В статье рассмотрены история и перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли в условиях возрастающих требований к охране окружающей среды, с одной стороны, и нарастающего политического и экономического прессинга, с другой. Отмечено, что обеспеченность энергоресурсами является одной из важнейших проблем развития современного человечества и в настоящее время широкое использование углеводородного сырья позволяет решать соответствующие задачи. Выполнен краткий обзор текущих представлений о ресурсах и запасах углеводородов. Показано, что прогнозы их исчерпания или значительного сокращения потенциала добычи не находят подтверждения. Таким образом, в ближайшей перспективе топливно-энергетический комплекс сможет обеспечивать все возрастающую потребность в энергоресурсах. В то же время повышенное внимание мировой общественности к проблемам глобального изменения климата накладывает ряд существенных ограничений на развитие нефтегазовой отрасли. Проанализированы основные положения и тенденции современной климатической повестки, существующие и предлагаемые способы сокращения выбросов углекислого и углеводородных газов. Дана общая оценка различных альтернативных источников энергии и перспектив их развития. Большое внимание уделено обсуждению политических и экономических составляющих рассматриваемых проблем. На основе всестороннего и глубоко анализа сделан ряд выводов о возможных последствиях подписания так называемого Парижского соглашения для топливно-энергетического комплекса Российской Федерации. Рекомендовано проведение исследований для определения объемов различных выбросов (флюидов и химических агентов) с дифференциацией их по классам и прослеживанием дальнейшей «судьбы» с целью достижения баланса между поступлением на земную поверхность и утилизацией углеводородов, углерода в различных регионах страны. Для проведения необходимых исследований следует создать несколько полигонов. Особо отмечено, что требуется разработать новую парадигму развития нефтегазового комплекса России с учетом всех рассмотренных в статье аспектов.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х. Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. – Казань: ФЭН, 2009. – 727 с.

2. Бочаров В.А. Мировая добыча нефти: история, современное состояние и прогноз. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – 372 с.

3. Муслимов Р.Х. Опыт Республики Татарстан по рациональному использованию нефтяных богатств недр (былое и думы о будущем развитии). – Казань: ФЭН, 2021.

4. Эстулин Д. Секреты Бильдербергского клуба. – Минск: Попури, 2009.

5. Терентьев Д. Апокалипсис никогда. Почему учению глобального потепления перестали доверять // Аргументы недели. – 2021. – № 19 (763). – С. 8–9.

6. Баренбаум А.А. Нефтегазоносность недр: эндогенные и экзогенные факторы: автореф. дис. … д-ра геол.-минерал. наук. – М., 2007. –­ 46 с.

7. Чуприн В. Климатический шок: в шаге от «траектории смерти». Интервью с А. Карнауховым // Московский комсомолец. – 28 июля 2021 г. – С. 6.

8. Ростовский М. Новак ответил за цены на бензин. – Интервью // Московский комсомолец. – 18 мая 2021 г. – С. 5.

9. Николаев Р. Унесенные ветром. Миру нужен разумный энергетический баланс и надежные виды топлива – газ и уголь // Московский комсомолец. – 16 сентября 2021 г. – С. 3.

10. Делягин М. Чистые против чумазых // Аргументы недели. – № 29 (779). – 2021 – С. 10. 

11. Конторович А.Э. Глобальные проблемы нефти и газа и новая парадигма развития нефтегазового комплекса России // Наука из первых рук. – № 1. – 2016. – С. 6–17.

12. Муслимов Р.Х. О новой парадигме академика А.Э. Конторовича – развитие нефтегазового комплекса России, исходя из опыта Татарстана по рациональному освоению углеводородных ресурсов недр // Бурение и нефть. – № 9. – 2020. – С. 6–15.

В статье рассмотрены принятый осенью 2021 г. правительством Австралии «План по сокращению выбросов и достижению Австралией их чистого нулевого уровня к 2050 г.» и сущность «австралийского пути» достижения углеродной нейтральности. Проанализированы ситуация, сложившаяся в мире по итогам 26-й Конференции сторон Рамочной конвенции ООН об изменении климата, отношение разных стран к проблемам изменения климата и энергетического перехода и поиск странами своего пути в их решении. Отмечены особенности структуры экономики Австралии и ее экспорта, которые в том числе определяют сущность «австралийского пути» достижения углеродной нейтральности, состоящую в сочетании максимально возможного сокращения выбросов парниковых газов, которые образуются при добыче и использовании ископаемого топлива, и «компенсационных» мер. Дан анализ основных принципов австралийского Плана по сокращению выбросов, которые должны обеспечить эффективный переход страны к справедливой чистой экономике, и приоритетных направлениям реализации этого плана. При этом подробно рассмотрены и проанализированы направления, которые наиболее близки к нефтегазовой отрасли (производство водорода, производство сжиженного природного газа с низким углеродным следом и технологии улавливания и захоронения углекислого газа). По каждому такому направлению выявлены основные задачи, решение которых обеспечивает достижение углеродной нейтральности, и крупнейшие проекты, реализуемые или намеченные к реализации в этих целях, показаны возможные масштабы и результаты их развития. Особое внимание уделено анализу мер и механизмов государственной поддержки приоритетных направлений со стороны федерального правительства и правительств штатов и территорий, таких как выделение финансовых средств для научных исследований, разработок и демонстрационных мероприятий, создание необходимой нормативно-правовой базы, взаимодействие с бизнесом и населением, развитие международных отношений, повышение квалификации персонала и его обучение. Сделан вывод, что подход Австралии к достижению углеродной нейтральности на базе сочетания максимально возможного сокращения выбросов парниковых газов и компенсационных мер представляет особый интерес для России.

Список литературы

1. Who We Are. – https://beyondoilandgasalliance.com/who-we-are/

2. Unextractable fossil fuels in a 1.5 °C world / D. Welsby, J. Price, S. Pye [et al.] // Nature. – 2021. – V. 597. – P. 230–234. - https://doi.org/10.1038/s41586-021-03821-8

3. Statement on international public support for the clean energy transition. 04.11.2021. – https://ukcop26.org/statement-on-international-public-support-for-the-clean-energy-transition/

4. COP26: US and EU announce global pledge to slash methane. –   https://www.bbc.com/news/world-59137828

5. https://unfccc.int/sites/default/files/resource/cp2021_L13R.pdf

6. http://static.government.ru/media/files/ADKkCzp3fWO32e2yA0BhtIpyzWfHaiUa.pdf

7. Мастепанов А.М. Особенности подхода России к проблеме достижения углеродной нейтральности// Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. –  2022. – № 1 (201). – С. 5–12.

8. Australia’s net zero emissions ‘plan’: the five things you should know // The Guardian. – https://www.theguardian.com/environment/2021/oct/27/australia-net-zero-2050-emissions- plan-five-things-you-need-to-know

9. Australia’s long-term emissions reduction plan: A whole-of-economy Plan to achieve net zero emissions by 2050 / Australian Government Department of Industry, Science, Energy and Resources. – 2021. – https://unfccc.int/sites/default/files/resource/Australias_LTS_WEB.pdf

10. Statistical Review of World Energy 2021 / British Petroleum. – https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

11. Australian Bureau of Statistics. International trade. – https://www.abs.gov.au/statistics/economy/international-trade

12. World’s Top Exports. Australia’s Top 10 Exports. – https://www.worldstopexports.com/australias-top-10-exports/

13. NFF calls for net carbon zero by 2050/ Beef Central, 20/08/2020. – https://www.beefcentral.com/news/nff-calls-for-net-carbon-zero-by-2050/

14. Wood Mackenzie/ Australia’s low-carbon hydrogen trade could be worth up to US$90 billion in 2050, accessed on 7 October 2021. – https://www.woodmac.com/press-releases/australias-low-carbonhydrogen-trade-could-be-worth-up-to-us$9....

15. Australia’s fossil fuel exports. – https://www.worldenergydata.org/australias-fossil-fuel-exports/

16. The Hydrogen Road. Has Arrived at the Demonstration Stage: A Step Forward in Realizing a Hydrogen-Based Society.­ – https://global.kawasaki.com/en/stories/articles/vol67/

17. Гриб Н. Водородная стратегия – часть IV технологической революции. – http://www.cenef.ru/file/hydrogen.pdf

18. http://www.hystra.or.jp/en/gallery/

19. Мастепанов А., Араи Х. Основные проекты водородной стратегии Японии и их потенциальное влияние на перспективы развития нефтегазовой отрасли России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. –  2020. – № 12 (192). – С. 45–54.

20. Погосян А. Сжиженные надежды: австралийский рынок СПГ в условиях  энергоперехода // Энергетическая политика. – 2020. – № 12 (154). – С. 74–83.

21. Gorgon carbon capture and storage. – https://australia.chevron.com/our- businesses/gorgon-project/carbon-capture-and-storage

22. Global CCUS projects. Overview of existing and planned CCUS facilities. – https://www.iogp.org/bookstore/wp-content/uploads/sites/2/woocommerce_uploads/  2021/06/GRA002_210603.pdf

Водород является одним из важнейших компонентов «чистой» энергетической системы будущего. В настоящее время производство экологически «чистого» водорода сопряжено с высокими затратами энергии при осуществлении процесса электролиза воды и при производстве водорода в процессе парового риформинга метана в связи с необходимостью улавливания и захоронения углекислого газа. Компания Hydrogen Source AS разработала технологию генерации водорода в пласте (ГВП) и его добычи без выброса парниковых газов в атмосферу. Технология ГВП может применяться в низкопроницаемых пластах, на некоммерческих месторождениях углеводородов, на истощенных газовых и нефтегазовых месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, путем конверсии не извлекаемых рентабельно остаточных запасов углеводородов в водород для его коммерческой добычи; на угольных месторождениях, содержащих метан.

В статье представлены результаты оценки применения ГВП на месторождении с остаточными, некоммерческими запасами углеводородов. В экспериментах, проведенных в высокотемпературных реакторах при пластовых давлениях, степень конверсии углеводородов в водород достигала 70 %. В пластовых условиях при реализации ГВП помимо парового риформинга осуществляется также каталитический крекинг углеводородов. Созданная численная динамическая химико-термическая модель процесса, адаптированная к полученным экспериментальным данным, использовалась в гидродинамическом моделировании месторождения для прогноза показателей и оценки экономической эффективности процесса. Применение ГВП на истощенном месторождении становится экономически рентабельным при конверсии в водород, превышающей 5 % остаточных запасов углеводородов в пласте. Результаты расчетов показывают, что стоимость получаемого в процессе ГВП водорода кратно ниже, чем в широко применяемых в настоящее время способах получения водорода путем парового риформинга метана и электролиза воды.

Список литературы

1. Hydrogen Council Path to hydrogen competitiveness. A cost perspective. 88 p. –  https://hydrogencouncil.com/wp-content/uploads/2020/01/Path-to-Hydrogen-Competitiveness_Full-Study-1...

2. Сургучев М.Л. Обзор сегментации рынка водорода по группам потенциальных клиентов на основе ключевых областей применения. – Эдинбург: Университет Хериот-Уатт, 2016.

3. Сургучев Л.М. Получение водорода из углеводородов в пласте, накопление и подземное хранение водорода для его коммерческого использования // III Международный научный симпозиум «Теория и практика примененис методов увеличения нефтеотдачи пластов», ОАО «ВНИИнефть» им. академика А.П. Крылова, Москва, 20–21 сентябрь 2011 г. – М.: ВНИИнефть, 2011. 

4. Surguchev L. In-situ hydrogen generation from hydrocarbons // Offshore Heavy Oil Conference, London, 24-25 November 2011.

5. Berenblyum  R., Østhus A., Stokka S., & Surguchev L. Air Injection. In: North Sea Chalk / edited by S. Skjaeveland, O.K. Siqveland. – Universityof Stavanger, 2019.

6. Druganova E., Surguchev L., Ibatullin R. Air Injection at Mordovo-Karmalskoye field // Simulation and IOR evaluation, 32nd Annual Symposium & Workshop, IEA Collaborative Project on Enhanced Oil Recovery, 17-19 October 2011, Vienna. – SPE-136020-MS, 2010. – https://doi.org/10.2118/136020-MS

7. Berenblyum R., Surguchev L. Production of H2 generated from hydrocarbons in-situ with CO2 disposal // European Hydrogen Energy Conference (EHEC), Seville, Spain, 2014. – DOI:10.3997/2214-4609.20140132

8. Surguchev L., Berenblyum R., Surguchev M. Shift to Hydrogen: 100% Recovery from Depleted and Abandoned Gas Fields // IOR 2016 19th European Symposium on IOR. Stavanger, Norway. – DOI:10.3997/2214-4609.201700245

9. Беренблюм Р.А., Сургучев М.Л. Генерация волорода из углеводородов в пластовых условиях месторождений: эффективность добычи водорода // «Интегрированное научное сопровождение нефтегазовых активов: опыт, инновации, перспективы» ОАО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», 20–21 октября 2021 г., г. Пермь.

В статье рассмотрены проблемы выполнения сравнительной оценки технологий на рынке нефтесервисных, инжиниринговых и строительных услуг. Отмечено, что проведение тендера на оказание нефтесервисных услуг является для недропользователя формальной процедурой, договор заключается, как правило, на условиях предоставления услуг по низким ценам и предоставляемая услуга характеризуется низким качеством. Предложен интегральный показатель для проведения оценки однотипных, конкурирующих между собой технологических решений. Обоснована целесообразность его применения в рамках выбранных в статье сегментов нефтесервиса. Приведены алгоритм сравнительной оценки нефтесервисных технологий на основе интегральных показателей и данные, иллюстрирующие его использование.. Показано, что предложенный способ сравнительной оценки является сравнительно простым, но в тоже время эффективным благодаря учету технологических, технических, экологических, горно-геологических и экономических факторов. В качестве примера приведено применение предложенного алгоритма малой нефтяной компанией, осуществляющей свою деятельность в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Предложенный алгоритм стал основой для сравнения и выбора компанией технологий в сегменте буровых растворов. Выполнено сравнение двух систем промывочных жидкостей (с использованием безглинистого бурового раствора на основе полисахаридов или мультирастворной технологии реверсивно-инвертируемого бурового раствора); двух тампонажных жидкостей (Гранцем-7 или облегченный тампонажный раствор) и двух составов для увеличения нефтеотдачи (на основе полимеров или щелочи). Апробация предложенного алгоритма для принятия технологических решений (выбора буровых растворов, тампонажных жидкостей и технологий увеличения повышения нефтеотдачи пласта) и выбора поставщика услуг показала состоятельность использования не только стоимостных показателей и коэффициента извлечения нефти, но и других технико-технологических параметров.

Cписок литературы

1. Андрухова О.В.,  Разманова С.В.  Современное состояние и перспективы развития отечественного нефтесервисного рынка // Нефтяное хозяйство, 2019. – № 6. – С. 9–13.

2. Козеняшева М.М. Ветры перемен. Мировой опыт и особенности формирования нефтегазового сервиса в России // Нефтегазовая Вертикаль. – 2017. – № 15–16. – С.102–107.

3. Разманова С.В., Андрухова О.В.  Проблемы российского рынка нефтегазового сервиса // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Экономические науки. – 2019. – Т.12 – № 1.– С. 111–119.

4. Катышева Е.Г. Анализ структурных изменений на российском рынке нефтесервисных услуг// Международный научно-исследовательский журнал  – 2015. – Ч. 3. –  № 5 (36). – С. 44 – 46.

5. Обзор нефтесервисного рынка России. – М.: ЗАО «Делойт и Туш СНГ», 2019. – 36 с.

6. Разманова С.В., Андрухова О.В. Нефтесервисные компании в рамках цифровизации экономики: оценка перспектив инновационного развития // Записки Горного института. – 2020. – Т. 244. – № 4. – С. 482–492.

7. Белошицкий А.В. Экономический механизм формирования бизнес-модели нефтесервисной компании // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 20–23.

8. Танакян С. Большая распродажа большого нефтесервиса // Нефть и и капитал.. – 23.01.2020. – https://oilcapital.ru/article/general/23-01-2020/bolshaya-rasprodazha-bolshogo-nefteservisa.

9. Андрухова О.В. Экономическое развитие нефтесервисных компаний России: дис. ... канд. экон. наук. – Апатиты, 2020. – 153 с.

10. Andrukhova O., Razmanova S., Volkova I. Development of methods for the comparative evaluation of oilfield technologies // Eurasian mining. – 2020. – V. 33. –  P. 21–24.

В статье рассмотрены результаты исследований, направленных на восполнение ресурсно-сырьевой базы северо-западной части Томской области и уточнение представлений о формировании залежей Трайгородско-Кондаковского нефтяного месторождения. Продемонстрированы возможности прикладного применения бассейнового моделирования на поисково-оценочном и разведочном этапах геологического изучения недр. Исследования были разделены на два этапа. На первом этапе исследования носили субрегиональных характер и охватывали территорию площадью 25000 км². Участок приурочен к Алексанровскому своду, захватывает часть Колтогорско-Нюрольского желоба и восточную периклиналь Нижневартовского свода. Выполнена реконструкция погружения бассейна и восстановлена тепловая история. Неравномерность интенсивности теплового потока на подошве осадочного чехла по площади объясняется тектоническими процессами и осложняется массивной гранитной интрузией. На первом этапе создана трехмерная модель формирования нефтегазоносного бассейна, задачами которой стали восстановление истории генерации и формирование представлений о путях миграции углеводородов. На втором этапе на основе субрегиональной (материнской) модели построена локальная (дочерняя) модель формирования Трайгородско-Кондаковского месторождения на территории площадью 480 км², покрытой 3D сейсморазведкой.

Обоснована необходимость проведения дополнительных специальных геохимических исследований флюидов и нефтематеринских пород. Дано описание результатов работ, выполненных перед началом построения детальной модели локального этапа. Представлены основные параметры локальной модели. Показаны ее отличия от субрегиональной модели. Сделаны выводы о возможности применения оценки влияния проводящих свойств разломов на формирование залежей. Прогноз насыщения ловушек и оценка ресурсного потенциала позволили снизить риски геолого-разведочных работ и сформировать рекомендации по дальнейшему геологическому изучению недр.

Список литературы

1. Трехмерная модель формирования залежей углеводородов на северо-западе Томской области в районе Александровского свода / В.А. Зубков, П.В. Молодых, И.В. Гончаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 88–92.

2. Неручев В.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Горючие ископаемые. – М., 1976. – С. 4 7–62.

3. Катагенез органического вещества пород баженовской свиты юго-востока Западной Сибири (Томская область) / И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, Н.В. Обласов, С.В. Фадеева // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 32–37.

4. Пат. № 2261438 РФ. Способ определения зрелых нефтематеринских пород / И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Носова, Н.В. Обласов; патентообладатель ОАО «ТомскНИПИнефть». – № 2004117234/28; заявл. 7.06.2004; опубл. 27.09.2006.

5. Пат. 2634254 РФ. Способ определения зрелых углесодержащих нефтематеринских пород и уточнения их катагенеза // Н.В. Обласов, И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Фадеева; патентообладатель ОАО «ТомскНИПИнефть». – № 2016123620; заявл. 14.06.2016; опубл. 24.10.2017.

6. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. – Новосибирск, СО РАН, 2002. – 253 с.

7. Генетические типы и природа флюидов углеводородных залежей юго-востока Западной Сибири / И.В. Гончаров, Н.В. Обласов, А.В. Сметанин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 8–13.

В раннетриасовое время континентальное плато на территории современной Курганской области, схожее по типу геологического строения с плато Путорана, Декан, Парана, Карру, Мараньяо, Тунгусская синеклиза, испытало интенсивное влияние процессов регионального рифтогенеза. Эти процессы имели глобальное распространение, и в результате сформировалась целая система протяженных грабен-рифтов. В пределах рассматриваемой территории происходило компенсированное осадками погружение в позднепермское-триасовое время (продолжительностью около 80 млн лет), затухавшее, но продолжавшееся на протяжении мезозойской и кайнозойской эратем под весом перекрывающих отложений и в связи с периодической активизацией тектонических процессов в самих грабен-рифтах в течение их «геологической» жизни. Морские бореальные воды с севера Западно-Сибирской плиты проникали по этим узким проливам в Курганское Зауралье. Эрозионные процессы в результате размыва существовавшего в это время котинентального плато сформировали «останцы» покровных низкокалиевых базальтов. Их детальное изучение позволяет уточнить обстановки осадконакопления, существовавшие в пределах изучаемой территории, а близость геологического строения с вулканогенно-осадочными образованиями пермско-триасового возраста Рогожниковско-Ляминской зоны свидетельствует о значительном нефтегазовом потенциале этого комплекса отложений. Общность тектонического строения и развития изучаемых регионов с основной частью Западной Сибири (триасовый рифтогенез) позволяет рассчитывать на обнаружение здесь залежей углеводородов типичного для этого осадочно-породного бассейна строения в традиционных нефтегазоносных комплексах. Необходимо в самое ближайшее время провести детальные геолого-разведочные работы на этот перспективный комплекс отложений с целью уточнения особенностей геологического строения пород и скорректировать имеющиеся представления об их углеводородном потенциале.

Список литературы

1. Верификация материалов дистанцонного зондирования Земли в связи с поисками залежей УВ (на примере южного сегмента Урало-Казахского краевого прогиба) / А.Ю. Белоносов, М.С. Шалютин, А.Е. Кудрявцев, Д.В. Борисов // Экология. Экономика. Информатика. Серия: Геоинформационные технологии и космический мониторинг. – 2019. – № 4. – С. 69–73.

2. Белоносов А.Ю., Каленицкий А.Ю. Верификация материалов дистанционного зондирования Земли для оценки нефтегазоносности малоизученных и малоперспективных территорий (на примере Курганской области) // Вестник СГУГиТ. – 2015. – Вып. 3 (31). – С. 70–78.

3. Белоносов А.Ю., Борисов Д.В., Кудрявцев А.Е. Выявление структур, перспективных на нефть и газ, в пределах южного сегмента Урало-Казахского краевого прогиба // Недропользование XXI век. – 2019. – № 5 (81). – С. 26–33.

4. Белоносов А.Ю., Туренко С.К. Интерпретация спутниковых данных конвективного теплового потока при прогнозировании залежей углеводородов в Курганской области // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2009. – № 6. – С. 4–9.

5. Применение дистанционных и заверочных наземных работ для оценки перспектив нефтегазоносности Вагайско-Ишимской впадины / А.Ю. Белоносов, А.Е. Кудрявцев, Р.И. Тимшанов, С.А. Шешуков // Академический журнал Западной Сибири. – 2016. – Т. 12. – № 3 (64). – С. 5–6.

6. Кокшина Л.В. Постдиагенетические преобразования петрокластических граувакк (на примере среднего палеозоя Южного Урала и юга Западной Сибири): автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук. – Екатеринбург, 2013.  – 23 с.

7. Мизенс Г.А., Кокшина Л.В. Петрографическая характеристика девонских и нижнекаменноугольных терригенных образований юго-запада Западно-Сибирской плиты (Вагай-Ишимская и Тобол-Убаганская структуры) // Геология и геофизика. – 2012. – Т. 53. – № 11. – С. 1513–1529.

8. Мизенс Г.А., Кокшина Л.В. Условия осадконакопления в среднепалеозойских бассейнах на юго-западе Западной Сибири (зона сочленения уральских и казахстанских структур) // Материалы Всероссийской научной конференции. Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. – Тюмень-Новосибирск, 2010. – С. 111–113.

9. Стратиграфия и условия образования девонских и каменноугольных отложений Тобол-Убаганского поднятия и Вагай-Ишимской впадины (юго-западная окраина Западной Сибири) / Г.А. Мизенс, Н.А. Кучева, Т.И. Степанова [и др.]. // Литосфера. – 2011. – № 4. – С. 20–44.

10. Пумпянский А.М. Девонские отложения доюрского фундамента южной части Западно-Сибирской плиты // Новые данные по геологии Урала, Западной Сибири и Казахстана: информационные материалы. – Свердловск: Изд-во УрО АН СССР, 1990. – С. 49–58.

11. Пумпянский А.М. Стратиграфия каменноугольных отложений северной части Тюменско-Кустанайского прогиба // Топорковские чтения. – 1992. – Вып. 1. –  С. 25–32.

12. Пумпянский А.М. Триас Тоболо-Ишимского междуречья юга Западно-Сибирской плиты // Новые данные по геологии Урала, Западной Сибири и Казахстана. – Свердловск: Изд-во УрО АН СССР, 1990. – С. 159–165.

13. Пумпянский А.М. Каменноугольные отложения Курганского Зауралья // Топорковские чтения. – 1999. – Вып. 4. – С. 55–62.

14. Пумпянский А.М. Каменноугольные отложения Тюменско-Кустанайского прогиба // Биостратиграфия и литология верхнего палеозоя Урала. – Свердловск: Изд-во УрО АН СССР, 1987. – С. 45–61.

15. Каменноугольные отложения в фундаменте юго-запада Западно-Сибирской геосинеклизы (Курганская область) / С.В. Сараев, Т.П. Батурина, А.Я. Медведев, А.В. Травин // Геология и геофизика. – 2016. – Т. 57. – № 8. – С. 1455–1476.

16. Сараев С.В., Батурина Т.П., Травин А.В. Петрология, седиментология, геохимия и абсолютный возраст осадочно-вулканогенных отложений триаса на юго-западе Западно-Сибирской геосинеклизы (Курганская область) // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52. – № 8. – С. 1107–1128.

В статье рассмотрены факторы, влияющие на удельное электрическое сопротивление горных пород вулканогенно-осадочной толщи центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Предложены зависимости для определения коэффициента нефтенасыщенности по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). В результате анализа зависимостей электрических параметров пористости и насыщения от коэффициентов пористости, водонасыщенности и соответствующих им показателей образцов керна установлено, что на удельное электрическое сопротивление (УЭС) горных пород изучаемой толщи помимо состава насыщающих флюидов существенно влияет тип пустотного пространства и постмагматических преобразований. При неизменных коэффициентах пористости и водонасыщенности повышение УЭС характерно для кавернозных и преобразованных под действием процессов альбитизации, карбонатизации и окварцевания горных пород. Трещинный тип пустот, наличие глинистых минералов способствуют снижению УЭС. Определение коэффициента нефтенасыщенности выполнено с использованием зависимости УЭС, определенного по данным ГИС, от объемного водонасыщения образцов керна, отобранного из скважин по изолирующей технологии. Полученная зависимость позволила выявить превышение значений УЭС, измеренных в скважинах, над результатами измерений на экстрагированных образцах керна стандартного размера для некоторых интервалов изучаемой толщи. Превышение свойственно кавернозным разностям вулканогенных горных пород и альбитизированным, карбонатизированным вулканитам. В кавернозных интервалах превышение обусловлено влиянием масштабного эффекта, когда стандартные малоразмерные образцы керна не в полном объеме характеризуют каверновые пустоты, размер которых может быть сопоставим с размером стандартного образца. В альбитизированных и карбонатизированных вулканитах превышение обусловлено изменением исходного типа смачиваемости образцов керна при экстракции. Вместе с тем, для большей части пород изучаемой толщи характерен гидрофильный тип смачиваемости. Наряду с рассмотренными факторами полученная зависимость учитывает тип пустотного пространства и постмагматических преобразований. Результаты расчета коэффициента нефтенасыщенности согласуются с результатами прямых определений на керне, отобранном по изолирующей технологии. Применение полученной зависимости позволит повысить точность подсчета запасов и планирования геолого-технологических мероприятий.

Список литературы

1. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензионный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В.  Федороцов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Материалы девятой научно-практической конференции, г. Ханты-Мансийск, 27–29 сентября 2006 г. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис. – С. 133–146.

2. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18–21.

3. Добрыдень С.В. Электрическое сопротивление и естественная электрохимическая активность вулканогенных горных пород // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 76–81. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-76-81

4. Хайруллин Б.Ю., Мамяшев В.Г., Федорцов В.В. Методическое руководство по отбору и анализу изолированного керна. – Тюмень: СибБурМаш, 1999. – 24 с.

5. Гурбатова И.П. Масштабные и анизотропные эффекты при экспериментальном изучении физических свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов : автореф. дис. … канд. техн. наук. – М., 2011. – 26 с.

В статье рассмотрены вопросы, связанные с вводом в эксплуатацию нового нефтегазодобывающего кластера ПАО «НК «Роснефть» в Иркутской области. Осинский продуктивный горизонт нижнего кембрия на территории Иркутского кластера является одним из самых перспективных для наращивания ресурсной базы углеводородов в активах ПАО «НК «Роснефть». В разрезах пласта Б₁, относящихся к биогермным постройкам, стабильно отмечаются высокие фильтрационно-емкостные свойства пород, обусловленные условиями образования. Наблюдаются зоны дробления и трещиноватости, возникшие в результате разрушения и карстообразования продуктивных отложений. Приведены результаты анализа данных, полученных при лабораторных исследованиях керна. Рассмотрены принципы выделения литологических пачек продуктивного пласта Б₁ по структурно-генетическим признакам постседиментационным преобразованиям, которые повлияли на формирование отложений с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Впервые представлена принципиальная модель формирования пород пласта Б₁ на территории Иркутского кластера. По результатам изучения керна по структурно-генетическому признаку в разрезе пласта Б₁ выделены следующие пачки пород: строматолиты желваковые с прерывисто-сгустковой структурой, столбчатые с ленточно-сгустковой структурой, пластовые с полосчато-сгустковой структурой, пластовые с комковатой структурой и зернистые, микрофитолитовые, обломочные разности карбонатных пород. Выполненные исследования позволяют в сложных геологических условиях Восточной Сибири, а также при высокой неоднородности карбонатных коллекторов обоснованно выполнять гидродинамическое моделирование, планировать разработку залежей, размещать фонд добывающих скважин. Предложенная модель продуктивного пласта Б₁ даст возможность выбрать оптимальную систему разработки с наиболее полным извлечением углеводородного сырья при максимальной экономической рентабельности.

Список литературы

1. Reitner Joachim, Queric N.-V., Gernot Arp Advances in Stromatolite Geobiology //  Lecture Notes in Earth Sciences. – Heidelberg: Springer, Berlin, Heidelberg, 2011. – 559 p. – DOI:10.1007/978-3-642-10415-2.

2. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. – М.: ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», 2002. – 254 с.

3. Маслов В.П. Атлас породообразующих организмов (известковых и кремневых). – М.: Наука, 1979. – 271 с.

4. Маслов В.П. Строматолиты их генезис, метод изучения, связь с фациями и геологическое значение на примере ордовика Сибирской платформы. – М.: Изд-во Академии наук СССР, 1960. – 233 с.

5. Атлас структурных компонентов карбонатных пород / Н.К. Фортунатова, О.А. Карцева, А.В. Баранова [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 2005. – 440 с.

В статье рассмотрены геолого-геофизические характеристики продуктивных залежей месторождения Дракон, расположенного на блоке 09-1 континентального шельфа юга Вьетнама. Проведен анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) разрабатываемых коллекторов. Предложено по геолого-геофизическим характеристикам залежей относить их к маргинальным. По аналогии с установленными на этапе геолого-разведочных работ (ГРР) и введенными в разработку прогнозируемые и открытые в 2018-2021 гг. залежи, расположенные вблизи изученных, отнесены к маргинальным. Открытие и введение в разработку месторождения Белый Тигр в акватории Вьетнама дало толчок к проведению ГРР и изучению особенностей геологического строения шельфа юга Вьетнама. Рассмотрено тектоническое строение Кыулонгского бассейна, структурно-тектонические особенности строения пород фундамента и геологическое строение месторождения Дракон. Проведен анализ исходных данных для определения ФЕС пород и интерпретации комплекса геофизических исследований скважин. Представлена промысловая номенклатура разрабатываемых пластов/горизонтов по осадочным, терригенным отложения и породам фундамента. На площади месторождения Дракон выделены геологические структуры и приуроченные к ним залежи углеводородов. Дана сравнительная оценка выработанности извлекаемых запасов и их распределение по участкам месторождения. Показаны особенности размещения морских стационарных платформ на участках залежей углеводородов. По геолого-геофизическим характеристикам разрабатываемых месторождений предложена классификация типов залежей. Подготовлена блок-схема, учитывающая геологические характеристики и экономические показатели. По аналогии с установленными залежами выделены новые маргинальные участки на месторождении Дракон. В результате работ, проведенных в 2018-2021 гг. на перспективных участках, выполнены доразведка, бурение и испытание скважин. Подтверждена промышленная нефтеносность открытых маргинальных залежей. Намечены планы по доразведке площади месторождения и подготовлена программа ввода в разработку маргинальных залежей. Дана оценка перспективам использования данного направления работ для тиражирования методических подходов на соседние месторождения, блоки и участки.

Список литературы

1. «Прыжок «Белого Тигра» длиною в 35 лет…»: Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро»: в 5 кн. Кн. 1 / под ред. Т.Т. Нгиа, М.М. Велиева. – СПб.: Недра, 2016. – 524 с.

2. Иванов А.Н., Рюмкин А.Г., Холодилов В.Ю. Особенности геологического строения нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 18–21. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-6-18-21

3. Использование вероятностно-стохастических методов оценки запасов залежей углеводородов терригенных отложений месторождений СП «Вьетсовпетро» / А.Н. Иванов, А.Г. Рюмкин, М.А. Федосеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 6–9. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-8-6-9

4. Циркуляр, регламентирующий положение о классификации и составлению отчета по ресурсам и запасам нефти и газа. – Ханой, 2020. – 22 с. – https://thuvienphapluat.vn/van-ban/Tai-nguyen-Moi-truong/Thong-tu-24-2020-TT-BCT-phan-cap-va-lap-bao...

5. Рюмкин А.Г., Лебедева Е.Т., Рюмкин Д.А. Прогноз распространения маргинальных залежей на блоке 09-1 по геолого-геофизическим данным месторождения «Белый Тигр» // В сб. Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития. – Ставрополь: Изд-во АГРУС,  2020. – С. 137–143.

6. Ильинский А.А., Тан С. Стратегические приоритеты развития нефтегазодобывающего комплекса. – Апатиты: ФИЦ КНЦ РАН, 2019. – 132 с.

7. Ильинский А.А., Тан С. Формирование механизма устойчивого развития нефтедобывающего комплекса на базе маргинальных месторождений // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 3. – DOI: 10.17353/2070-5379/33_2017

Артинский продуктивный горизонт (P₁ar) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции представлен терригенно-кремнисто-карбонатными породами со сложнопостроенным поровым пространством (трещинный, поровый и сложный типы коллектора) и анизотропией коллекторских свойств. В P₁ar выделяются карбонат-силицитовая, спонголитовая, алевролит-глинистая литолого-стратиграфические пачки. Основные притоки связаны с зонами трещиноватости. Вследствие этого актуальными становятся задачи выделения трещиноватых зон и их привязка к стратиграфическим интервалам разреза. Для решения поставленных задач выполнен комплексный анализ кернового материала, данных пластового микроимиджера, стандартного и специального комплексов геофизических исследований скважин (ГИС). Согласно результатам анализа зоны трещиноватости приурочены к верхней карбонат-силицитовой части артинского разреза. Диагностическими признаками трещиноватости горных пород являются: 1) выявленные трещины по пластовому микроимиджеру и керновому материалу; 2) высокие модули Юнга и низкие коэффициенты Пуассона; 3) потеря энергии акустического сигнала при условии минимальной глинистости; 4) превышение интервального времени зарегистрированной волны Стоунли над интервальным временем модельной волны Стоунли; 5) анизотропия акустических свойств за счет расщепления поперечной волны на быструю и медленную при появлении трещиноватости.

В терригенно-кремнисто-карбонатном разрезе со сложным типом порового пространства, примером которого являются артинские отложения, наряду со стандартными методами ГИС открытого ствола, требуются специальные методы исследования, что позволяет получить комплексное представление о типе коллектора, его физических свойствах, точнее прогнозировать интервалы трещиноватости, и на базе этих данных принимать решения о бурении горизонтальных скважин. Непосредственно в процессе бурения горизонтальных скважин возникает необходимость диагностирования выделенных перспективных стратиграфических интервалов по ограниченному комплексу ГИС - гамма-каротаж (ГК) и индукционный каротаж (ИК). Трещиноватая карбонат-силицитовая пачка отмечается пониженными значениями ГК за счет минимальной глинистости и высоким удельным электрическим сопротивлением (УЭС), которое свойственно кремнисто-карбонатным породам. Для спонголитовой пачки характерны средние уровни УЭС и ГК. Предложена стратегия проектирования и бурения горизонтальных скважин, которая предусматривает дренирование коллекторов верхней и срединной частей горизонта P₁ar.

Список литературы

1. Модель продуктивности артинского горизонта / В.В. Гайдук [и др.]. – Краснодар: ООО «Роснефть» – НТЦ», 2019. – 20 с.

2. Комплексное исследование кернового материала / А.А. Рогозин [и др.]. – Краснодар: ООО «Роснефть» – НТЦ», 2018. – 238 с.

3. Акустический каротаж в процессе бурения: получение данных методом поперечных волн / Дж. Олфорд [и др.]. – Хьюстон, 2012.

4. Добрынин С.В. Оценка проницаемости и динамической пористости по данным широкополосного акустического каротажа (АКШ) // Каротажник. – 2008. – N 4. – С. 45–49.

5. Анализ эффективности существующих методик для выделения проницаемых интервалов по широкополосному акустическому каротажу / И.А. Гонтаренко [и др.]. – Краснодар: ООО «Роснефть» – НТЦ», 2020. – 73 с.

6. Обзор результатов выполненного комплекса ГИС-ГДК-ОПК / А. Филимонов [и др.]. – Shlumberger, 2020. – 34 с.

Данная статья является практическим продолжением выполненных ранее работ. В статье, опубликованной в журнале «Нефтяное хозяйство» в марте 2021 г. рассматривались теоретические основы применения параметров буровой механики для прогнозирования пористости и плотности на забое. Предложено рассчитывать индикаторную функцию (крепости пород) через параметры буровой механики с последующей калибровкой данной функции в скважинных условиях с использованием результатов интерпретации данных геофизических исследований скважин (пористости и объемная плотность пород).

В статье рассмотрены результаты практического опробования предложенной ранее технологии использования данных буровой механики в процессе геонавигации скважин с горизонтальным окончанием. В обобщенном виде представлены особенности прогноза пористости и литотипов пород на забое по данным буровой механики. Показано, что точность прогноза зависит от типа траектории скважины. Всего рассмотрено четыре обобщенных типа: восходящая, нисходящая, горизонтальная, волнообразная («змейка») траектории. Апробация выполнена на группах пластов АС, БС, ЮС. Основное внимание уделено сходимости результатов, полученных по данным буровой механики и геофизических исследований скважин, поскольку эти параметры являются основными при принятии решений в процессе геонавигации. Даны некоторые практические пояснения. Проанализированы также сложности, с которыми столкнулись авторы при внедрении технологии в производственный процесс геонавигации скважин. Подробно рассмотрены два примера, в которых выполнен пошаговый анализ расчетов по данным буровой механики и геофизических исследований скважин, решений, принимаемых в процессе сопровождения бурения скважин, а также оценена эффективность проводки.

Список литературы

1. Эффективное изучение и проводка горизонтальных скважин требуют расширенного комплекса исследований / Э.Е. Лукьянов [и др.] // Каротажник. – 2019. – Вып. 4 (298). – С. 114–134.

2. 50 лет геолого-технологических исследований. История. Новый взгляд на развитие ГТИ в России / Э.Е. Лукьянов [и др.] // Бурение и нефть. – 2018. – № 07–08. – С. 34–41.

3. Колесов В.А., Скляр К.С. Прогноз емкостных свойств пород по данным буровой механики в процессе роторного бурения скважин с горизонтальным окончанием // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 54–57.

4. Федоров В.С. Проектирование режимов бурения. М.: Гостоптехиздат, 1958. – 215 с.

5. Потапов Ю.Ф., Махонько В.Д., Шевалдин П.Е. Исследование зависимостей показателей работ долот от параметров режима бурения. – М.: ОНТИ ВНИИОЭНГ, 1971. – 63 с. 

6. Эйгелес Р.М., Стрекалова Р.В. Расчет и оптимизация процессов бурения скважин. – М.: Недра, 1977. – 200 с.

7. Федоров В.С. Научные основы режимов бурения. – М.: Гостоптехиздат, 1951. – 248 с.

Добыча высоковязкой нефти на месторождении Бока де Харуко (Республика Куба) предполагает эксплуатацию горизонтальных паронагнетательных скважин в условиях циклически меняющихся температур 25-300 °С, сероводородной и углекислой агрессии. Исходя из описанных условий, формируются требования к цементу, способному сохранять заданные при планировании скважин прочностные свойства на сжатие и изгиб. АО «Гипровостокнефть» подобрана рецептура тампонажной смеси. На основании результатов исследований подтвердтверждено соответствие данной рецептуры требованиям к креплению паронагнетательных скважин в условиях сероводородной и углекислой агрессии. В ходе формирования требований к цементной крепи для паронагнетательных скважин на месторождении Бока де Харуко проведено компьютерное моделирование статических и динамических нагрузок при эксплуатации в системе обсадная труба – цементный камень – горная порода. Моделирование методом конечных элементов проведено с использованием программного комплекса ANSYS. В результате моделирования определены нагрузки на цементный камень, возникающие при нагреве обсадной колонны до максимальной температуры в процессе нагнетания пара и расширении обсадной колонны. Наиболее значимым фактором является прочность цементного камня на изгиб. Для скважин на месторождении Бока де Харуко математически установлена минимально необходимая прочность цементного камня на изгиб – 6,8 МПа. Недостаточная прочность цементного камня на изгиб повышает риск разрушения цементной крепи и образования радиальных трещин при расширении обсадной колонны в процессе парообработки. В условиях воздействия сероводорода, углекислого газа и изменения температур от 25 до 300 °С испытаны стандартные тампонажные материалы: ПЦТ-I-G-CC-1 (взят в качестве реперного тампонажного материала), ЦТПН и ПЦТ-I-G-CC-1 с добавлением 30 % (по массе) кварцевой муки. Экспериментально установлено, что при создании эксплуатационных скважинных условий прочность цементного камня на изгиб сотавляет менее 6,8 МПа. Разработанная новая рецептура тампонажного материала, включает 85 % портландцемента ПЦТ-I-G-CC-1, 10 % кварцевой муки и 5 % золы уноса. После одновременного воздействия изменения температур (5 циклов 25 – 300°С) и сероводородной и углекислотной агрессии прочность на изгиб составила 8,5 МПа, что отвечает требованиям, определенным в результате компьютерного моделирования. Разработанный тампонажный материал применен в трех скважинах месторождения Бока де Харуко (скв. BJ-3004, BJ-3005, BJ-3006) при цементировании эксплуатационных колонн. По данным цементометрии установлено, что участки с микронарушениями цементного камня, скоплениями воды и газа практически отсутствуют. Коэффициенты качества цементирования, определенные методом USIT составляют от 0,88 до 0,93.

Список литературы

1. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы / В.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов, Д.В. Орешкин [и др.]. – М.: Недра, 1999. – 180 с.

2. Орешкин Д.В. Высококачественные цементные тампонажные материалы с полыми стеклянными микросферами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2003. – № 7. – С. 20–31.

3. Уляшева Н.М., Михеев М.А. Новые композиции тампонажных растворов для крепления скважин в сложных горно-геологических условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2004. – № 3. – С. 25–28.

4. Пат. 2530805 РФ, МПК C09K 8/467. Тампонажный материал / И.Н. Каримов, Ф.А. Агзамов, Р.С. Мяжитов; заявитель и патентообладатель: ООО «Цементные технологии». – № 2013128566/03; заявл. 21.06.2013; опубл. 10.10.2014.

5. Пат. 2418028 РФ, МПК C09K 8/467. Расширяющийся тампонажный материал / Ю.В. Шульев, С.А. Рябоконь, И.Е. Александров, А.И. Сериков, М.И. Деркач; заявитель и патентообладатель С.А. Рябоконь. – № 2009146421/03; заявл. 14.12.2009; опубл. 10.05.2011.

6. Пат. 2359988 РФ, МПК C09K 8/467. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин / О.Г. Кузнецова, Ю.В. Фефелов, О.А. Чугаева, Н.А. Зуева, Е.М. Сажина; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефти» – № 2007135903/03, заявл. 27.09.2007; опубл. 27.06.2009.

7. Комплекс технологических решений для повышения качества крепления скважин / Ю.Л. Логачев, Н.М. Уляшева, М.А. Михеев, Е.В. Филонова // Научно-техническая конференция, 22–25 апреля 2014 г. В 3 ч. Ч. 1. – Уфа: УГТУ, 2014. – С. 91–96.

8. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. – СПб.: ООО «Недра», 2005. – 318 с.

9. The Effects of Density Difference on Displacement Interface in Eccentric Annulus During Horizontal Well Cementing / F. Fuping, A.Chi, Yu Fahao Cui Zhihua [et al.] // The Open Petroleum Engineering Journal. – 2013. – V. 6. – Р. 79-87.

Широко известно, что разработка карбонатных отложений коренным образом отличается от разработки терригенных коллекторов. В связи с этим актуальной задачей является повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов, характеризующихся низкими коэффициентами извлечения нефти. Для изучения особенностей фильтрации в карбонатных коллекторах проведены специализированные гидродинамические исследования 36 нагнетательных скважин ПАО «Татнефть» на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. Полученные длительные кривые изменения давления на различных режимах невозможно описать моделью линейной фильтрации. На основании анализа моделей нелинейной фильтрации выбрана модель c экспоненциальной зависимостью гидропроводности от давления. С ее помощью удалось достичь высокой точности описания индикаторных диаграмм и приемлемой точности для всей длительной кривой изменения давления. Определены коэффициенты экспоненциальной зависимости гидропроводности, которые на порядок превышают коэффициент деформации, учитывающий экспоненциальное изменение проницаемости при исследованиях керна. Вероятной причиной этого является дополнительный учет изменения работающей толщины пласта и эффективной вязкости вытесняемой нефти в зависимости от изменения давления. При описании 94 % индикаторных диаграмм получены гладкие кривые, которые свидетельствуют, что с увеличением давления закачки происходит постепенное раскрытие уже имеющихся природных и техногенных трещин, а не образование новых, как это принято считать. Установлено, что традиционная интерпретация кривых падения давления (КПД) для карбонатных коллекторов с использованием модели линейной фильтрации приводит к кратному завышению длины трещин (занижению геометрического скин-фактора). Для достоверного определения длины трещины необходимо располагать не только КПД, но и кривой (кривыми) закачки, а также применять модель фильтрации с зависимостью гидропроводности от давления. Полученные закономерности являются исходной информацией для дальнейшего моделирования с целью повышения эффективности заводнения карбонатных коллекторов.

Список литературы

1. Бакиров А.И. Совершенствование технологии извлечения нефти заводнением из карбонатных коллекторов месторождений Татарстана: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2018. – 23 с.

2. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием / Ю.М. Молокович, А.И. Марков, Э.И. Сулейманов [и др.]. – Казань: Регентъ, 2000. – 156 с.

3. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. – М.: Недра, 1984. – 208 с.

4. Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан) / А.Г. Хабибрахманов, А.Т. Зарипов, И.Н. Хакимзянов [и др.]. – Казань: Слово, 2017. – 199 с.

5. Оценка эффективности системы заводнения на залежах нефти в карбонатных коллекторах Ново-Елховского месторождения / Р.А. Нугайбеков, Р.И. Шафигуллин, О.В. Каптелинин [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – № 3. – С. 94–97.

6. Features of Field Development with Tight Carbonate Reservoirs by Waterflooding / A.R. Mukanov, A. Bigeldiyev, A. Batu, A. M. Kuvanyshev // SPE-202534-MS. – 2020.

7. Лигинькова Я.С. Исследование особенностей заводнения залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере Гагаринского и Опалихинского месторождений). В сб. Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых // Материалы XII Всероссийской научно-технической конференции. – Пермь: Изд-во Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2019. – С. 43–45.

8. Иктисанов В.А., Бобб И.Ф., Ганиев Б.Г. Изучение закономерностей оптимизации забойных давлений для трещинно-поровых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 94–97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-94-97

9. Предельно допустимые давления в нагнетательных скважинах при разработке карбонатных отложений / В.А. Иктисанов, Н.А. Смотриков, А.В. Байгушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 1. – С. 70–73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-70-73

10. Иктисанов В.А. Метод оценки эффективности работы нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 1. – С. 32–35.

11. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2001. – 210 с.

12. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1981. – 237 с.

В статье рассмотрена методика обоснования оптимальных расстояний между скважинами на основе применения модели CRM (Capacitance-Resistive Model) для коллекторов ачимовской толщи. Данные отложения характеризуются сложным геологическим строением (низкой проницаемостью, наличием изолированных прослоев в разрезе пласта, высокой неоднородностью), что является причиной низкого коэффициента охвата запасов дренированием. При этом для их разработки не применимы проектные решения для среднепродуктивных отложений мела и юры. Выбор шага сетки скважин, как правило, основывается на проведении гидродинамических расчетов различных прогнозных вариантов. Такой подход для определения радиуса дренирования скважин зачастую приводит к выбору излишне разреженной сетки вследствие того, что модель не учитывает истинную прерывистость и неоднородность коллектора. Использование альтернативного способа для определения размеров зоны дренирования скважин такого, как проведение гидродинамических исследований, в условиях низкой проницаемости пластов приводит к необходимости длительных остановок скважин и, как следствие, потерям в добыче нефти. В данной работе выбор оптимального расстояния между скважинами выполнен с применением CRM метода, основанного на уравнении материального баланса. Метод позволяет оценить дренируемый поровый объем на основе настройки на динамику промысловых данных. Оптимальное расстояние между скважинами определяется из условия совмещения внешних границ зоны дренирования. Приведен пример апробации методики на залежах ачимовских отложений Когалымского месторождения. По фактическим скважинам оценены дренируемые объемы пласта, а также рассчитан оптимальный с точки зрения полноты выработки запасов шаг сетки для размещения проектного фонда. Данное расстояние также является ключевым параметром при оценке потенциального влияния закачки при формировании системы поддержания пластового давления. Выполненный анализ позволяет провести оценку оптимального расстояния между скважинами, значительно сокращает временные затраты по сравнению с применением  фильтрационного моделирования.

Список литературы

1. Ключевые проблемы освоения Ачимовских отложений на разных масштабах исследования / М.В. Букатов, Д.Н. Пескова. М.Г.Ненашева [и др.] // Proнефть. Профессионально о нефти. – 2018. – № 2. – С. 16–21. – DOI: 10.24887/2587-7399-2018-2-16-21

2. Черевко М.А. Оптимизация системы горизонтальных скважин и трещин при разработке ультранизкопроницаемых коллекторов: дис. … канд. техн. наук. –  Тюмень, 2015. – 156 с.

3. Шорохов А.Н., Азаматов М.А., Артамонов А.А. Основные особенности проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта на горизонтальных скважинах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 5. – С. 46–51.

4. Лучшие практики и подходы к тиражированию технологий разработки ачимовской толщи / М.Г. Ненашева, М.В. Окунев, Н.В. Слета [и др.] //

SPE-191473-18RPTC-RU. – 2018. – DOI:10.2118/191473-18RPTC-MS.

5. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциация пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. Вестник Башкирского университета. – 2016. – Т. 21. – № 3. – С. 537–544.

6. Черевко С.А., Янин А.Н. Анализ проблемы выбора систем разработки низкопроницаемых пластов крупных нефтяных месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 9. – С. 5–11.

7. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. –  2011. – № 1. – С. 84–98.

8. Шупик Н.В. Повышение эффективности площадных систем заводнения низкопроницаемых пластов Западной Сибири: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2017. – 114 с.

9. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods: Ph.D. diss. Austin: University of Texas at Austin, USA. – 2008.

10. Исследование особенностей оценки взаимовлияния скважин на примере модели CRM / А.А. Ручкин, С.В. Степанов, А.В. Князев [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. – 2018. – № 4. – C. 148–168.

В статье представлены результаты обобщенного анализа текущего состояния разработки нефтегазоконденсатного месторождения в Восточной Сибири. Выявлено резкое снижение коэффициента продуктивности скважин с горизонтальных окончанием при изменении обводненности от 0 до 10-15 %, что существенно влияет на достижение проектных технологических показателей эксплуатации скважин. На основании проведенного анализа установлено влияние характеристик и структуры двухфазного потока в коллекторе нижнекомской свиты на снижение коэффициента продуктивности. Выделены характерные геолого-геофизические особенности гидрофобной и гидрофильной породы и дано их описание. Комплексное исследование движения отдельных фаз в многофазном потоке, базировалось на основных положениях теории Баклея – Леверетта, использовалось уравнение для определения доли воды в суммарном потоке жидкости в любой точке пористой среды. Исследован характер связи между подвижностью двухфазного потока и коэффициентом продуктивности скважин при эксплуатации гидрофобного коллектора пласта, а также выполнена интерпретация результатов исследования зависимости коэффициента продуктивности от обводненности. Установлена причина резкого снижения коэффициента продуктивности скважин гидрофобного коллектора исследуемого нефтегазоконденсатного месторождения при невысоком начальном обводнении продукции. Сделан вывод , что для геолого-физических условий разработки коллектора нижнекомской свиты изменение коэффициента продуктивности происходит по гиперболе, и при обводненности скважинной продукции 5-8 % отмечается его снижение в 2-5 раз. Установленную закономерность изменения коэффициента продуктивности скважин на начальных этапах обводнения необходимо учитывать при планировании геолого-технических мероприятий при разработке гидрофобного коллектора.

Список литературы

1. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. – М.: Недра, 1974. – 192 с.

2. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Методы проектирования, осуществления и мониторинга, позволяющие оптимизировать темпы добычи и освоения запасов. – М.: Юкос – Schlumberger, 2001. – 144 с. 

3. Wang D., Wang G., Xia H., Large Scale High Viscous-Elastic Fluid Flooding in the Field Achieves High Recoveries // SPE-144294-MS. – 2011. – DOI: https://doi.org/10.2118/144294-MS

4. Ильясов И.Р. Обоснование типа и параметров активной примеси для эффективного вытеснения нефти при полимерном заводнении // Нефтепромысловое дело. – 2021. –  № 10 (634). – С. 23–29. – DOI: 10.33285/0207-2351-2021-10(634)-23-29

В последние годы в активную разработку вводится все больше месторождений в низкопроницаемых коллекторах. Известно, что разработка таких залежей нефти характеризуется проявлением аномальных свойств пластовых систем. При малых перепадах пластового давления на единицу длины наблюдается отклонение от закона линейной фильтрации (закона Дарси). Установлено, что фильтрация жидкости начинается после создания определенного начального перепада (градиента) давлений между входным и выходным сечениями образцов керна. Начальный градиент пластового давления является важным технологическим параметром, необходимым для оценки добычных возможностей низкопроницаемых коллекторов.

В статье представлены результаты лабораторных исследований фильтрации жидкости, выполненных на образцах низкопроницаемого керна, отобранного из залежи пласта АС₃ месторождения им. В.Н. Виноградова. Анализ и интерпретация результатов исследований проведены двумя способами. Первый способ интерпретации, который ранее был предложен специалистами «РН-УфаНИПИнефть», и заключается в экстраполяции линейной части фильтрационной кривой. Автором предложен новый подход к обработке лабораторных данных путем линеаризации нелинейной части уравнения фильтрации. Этот подход позволяет использовать все точки исследования по каждому из образцов керна. В результате интерпретации построены экспериментальные зависимости начального градиента давления от эффективной проницаемости для нефти. Сравнение зависимостей, полученных с помощью способа линеаризации и с помощью экстраполяции линейной части фильтрационной зависимости показало их хорошую сходимость. На основе секторной гидродинамической модели залежи пласта АС₃ проведены расчеты с учетом определенных экспериментально параметров нелинейной фильтрации. По результатам адаптации сектора гидродинамической модели к истории разработки с учетом и без учета нелинейной фильтрации установлено, что использование экспериментальной зависимости градиентов давления от проницаемости повышает качество адаптации фактических показателей работы скважин.

Список литературы

1. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения. В.А. Байков, Р.Р. Галеев, А.В. Колонских [и др.] // Вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. –  № 2. – С. 8–12.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.

3. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко Ф.Д. Вода в дисперсных системах. – М.: Химия, 1989. – 288 с.

В статье представлены результаты исследования экологической и технологической проблемы загрязнения нефтенасыщенного пласта вследствие закачки технической воды в продуктивный горизонт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Данная проблема рассмотрена на примере продуктивного пласта, разрабатываемого в пределах одного из месторождений Пермского края. Отмечено, что при закачке технической воды наблюдается интенсивное ухудшение коллекторских свойств. Снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта связано с закупориванием каналов фильтрации механическими примесями, содержащимися в технической воде, разбуханием глинистых минералов породы, размножением микроорганизмов. Проведен анализ существующих способов решения данной проблемы. Для рассматриваемого объекта предложен подход, который заключается в переходе от закачки в пласт технической воды к нагнетанию подтоварной воды с целью снижения кольматирующего воздействия. Данная технология широко известна в нефтегазовой отрасли и характеризуется высокой эффективностью при наличии определенных особенностей геологического строения объекта разработки и движения флюидов в поровом пространстве породы-коллектора. Дана комплексная оценка эффективности предложенного подхода. С целью обоснования возможности и целесообразности реализации предложенного подхода на рассматриваемом объекте проведена серия лабораторных исследований с применением различных методов, в том числе фильтрационных и рентгенотомографических. Результаты лабораторных исследований использованы для проведения расчетов на гидродинамической модели. Результаты расчетов на геолого-гидродинамической модели по базовому и предлагаемому вариантам подтвердили технологическую эффективность перехода с технической воды на подтоварную. Проведенные исследования показали целесообразность закачки подтоварной воды в пласт: это даст возможность достичь проектных показателей добычи и снизить экологические риски в процессе разработки месторождения.

Список литературы

1. Mahmoud M., Elkatatny S., Abdelgawad K.Z. Using high-and low-salinity seawater injection to maintain the oil reservoir pressure without damage // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2017. – Т. 7. – № 2. – Р. 589–596.

2. Jia B. Carbonated water injection (CWI) for improved oil recovery and carbon storage in high-salinity carbonate reservoir // Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers. – 2019. – Т. 104. – Р. 82–93.

3. Oil recovery by low-salinity polymer flooding in carbonate oil reservoirs / Y. Lee [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Т. 181. – Р. 106–211.

4. Машорин В.А. Обоснование применения пресных вод для поддержания пластового давления нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 10. – С. 27–31.

5. Abdeli D.Z., Seiden A.B. High performance water treatment technology for the reservoir pressure maintenance at oil fields // Journal of Mechanical Engineering Research and Developments. – 2018. – Т. 41. – № 4. – Р. 66–81.

6. О механизме кольматации прискважинной зоны нагнетательных скважин и физико-химическом способе ее очистки / Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2015. – Вып. 83. – С. 207–215.

7. Dejak M. The next-generation water filter for the oil and gas industry //Journal of Petroleum Technology. – 2013. – Т. 65. – № 10. – Р. 32–35.

8. Выломов Д.Д., Штин Н.А., Цепелев В.П. Оптимизация системы поддержания пластового давления путем закачки пластовой воды вместо пресной // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 97–99. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-97-99

9. Подготовка подтоварных вод для использования в системе ППД низкопроницаемых коллекторов нефти В.Д. Назаров [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2017. – № 6. – С. 35–56.

10. Кудряшова Л.В. Мониторинг качества нефтепромысловых сточных вод в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 7. – С. 58–60.

11. Миронов Е.А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в продуктивные и поглощающие горизонты. – М.: Недра, 1976. – 168 с.

В настоящее время сохраняется тенденция потребности нефтедобывающих компаний в оборудовании, которое при различных показателях дебита имеет достаточный напор и высокий коэффициент полезного действия для того, чтобы извлечь флюид на поверхность с меньшими энергозатратами. Цели работы заключались в выявлении области применения центробежно-вихревой ступени электроприводного лопастного насоса в нефтегазовой отрасли и подробном анализе этого вида оборудования. Проведены как многочисленные стендовые испытания лопастных насосов с центробежно-вихревыми ступенями различных заводов изготовителей, так и более глубокое изучение рабочего процесса центробежно-вихревых ступеней скважинных насосов с получением энергетических характеристик данных ступеней при помощи численных экспериментов. Для проведения расчетного исследования использован программный пакет вычислительной гидродинамики SolidWorks FlowSimulation. Для центробежно-вихревой ступени одного из российских производителей определена зависимость осевой силы рабочего колеса от подачи, вязкости и плотности жидкости. Полученная зависимость позволяет определять режим начала «всплытия» рабочего колеса. Выявлена особенность рабочих колес с вихревым венцом, которая заключается в том, что величина осевой силы, действующей на рабочее колесо при режимах, близких по подаче к оптимальному, существенно меньше, чем у колес без вихревого венца. Установлено, что увеличение вязкости перекачиваемой жидкости приводит к смещению осевой силы, действующей на рабочее колесо с вихревым венцом в сторону меньших подач. В связи с этим всплытие колес происходит при существенно меньшей подаче по сравнению с режимом работы при перекачивании воды, что отрицательно влияет на ресурс насосной установки при работе в скважинных условиях.

Список литературы

1. Высоконадежные центробежные установки для добычи нефти в осложненных условиях / Ш.Р. Агеев, П. Куприн, М. Мельников [и др.] // Бурение и нефть. – 2006. – № 4. – С. 30–33.

2. Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю., Крючкова М.Д. Концепция применения высокооборотных установок электролопастных насосов для добычи нефти //  Бурение и нефть. – 2018. – № 5. – С. 54–59.

3. Надежные центробежные установки с малой подачей для добычи нефти в осложненных условиях/ Ш.Р.Агеев., П.Б.Куприн, В.Н. Маслов [и др.]. – М.: ОКБ. КОННАС, – 2005. – 98 с.

4. Погружные УЭЦН с широкими каналами в проточной части для добычи пластовой жидкости из малодебитных скважин с высоким содержанием механических примесей/ А.В. Трулев, А.А. Сабиров, С.В. Сибирев [и др.] // Инженерная практика. – 2017. – №1–2. – С. 60–63.

5. Долов Т.Р., Донской Ю.А. Влияние качества изготовления ступеней электроцентробежных насосов на их энергетические характеристики // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2019. – № 5 (113). С. 16–19.

6. К вопросу о зависимости характеристик ступеней лопастных насосов от условий испытаний / Т.Р. Долов, Ю.А. Донской, А.В. Ивановский [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2020. – № 2 (116). – С. 23–26.

7. Guzovic Z., Predin A. Performances and Flow Analysis in the Centrifugal Vortex Pump // Journal of Fluids Engineering. – 2014. – V. 135. – P. 117–125.

8. Mihalić T., Guzović Z., Predin A. CFD flow analysis in the centrifugal vortex pump // International Journal of Numerical Methods for Heat & Fluid Flow. – 2014. –  V. 24. – No. 3. – P. 545–562.

В статье представлены результаты исследования коррозионных процессов технологических и подводных линейных трубопроводов и оборудования сбора, транспорта, подготовки нефтегазожидкостной смеси (НГЖС) и нефтяного газа на морских объектах СП «Вьетсовпетро». Анализ результатов за 2015-2020 гг. показал, что нефтяной газ, приходящий на компрессорные станции, содержит следующие концентрации примесей: СО₂ – до 1,25 %, H₂S – до 50 мг/л, Н₂O – до 2,0 г/м³ – и может обладать высокой коррозионной активностью. По результатам коррозионного мониторинга подводных трубопроводов газа низкого давления и газлифта можно сделать вывод, что фактические скорости коррозии находятся в зоне низких значений (от 0,018 до 0,042 мм/год). Однако технологические трубопроводы и оборудование компрессорных платформ подвержены внутренней коррозии в большей степени вследствие более высоких эксплуатационных температур и повышенной влажности подготавливаемого нефтяного газа. Скорость коррозии технологического оборудования может достигать 0,35 мм/год, что требует проведения дополнительных мероприятий по защите от коррозии. Коррозионная агрессивность скважинной продукции в сети сбора, транспорта и подготовки нефти и попутно добываемой воды на морских объектах СП «Вьетсовпетро» обусловлена прежде всего содержанием воды (в среднем 60 %). Вероятность протекания коррозионных процессов возрастает в трубопроводах НГЖС с увеличением содержания отдельной водной фазы. Согласно результатам прямых замеров скорость коррозии углеродистой стали в попутно добываемой воде составляет от 0,04 до 0,22 мм/год. Активная язвенная коррозия отмечена на трубопроводах блоков-модулей подготовки попутно добываемой воды на технологических платформах перед сбросом в море. Скорость коррозии оборудования водоподготовки (дегазатор, электрогидратор, отстойники, кессоны) превышает 1,5 мм/год и обусловлена присутствием атмосферного кислорода в технологическом процессе удаления остаточной нефти из пластовой воды перед сбросом в море. Для контроля и защиты от коррозии трубопроводов и оборудования на морских объектах СП «Вьетсовпетро» успешно реализованы следующие технические мероприятия: закачка ингибиторов коррозии, замена углеродистой стали на коррозионно-стойкие материалы, организация системы коррозионного мониторинга.

Список литературы

1. Медведева М.Л. Коррозия и защита от коррозии оборудования при переработке нефти и газа. – М.: Изд-во нефть и газ РГУ нефти и газа, 2005. – 312 с.

2. De Waard C., Lotz U. Prediction of CO2 corrosion of carbon steel // CORROSION. – 199. – V. 6. – № 2. – P. 3–32.

3. Савельев В.В., Иванов А.Н., Чернядьев И.Н. Ингибиторная защита трубопроводов системы газлифта СП «Вьетсовпетро» // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 68–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-68-71

4. Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Мельситдинова Р.А. Оценка коррозионных условий и решений по защите морских объектов от внутренней коррозии // Вести газовой науки. – 2018. – №4 (36). – С. 79-86.

Для обеспечения безопасности переходов через авто- и железные дороги трубопроводы оснащаются защитными кожухами. При этом выбор параметров кожуха осуществляется исходя из требований обеспечения механической прочности, устойчивости, безопасности, герметичности межтрубного пространства. Для обеспечения гарантированного зазора межтрубного пространства и отсутствия электрического контакта при прокладке трубопровода в футляре применяют опорно-направляющие кольца, которые монтируются на резиновой прокладке болтовыми соединениями. Пространство между защитным кожухом и нефтепроводом герметизируется резиновыми манжетами. Манжеты устанавливаются на обоих концах защитного кожуха. Однако при длительном сроке эксплуатации не всегда удается обеспечить герметичность среды, в результате чего изоляционное покрытие трубопровода и металл кожуха могут быть подвергнуты коррозионному воздействию внешней среды. С учетом отмеченного оценка фактического состояния переходов и выявление указанных выше осложнений для трубопроводов, не подверженных техническому диагностированию методами внутритрубной диагностики, является существенной проблемой. На практике прибегают к косвенным методам оценки технического состояния трубопроводов, основанным на различных физических принципах (электрический, акустический и др.), что не дает достаточной точности. В зарубежной практике широкое применение нашли средства оперативного дистанционного контроля, реализуемые в виде портативных малогабаритных инспекционных приборов для оценки состояния межтрубного пространства и внутренней поверхности защитного кожуха. В данной статье рассмотрены технологические сложности проектирования основных элементов, описана конструктивная схема, проведены расчеты основного элемента малогабаритного инспекционного прибора – магнитных ходовых колес. Полученные результаты позволяют перейти к следующему этапу  – изготовлению прототипа инспекционного прибора.

Список литературы

1. Вершилович В.А. Футляры на газопроводах. Мониторинг, обслуживание и ремонт // Газовые технологии. – 2020. – № 2. – С. 39–43.

2. Повышение безопасности подземных газопроводов в защитных футлярах / Ю.Ю. Федоров, О.Н. Буренина, С.В. Васильев, П.В. Ксенофонтов // Газовая промышленность. – 2019. –№ 7(787). – С. 88–92.

3. Гусейнли Э.И., Эминов Р.А., Ибрагимова А.Э. Комплексный метод определения площади живого сечения сквозного повреждения подводного трубопровода в футляре // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 6. – C. 660–665.

4. Метод определения фактического положения трубопровода в несущем футляре / А.В. Сальников, О.П. Кошелева, А.С., Кузьбожев, И.Н. Берилло // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2014. – № 3. – С. 12–15.

5. Бондаренко А.И. Технологические особенности дефектоскопии протяженных трубопроводов низкочастотными направленными волнами // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. – 2009. – № 2. – С. 42–49.

6. Середенок В.А. Разработка методики реконструкции магистральных газопроводов методом «труба в трубе» на осложненных участках трассы: дис. … канд. техн. наук. – Ухта, 2020. – 157 с.

7. ROBOTIC CASED PIPELINE INSPECTION. – https://ulcrobotics.com/wp-content/uploads/2016/03/ULC_Cased-Pipeline-Inspection.pdf

В статье рассматрены вопросы технической диагностики нефте- и газоперекачивающего оборудования. Современные методы технической диагностики, которые применяются в нефтегазовой отрасли, в настоящее время не в полной мере отвечают современным требованиям к автоматизации и цифровизации. Основные источники информации для технической диагностики представляют собой значения вибрации на поверхности оборудования, общие параметры работы агрегата, температура, акустические параметры, информация о состоянии масла, электрические параметры работы электропривода. Все эти методы являются в той или иной мере эмпирическими, их сложно автоматизировать, они требуют опытной наработки. В связи с этим в настоящее время на основе этих методов сложно проводить автоматизацию, цифровизацию и переходить на обслуживание оборудование по фактическому техническому состоянию. Для решения указанной проблемы разрабатывается новый метод технической диагностики, который использует измерения усилий в определенных точках оборудования при помощи трехосевых тензодатчиков. Обработка измерений в режиме реального времени дает возможность получить спектры усилий и фаз в каждой точке контроля, и далее по разработанной математической модели позволяет определить точные координаты источника колебаний (дефекта) в пространстве. В совокупности с информацией о частоте и интенсивности колебаний можно идентифицировать дефект с высокой вероятностью. Проведена компьютерная симуляция применения метода, которая показала высокую точность определения местоположения источников колебаний. Следовательно, принятые при разработке допущения не влияют на достоверность разработанной математической модели и представленных формул.

Список литературы

1. Разработка метода локализации дефекта нефтегазоперекачивающего оборудования с использованием трезосевых тензодатчиков / А.В. Валеев, Б.Н. Мастобаев, Э.М. Мовсумзаде, Р.Р. Ташбулатов // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 1. – С. 92–95. – DOI: 10.24887/0028-2448-2022-1-92-95

2. РД-75.200.00-КТН-119-16. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт механо-технологического оборудования и сооружений НПС. – М.: ПАО «Транснефть», 2016 г.

3. Валеев А.Р. Разработка метода определения геометрического положения дефектов перекачивающего оборудования с применением удаленной тензометрии / А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2019. – № 3. – С. 11–15. – DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10302

4. Апробация метода определения геометрического положения множественных дефектов перекачивающего оборудования с применением удаленной тензометрии / А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев, Р.М. Каримов [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2019. – № 4. – С. 5–10. – DOI:10.24411/0131-4270-2019-10401

В данной статье рассмотрена конструкция полимерно-армированной трубы с сетчатым каркасом. Выполнен обзор аналитических методик определения напряжений, возникающих в полимерно-армированных трубах под действием внутреннего давления. Определение напряжений, возникающих в таких трубах необходимо для оценки прочности конструкции и допустимых нагрузок. Целью работы являлась оценка точности аналитических методик, описывающих напряженно-деформированное состояние труб. Для этого на первом этапе проведены экспериментальные исследования, в результате которых установлены разрушающее давление и механические свойства материалов (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, коэффициент линейного термического расширения, предел текучести и предел прочности). Так как все рассмотренные аналитические методики предназначены для описания напряженно-деформированного состояния труб в зоне упругого деформирования, использовать напрямую данные, полученные в ходе экспериментального исследования, некорректно. В связи с этим на втором этапе по полученным экспериментальным данным построены и адаптированы численные модели в программном комплексе ANSYS. Условием разрушения в численной модели являлось достижение эквивалентными напряжениями по Мизесу (энергетическая (четвертая) теория прочности) предела прочности хотя бы в одном из материалов конструкции. Затем с помощью адаптированных моделей методом конечных элементов были рассчитаны напряжения, возникающие под действием более низких внутренних давлений и не превышающие при этом предел текучести материалов. По результатам расчетов выполнена оценка аналитических методик и сделаны выводы о возможности их применения для описания напряженно-деформированного состояния полимерно-армированных труб с сетчатым каркасом.

Список литературы

1. Аношкин А.Н., Зуйко В.Ю., Иванов С.Г. Расчет напряженно-деформированного состояния и прогнозирование прочности полимерных и армированных труб газового назначения // Вестник СамГУ. Естественнонаучная серия. – 2007. – № 6 (56). – С. 419–426.

2. Гориловский М.И., Гвоздев И.В., Швабауэр В.В. К вопросу прочностного расчета армированных полимерных труб // Полимерные трубы. – 2005. – № 2. – C. 22–25.

3. Qiang Bai, Yong Bai, Weidong Ruan. Advances in Pipes and Pipelines: Flexible Pipes. – Scrivener Publishing LLC, 2017. – 640 p. – DOI:10.1002/9781119041290

4. Проект ГОСТ «Трубопроводы промысловые полимерные, армированные металлическим каркасом. Правила проектирования и строительства». - https://docs.cntd.ru/document/554503317

В статье дано описание и приведены результаты опытно-промышленных испытаний (ОПИ), прошедших в 2020–2021 гг. на предприятии ПАО «НК «Роснефть» - Сызранском нефтеперерабатывающем заводе. Объектом испытаний впервые стала технология беспроводной передачи данных Private LTE, в основу которой легло оборудование и программное обеспечение отечественных производителей. До проведения ОПИ в Сызрани российские компании тестировали частные сети LTE, созданные только на базе зарубежного программного обеспечения и оборудования. Охарактеризованы прикладные цифровые решения, функционирующие на частной LTE-сети ПАО «НК «Роснефть», в том числе разработка «Мобильный сотрудник», система мониторинга видеоданных, система видеонаблюдения для съемок объектов любого типа, автоматизированная система контроля и учета электроэнергии, программно-аппаратный комплекс мониторинга персонала на основе переносных беспроводных поисково-переговорных устройств и др. Большая часть описанных цифровых решений также разработана российскими компаниями. ОПИ в Сызрани предшествовали испытания Private LTE в лаборатории одного из российских концернов, где был развернут демонстрационный испытательный стенд. Непосредственно ОПИ включали два этапа: тестирование аппаратной части - радиооборудования, отвечающего за функционирование сети Private LTE, а также испытания самой связи LTE и набора цифровых решений, работающих на ее основе. Результаты рассмотренных ОПИ позволили сделать следующие выводы. Технология Private LTE позволит предприятиям ПАО «НК «Роснефть» отказаться от части текущих затрат либо оптимизировать затраты, а прикладные цифровые решения, которые входят в экосистему Private LTE, будут способствовать ускоренной цифровизации.

Cписок литературы

1. Макарова Ю. Вирусный спрос: зачем бизнесу понадобились собственные LTE-сети // РБК. – 26.08.2021. – https://trends.rbc.ru/trends/industry/ cmrm/60d5c1359a794795a86d01fb

2. IDC Forecasts the Private LTE/5G Infrastructure Market to Reach $5.7 Billion in 2024 as Demand from Mission-Critical Organizations Drives Early Investment. – 14.01.2021. – https://www.idc.com/getdoc.jsp?containerId=prUS47318621

3. Private LTE Market: Global Industry Trends, Share, Size, Growth, Opportunity and Forecast 2022-2027. Report. - IMARC Group, 2022. – 147 p.

4. Корпоративные сети Private LTE/5G-Ready в России: география и отраслевая принадлежность предприятий // COMNEWS. – 26.05.2021. – https://www.comnews.ru/content/214409/2021-05-26/2021-w21/korporativnye-seti-private-lte5g-ready-ros...

5. http://www.kremlin.ru/events/president/transcripts/66327