество водонефтяной эмульсии, образованной с водой с низким значением рН, которое влияет на качество подготовки нефти. Оценена возможность разрушения стойкой водонефтяной эмульсии, образованной водой с низким значением рН, при повышении рН от 3,1 до 6,5 с использованием раствора NaOH концентрацией 20 %. Проведены лабораторные исследования с целью определения влияния продуктов реакций соляно-кислотных обработок скважин, поступающих на установку подготовки нефти, на качество подготовки воды и время, необходимое для очистки воды до требуемого проектными документами качества. Установлено, что обработка нефти соляной кислотой не влияет на качество подготовки воды. Предложены мероприятия, проведение которых позволит минимизировать риски сбоя технологического режима на установках подготовки нефти по причине образования стойких водонефтяных эмульсий.

Список литературы

1. Wang X., Alvarado A. Effect of Salinity and pH on Pickering Emulsion Stability //  SPE-115941-MS. – 2008.

2. Kumar K., Nikolov A.D., Wasan D.T. Mechanisms of Stabilization of Water-in-Crude Oil Emulsions // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2001. - No. 40 (14). – Р. 3009–3014.

3. Experimental investigation of stability of water in oil emulsions at reservoir conditions: Effect of ion type, ion concentration, and system pressure / Kazemzadeha Y., Ismailb I., Rezvanic H. [et al.] // Fuel. – 2019. – V. 243. – P. 15–27.

4. Wong S.F., Lim J.S., Dol S.S. Crude oilemulsion: Areviewonformation, classification andstability of water-in-oilemulsions //  Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – V. 135. – P. 498–504.

Важными условиями успешной работы нефтедобывающего предприятия являются обеспечение заданного уровня добычи нефти и ее подготовка в соответствии с действующими регламентами. Среди показателей качества товарной нефти особого внимания требует контроль содержания легколетучих хлорорганических соединений (ЛХОС) во фракции, выкипающей до температуры 204 °С (ГОСТ Р 51858-2002), поскольку технологическое оформление объектов подготовки нефти не позволяет проводить очистку нефти от ЛХОС в случае превышения их концентрации над регламентируемыми значениями. В статье рассмотрен опыт организации контроля над изменением концентрации ЛХОС в скважинной продукции и товарных нефтях на примере одного из крупных промысловых объектов подготовки нефти АО «Самаранефтегаз». Показано, что концентрация ЛХОС в товарной нефти зависит от содержания природных хлорорганических соединений, проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и применения нефтепромысловых реагентов. Представлены сведения о фоновом содержании природных (нативных) хлорорганических соединений в продукции скважин. Среднее содержание нативных ЛХОС в нефти для исследуемых объектов составляет 1,1 ppm, среди которых регистрируется наличие высокомолекулярных хлорзамещенных парафиновых углеводородов линейного или слаборазветвленного строения с температурами кипения выше 204 °С. Приведены результаты промысловой оценки влияния некоторых типов ГТМ на динамику содержания ЛХОС. Предварительные результаты показали, что проведение ГТМ обусловливает увеличение содержания ЛХОС в скважинной продукции, но не выше регламентируемых значений. Результаты проведенных исследований (с учетом продолжения накопления статистической информации) могут быть основой для прогнозирования изменения ЛХОС по объектам подготовки нефти (узловым точкам смешивания), определения наиболее «проблемных» направлений, корректировки планов проведения ГТМ с целью обеспечения контроля содержания ЛХОС и исключения ситуаций, приводящих к увеличению их концентрации в товарной нефти.

Список литературы

1. Образование легколетучих хлорорганических соединений при первичной перегонке нефти в результате разложения химических реагентов, содержащих соли четвертичных аммониевых соединений / А.В. Синёв, Т.В. Девяшин, А.М. Кунакова [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2019. – № 4 (14). – С. 63–68.

2. Крикун Н.Г. Утраченный контроль. Проблемы применения химпродуктов в нефтяной отрасли России // ТехНАДЗОР. – 2012. - № 8(69). – С. 40–41.

3. Установление причин образования хлорорганических соединений в товарной нефти / С.А. Козлов, Д.А. Фролов, Е.П. Кузьмина [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 5 (605). – С. 56–63.

4. Оценка влияния соляной кислоты на процесс образования хлорорганических соединений в нефти / О.С. Татьянина, Л.М. Абдрахманова, С.Н. Судыкин, Е.В. Жилина  // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – 2017. –  Вып. 85. – С. 363–369.

При эксплуатации магистральных трубопроводов в случае нарушения их противокоррозионного покрытия и электрохимической защиты могут возникать коррозионные дефекты поверхности труб, которые в значительной степени снижают несущую способности трубопровода. В настоящее время для оценки прочности трубопровода с коррозионными поражениями в основном применяются полуэмпирические зависимости, обоснованные в ограниченной области геометрических параметров и механических свойств металла труб. Для решения подобных задач прочности корродированных трубопроводов возможно применение численных методов. Для этого необходимо иметь дорогостоящее лицензированное программное обеспечение для выполнения расчетов и высококвалифицированный персонал. Также такой подход затруднителен при необходимости оценки прочности большого количества труб с коррозионными дефектами, что имеет место на магистральных трубопроводах.

В статье рассмотрено решение задачи о несущей способности цилиндрической оболочки с осесимметричным утонением стенки прямоугольной формы, которое основано на конечном (не дифференциальном) соотношении между усилиями и моментами А.А. Ильюшина для идеально пластичных материалов и уравнении равновесия цилиндрической оболочки. Для трубопровода с несимметричным коррозионным утонением несущая способность определяется интерполяцией (вычислением промежуточных значений) предлагаемого решения и соотношений для несущей способности трубы с трещиноподобными коррозионно-механическими дефектами при вязком разрушении. Проведено компьютерное моделирование несущей способности цилиндрической оболочки круговой формы с прямоугольным утонением с помощью программного комплекса, реализующего метод конечных элементов. Выполнено сравнение полученных данных с результатами расчетов с помощью предлагаемого подхода. Сравнительный анализ подтвердил возможность использования результатов работы в практических приложениях.

Список литературы

1. Barbosa A.A., Teixeira A.P., Guedes Soares C. Strength analysis of corroded pipelines subjected to internal pressure and bending moment. In: Progress in the Analysis and Design of Marine Structures / edited by C. Guedes Soares, Y. Garbatov. – London: CRC Press, 2017. – 966 p. - https://doi.org/10.1201/9781315157368

2. Modified equation for the assessment of long corrosion defects / A.C. Benjamin, R.D. Vieira, J.L.F. Freire, J.T.P. de Castro // Proceedings of OMAE’01 20th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering June 3-8, 2001, Rio de Janeiro, Brazil. – https://www.researchgate.net/publication/249657141_Modified_Equation_for_the_Assessment_of_Long_Corr...

3. Reliability assessments of corroded pipelines based on internal pressure – A review / R. Amaya-Gómez, M. Sánchez-Silva, E. Bastidas-Arteaga [et al.] // Engineering Failure Analysis. – 2019. – V. 98. – P. 190-214. – https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2019.01.064

4. Xu L. Assessment of corrosion defects on high-strength steel pipelines: doctoral thesis. – Calgary: University of Calgary, 2013. – doi:10.11575/PRISM/25027

5. Orasheva J. The Effect of Corrosion Defects on the Failure of Oil and Gas Transmission Pipelines: A Finite Element Modeling Study // UNF Graduate Theses and Dissertations. 763. – 2017. – https://digitalcommons.unf.edu/etd/763

6. Хажинский Г.М. Механика мелких трещин в расчетах прочности оборудования и трубопроводов. – М.: Физматкнига, 2008. – 254 с.

7. Королев В.И. Упругопластические деформации оболочек. – М.: Машиностроение, 1971. – 303 с.

8. Ильюшин А.А. Пластичность. Ч. 1. Упруго-пластические деформации. – М.-Л.: Гостехиздат, 1948. – 376 с.

9. Duffy Failure Stress Levels of Flaws in Pressurized Cylinders / J.F. Kiefner, W.A. Maxey, R.J. Eiber, A.R. // In: Progress in Flaw Growth and Fracture Toughness Testing / edited by J. Kaufman [et al.]. – West Conshohocken, PA: ASTM International, 1973. – Р. 461–481. – https://doi.org/10.1520/STP49657S

10. Неганов Д.А., Варшицкий В.М., Белкин А.А. Расчетные и экспериментальные исследования прочности натурных образцов труб с дефектами «потеря металла» и «вмятина с риской» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 3. – С. 226–233.