В статье рассмотрены результаты анализа коллекторских свойств осинского горизонта на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении, которое является одним из крупнейших в Восточной Сибири. Месторождение открыто в 1970 г. Основным продуктивным объектом являются вендские песчаники ботуобинского горизонта. Разработка ботуобинского горизонта месторождения началась в 2013 г. Вторым по величине запасов является пласт Ос (осинский горизонт), но этот объект все еще находится на стадии разведки. В разрезе осинского горизонта по данным сейсморазведки 3D выделяются зоны коллекторов с улучшенными свойствами, которые вследствие их кольцевой формы в плане получили название «кольцевые аномалии». Кольцевые аномалии осинского горизонта ограничены не только по площади, но и по глубине – они занимают лишь часть разреза осинского горизонта. Поскольку ранее оценка свойств проводилась по всему интервалу пласта, кольцевые аномалии, как отдельный интервал с улучшенными свойствами, в разрезе выделить не удавалось. В связи с этим отсутствовала корреляция между зоной улучшенных коллекторских свойств и кольцевыми аномалиями. В представленной работе предложено сравнивать свойства в трех интервалах: только кольцо, зона за пределами кольца (выше и ниже) и весь осинский горизонт. Для более уверенной идентификации кольцевых аномалий внутри осинского горизонта по данным каротажа дочерним обществом ПАО «НК «Роснефть» - ООО «РН-Эксплорейшн» применен подход построения карт плотности вероятности на основе значений интервального времени p-волны и нейтронной пористости. Благодаря новому подходу к выделению объектов и оценке их коллекторских свойств уточнены границы интервалов кольцевых аномалий в скважинах, составлены рейтинг бурения скважин и план дальнейшего изучения аномалий.

Список литературы

1. Секвенс-стратиграфический и фациальный анализ вендских терригенных отложений на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении (Мирнинский свод Непско-Ботуобинской антеклизы) / Е.И. Долгова, А.В. Юхневич, Н.В. Сырчина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 12–16. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-8-12-16

Интерес к исследованию литологического состава, геологического строения и стратификации разрезов, коллекторских свойств, насыщенности, условий и истории разработки верхнемеловых отложений (К2) Восточного Предкавказья сохраняется уже более 70 лет. Проблема доизучения верхнемеловых отложений и приуроченных к ним залежей углеводородов относится к разряду весьма сложных и актуальных. Ранее показаны сходства и различия геологического строения и условий разработки верхнемеловых залежей в пределах ряда регионов Восточного Предкавказья: Восточного Ставрополья, Республики Ингушетия, Чеченской Республики. Залежи продифференцированы по глубинам их залегания, условиям формирования и зрелости, типам коллекторов, наличию разрывных нарушений, интенсивности и составу притоков жидкости. Для сформировавшихся зрелых высокоамплитудных (более 250-500 м), осложненных разрывными нарушениями различного порядка, включая внутрисводовые дислокации, верхнемеловых ловушек Чеченской Республики и Республики Ингушетия характерны начальные дебиты по жидкости до 200-3000 т/сут и практически безводные притоки углеводородов. Для малоамплитудных (менее 50 м) недосформировавшихся залежей Восточного Ставрополья и равнинного Дагестана, не богатых внутрисводовыми разломами, характерны менее представительные дебиты жидкости (чаще менее 100-150 т/сут) с высоким содержанием воды на всех этапах разработки. Тенденция зависимости интенсивности и состава притоков от амплитудности верхнемеловых залежей и ряда других факторов прослеживается также в пределах Восточного Ставрополья. Проведена дифференциация «нестандартных» ловушек региона по особенностям литолого-стратиграфического строения, потенциала карбонатных коллекторов с учетом тектонических, геохимических и геологических предпосылок их формирования.

В данной статье сотрудниками ПАО «НК «Роснефть» и дочернего общества ООО «НК «Роснефть-НТЦ» выявлены и проанализированы признаки наиболее перспективных зон маастрихта Восточного Ставрополья, актуальные при поиске пропущенных ловушек, планировании геолого-технических мероприятий и способствующие повышению эффективности разработки месторождений компании. Указанные признаки могут быть применены и для других нефтегазоносных районов со схожими геологическими условиями. Также даны рекомендации по оптимизации процессов разработки незрелых залежей углеводородов, представленных карбонатными каверново-трещинными коллекторами.

Список литературы

1. Брайловский А.Л. Повышение эффективности геофизических исследований скважин для изучения сложных карбонатных коллекторов (на примере верхнемеловых отложений Прикумской системы поднятий): дис.... канд. геол.-минер. наук. – Грозный, 1985. – 219 с.

2. Комплексный подход к переоценке геологического строения «низкопоровых» залежей в условиях ограниченного набора и низкого качества исходных данных на примере месторождений Ингушетии / А.А. Брайловская, В.В. Мирошниченко, Л.С., Окс В.М. Яценко // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 30–36. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-10-30-36

3. Коллекторские свойства карбонатных пород триаса и верхнего мела Восточного Ставрополья / Г.Н. Чепак, Б.А. Полосин, М.С. Плотников [и др.] // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1980. – № 12. – С. 6–9.

4. Стулов Л.Г., Томашев Д.В., Папоротная А.А. Особенности геологического строения и размещения залежей нефти в верхнемеловом (маастрихтский ярус) природном резервуаре // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 2. – С. 33–35.

5. Нелепов М.В. Тектонические условия формирования залежей углеводородов мезозойских отложений Восточного Предкавказья: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – Ставрополь, 2005. – 188 с.

6. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. – Л.: Недра, 1962. – 224 с.

7. Панченко А.С. Вопросы формирования залежей углеводородов в мезозойских отложениях Предкавказья: В сб. Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа // Тр. ин-та /СКФ ВНИИгаз. – 1971. – № 4. – С. 61–71.

8. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Смачиваемость нефтегазовых пластовых систем. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – 360 с.

Данная статья завершает цикл научных публикаций ПАО «НК Роснефть», посвященных комплексному изучению бажено-абалакского комплекса (БАК) на территории Красноленинского свода. В статье рассмотрены результаты петрофизического моделирования и интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) в интервале БАК, которые стали основой для выполнения петроупругого и сейсмогеологического моделирования. Тектонофизический анализ морфоструктуры по кровле баженовской свиты и результаты совместного анализа трещиноватости по данным изучения керна, ГИС и FMI позволил обосновать принципиальную тектоническую модель района работ и 3D модель дискретных трещин (DFN). Дано подробное описание процесса создания модели DFN с учетом комплексного прогнозного тренда интенсивности трещин и индивидуальных параметров для зон трещиноватости. Изучены и обоснованы ключевые критерии локализации наиболее продуктивных зон в нетрадиционном трещинно-кавернозном нефтегазоносном резервуаре. Анализ целого ряда критериев локализации углеводородов в нетрадиционных коллекторах из разных регионов позволил не только выработать и обосновать наиболее значимые из них для конкретного участка недр, но и продемонстрировать необходимость индивидуального подхода к выбору значимых параметров локализации для разных типов разрезов БАК. Итоговым решением при локализации потенциально продуктивных зон стал комплексный параметр качества запасов, который был рассчитан отдельно для каждого из пластов ЮК₀ и ЮК₁. На основе карты качества выполнено ранжирование площади с учетом геолого-промысловых рисков, выделены наиболее перспективные участки для проведения опытно-промышленных работ, рекомендованы скважины-кандидаты для подтверждения и изучения высокопродуктивных зон.

Список литературы

1. Продуктивность трещиноватых коллекторов на примере бажено-абалакского комплекса месторождения Красноленинского свода / С.С. Кузьмина, Э.Б. Авраменко, М.Д. Смышляева, М.А. Грищенко // EAGE, 21-я конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа. – 2019. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.201950021

2. Исследование БАК на Красноленинском своде с помощью сейсмических методов / И.В. Мусатов, А.В. Новокрещин, Е.Ф. Гайфулина, М.А. Грищенко / EAGЕ. – 2021. – P. 1–5. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.202151009

3. Практическое применение геохимических индикаторов для уточнения обстановок осадконакопления в отложениях бажено-абалакского комплекса Красноленинского района / Э.Б. Авраменко, М.А. Грищенко, А.Т. Ахмадишин [и др.] // SPE-191489-18RPTC-RU. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191489-18RPTC-MS

4. Стратиграфия и условия формирования келловейских и верхнеюрских отложений центральной части Казым-Кондинского района (Западная Сибирь) / В.А. Маринов, А.С. Алифиров, В.А. Бумагина [и др.] // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2021. – № 2 (46). – С. 3–16. – DOI: 10.20403/2078-0575-2021-2-3-16

5. Основные закономерности строения и эволюция осадконакопления верхней юры Красноленинского свода Западной Сибири / А.И. Кудаманов, В.А. Маринов, В.А. Бумагина [и др.] // Сборник трудов ТННЦ. – 2018. – V. 4. – P. 111-129.

6. Калмыков Г.А. Строение Баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности: дис. … д-ра геол.-минер. наук – М., 2016. – 391 с.

7.  Многомерный анализ данных ГИС и керна как инструмент петрофизической типизации пород бажено-абалакского комплекса / А.В. Хабаров, И.О. Ошняков, И.О. Александрова [и др.] // Каротажник. – 2019. – № 6. – С. 86–102.

8. Хабаров А.В., Волокитин Я.Е. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологической классификации терригенных коллекторов // Каротажник. – 2009. – № 12 (189). – С. 83–129.

9. Гайфулина Е.Ф., Новокрещин А.В. Использование результатов инверсионных преобразований при прогнозе потенциально продуктивных зон в интервале бажено-абалакского комплекса (Красноленинский свод) // Трофимуковские чтения–2019. – http://conf.ict.nsc.ru › conferences › trofimuk2019

10. Новые направления поисков и разведки скоплений углеводородного сырья / С.Е. Агалаков, Е.Ф. Гайфулина, М.А. Грищенко [и др.] // Neftegaz.RU. – 2020. – № 7. – P. 58–64.

В статье рассмотрены особенности комплексного петрофизического моделирования низкопроницаемых ачимовских отложений. Эти отложения характеризуются типичным клиноформным строением, крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами и неоднородным нефтенасыщением. На фотографиях колонки керна в ультрафиолетовом свете наблюдаются интервалы различной интенсивности свечения: сильного и слабого свечения, с отсутствием свечения, а в комплексе с объемно-компонентной моделью отдельной кодировкой – светящиеся карбонатные прослои. Установлено, что нефть содержится преимущественно в интервалах свечения. С учетом частого чередования в пласте светящихся и темных интервалов и неопределенности их площадного распространения достоверность прогноза водонефтяного контакта (ВНК) как единой горизонтальной поверхности для исследуемого клиноформного комплекса не рассматривалась. Более вероятным является существование независимых нефте- и водонасыщенных коллекторов выше ВНК. В этом случае породы-коллекторы, выделенные по данным ГИС и характеризующиеся отсутствием свечения (субколлекторы), вследствие низких фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) не способны при данном капиллярном давлении принимать нефть и содержат преимущественно связанную воду и небольшое количество свободной воды. Выделение интервалов субколлекторов только по данным геофизических исследований скважин затруднено, так как ФЕС и удельные электрические сопротивления светящихся и условно темных интервалов не различаются. В рамках вариативной оценки начальных геологических запасов в статье предложен подход к оценке эффективных толщин и выделения субколлекторов на основе теории капиллярных барьеров. Согласно данному подходу предполагается, что на этапе формирования залежи нефть не смогла преодолеть входное давление вытеснения и порода осталась насыщенной водой. В таком случае для нефтенасыщенных интервалов должно выполняться условие превышения капиллярного давления над давлением вытеснения. Под давлением вытеснения понимается минимально давление, необходимое начала вытеснения смачивающей фазы из горной породы или образца керна. Зависимость давления вытеснения в системе вода – нефть от проницаемости получена по данным капиллярных исследований. С точки зрения петрофизического моделирования предложенный подход позволил обосновать зависимости граничных значений от высоты над ВНК.

Список литературы

1. Строение ачимовской толщи арктических районов Западной Сибири / В.А. Маринов, А.В. Храмцова, А.Е. Игольников [и др.] // В сб. Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография мезозоя и кайнозоя бореальных районов. Мат-лы научной онлайн-сессии, посвященной 110-летию со дня рождения члена-корреспондента АН СССР Владимира Николаевича Сакса, 19-22 апреля 2021 г. – Новосибирск: ИННГ, 2021. – 473 с.

2. Успешное планирование и реализация геомеханического моделирования гидроразрыва пласта в условиях аномально высокого пластового давления / Д.О. Королев, В.А. Павлов, А.А. Анкудинов [и др.] // Каротажник. – 2021. – № 8 (314). – С. 15–172.

3. Новые стандарты изучения месторождений – разрез своими глазами. Опыт отбора керна на месторождениях Салым Петролеум Девелопмент / Я.Е. Волокитин, А.В. Хабаров, В.Б. Баранов [и др.] // ROGTEC. –  № 21. – С. 46–57. – https://www.rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/09/5.SPD_.pdf

4. Анализ текстурной неоднородности ачимовских резервуаров Имилорского месторождения при оценке характера насыщения / В.Е. Касаткин, Н.В. Гильманова, Н.Ю. Москаленко [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 11. – С. 18–23.

5. Опыт построения ГДМ в условиях флюидальной неоднородности продуктивных пластов Имилорского месторождения / А.В. Кузнецов, В.И. Шаламова, Н.В. Гильманова [и др.] // Недропользование XXI век. – 2018. – № 6. – С. 146–155.

6. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. – Новосибирск: Наука, 1995. – 182 с.

7. Афанасьев Ю.В. Цивинская Л.В. Залежь углеводородов как самоорганизующаяся система // Геология нефти и газа. – 2014. – № 5–6. – C. 28–33.

8. Тиаб Д., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. – М.: Премиум Инжиниринг, 2009. – 868 с.

Геологическое хранение диоксида углерода в последние годы получило признание в качестве необходимого технологического подхода к обеспечению экологической устойчивости за счет сокращения выбросов парниковых газов. Действующие проекты улавливания и захоронения углекислого газа (carbon capture, utilisation and storage – CCUS) в России в настоящее время отсутствуют, однако накоплен богатый мировой опыт по этому направлению. Основная цель исследований – обоснование региональных геологических критериев оценки перспектив территории Российской Федерации для захоронения диоксида углкрода. На основе действующих международной и российской нормативных баз по захоронению углекислого газа, промышленных стоков, токсичных отходов, обустройству и мониторингу подземных газохранилищ предложены критерии регионального прогноза территории с целью реализации проектов CCUS. Территория Российской Федерации оценена с точки зрения пригодности для длительного хранения диоксида углерода. Впервые выделены категории земель с высокими, средними, низкими перспективами и бесперспективные. Составлена карта перспектив реализации проектов CCUS по критериям регионального уровня масштаба 1:2500000 в виде проекта ArcGis. В пределах Восточно-Европейского гидрогеологического региона артезианскими бассейнами с наибольшими перспективами являются: Московский, Северо-Двинский, Ветлужский, Приволжско-Хоперский, Волго-Сурский, Камско-Вятский; в пределах Печора-Баренцевоморской платформенной плиты – Печорский артезианский бассейн; в Западно-Сибирском регионе – Тазовско-Пурский и Иртыш-Обской артезианские бассейны. В арктическом секторе Восточно-Сибирского гидрогеологического региона наибольшие перспективы следует связывать с Пясино-Енисейским и Балахнинским артезианскими бассейнами. Южнее выделяются наиболее перспективные Путоранский, Нижне-Тунгусский, Катангский и Приангарский артезианские бассейны.

Список литературы

1. Углекислый газ в атмосфере / К.Х. Валлен, Ч. Бас, А. Бьеркстрем [и др.]. – М.: Наука, 1987. – 534 с.

2. BP Statistical Review of World Energy 2021 / 70th edition. – https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistic...

3. Tang Y, Yang R, Bian X. A review of CO2 sequestration projects and application in China // The Scientific World Journal, – 2014. – 014:381854. – DOI: 10.1155/2014/381854.

4. A review of developments in carbon dioxide storage / M.D. Aminu, S.A. Nabavi, C.A. Rochelle, V. Manovic // Applied Energy. – 2017. – V. 208. – P. 1389–1419. – DOI: 10.1016/j.apenergy.2017.09.015.

5. A review of studies on CO2 sequestration and caprock integrity / R. Shukla, P. Ranjith, A. Haque, X. Choi // Fuel. – 2010. – V. 89. – № 10. – P. 2651–2664. – DOI: 10.1016/j.fuel.2010.05.012.

6. Хан С.А. Анализ мировых проектов по захоронению углекислого газа // Георесурсы. – 2010. – № 4(36). – С. 55–62.

7. Zahid U, Lim Y, Jung J, Han C. CO2 geological storage: A review on present and future prospects // Korean Journal of Chemical Engineering. – 2011. – № 28. – P. 674–685. – DOI: 10.1007/s11814-010-0454-6.

8. A review of research progress on CO2 capture, storage, and utilization in Chinese Academy of Sciences / L. Li, N. Zhao, W. Wei, Y. Sun // Fuel. – 2013. – № 108. – P. 112–130. – DOI: 10.1016/j.fuel.2011.08.022.

9. Bachu S. Review of CO2 storage efficiency in deep saline aquifers // International Journal of Greenhouse Gas Control. – 2015. – V. 40. – P. 188–202. – DOI: 10.1016/j.ijggc.2015.01.007.

10. Геологический потенциал улавливания и хранения диоксида углерода в Российской Федерации / М.Г. Дымочкина, М.С. Самодуров, В.А. Павлов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 20–23. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-20-23

11. ISO 27916, Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO2-EOR). Switzerland. – 2019. – 64 p.

12. Гидрогеологические исследования для захоронения промышленных сточных вод в глубокие водоносные горизонты: Метод, указания / А.В. Боревская, И.Т. Гаврилов, В.М. Гольдберг [и др.]. – М.: Недра, 1976. – 312 с.

13. The Active Faults of Eurasia Database (AFEAD). – http://neotec.ginras.ru/index/mapbox/database_map.html

14. USGS (Earthquake Hazards) – https://www.usgs.gov/programs/earthquake-hazards/earthquakes

В статье рассмотрены особенности строения и структуры пустотного пространства, влияющие на фильтрационные свойства горных пород вулканогенно-осадочной толщи центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Предложен способ определения коэффициента проницаемости в разрезах изучаемой толщи по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин. Сложное строение (наличие трещин, каверн, межгранулярных пор) и структура (распределение пустот по размерам) пустотного пространства горных пород вулканогенно-осадочной толщи существенно снижают достоверность определения коэффициента проницаемости по его связи с коэффициентом пористости. При неизменном коэффициенте пористости вариации значений коэффициента проницаемости достигают нескольких порядков. Для более точного прогноза проницаемости необходимо использовать связи емкостных и фильтрационных свойств, учитывающие особенности внутреннего строения пустотного пространства горных пород. Такие связи основаны на различных структурных моделях пустотного пространства. Прогноз проницаемости горных пород изучаемой толщи выполнен по гантельной модели, описывающей пустотное пространство пород как взаимосвязанную систему пустот (макрокапилляров) и соединяющих их каналов (микрокапилляров). Модель учитывает различия эквивалентных сечений (емкостных, фильтрационных, электрических) макро- и микрокапилляров, связанных между собой в силу электрогидродинамической аналогии. Соотношения сечений определяются электрической извилистостью пустотного пространства – расширением токовых линий в крупных пустотах и сужением в соединяющих каналах. Коэффициенты проницаемости, рассчитанные с использованием гантельной модели, хорошо аппроксимируют результаты исследований образцов керна. Исключение составляют интенсивно трещиноватые образцы, в которых расчетные коэффициенты проницаемости существенно ниже измеренных на керне.

Рассмотренная модель расчета коэффициента проницаемости применима к горным породам с улучшенными емкостными свойствами. Определяющее влияние на фильтрационные характеристики таких пород оказывают свойства матрицы, пустотное пространство которой относится к трещинно-каверново-гранулярному типу. В горных породах с ухудшенными емкостными свойствами основная эффективная емкость представлена трещинами и кавернами, для матрицы характерны низкие фильтрационные и емкостные свойства. Определяющее влияние на фильтрационные свойства таких горных пород оказывают открытые трещины. Оценка их фильтрационных свойств выполнена с использованием зависимости коэффициента проницаемости, установленного по гидродинамическим исследованиям, от коэффициента трещинной пустотности, определенного по данным геофизических исследований.

Список литературы

1. Макроизучение нефтенасыщенных вулканитов доюрского комплекса Сидермской площади Рогожниковского месторождения / А.М. Карлов, И.Ш. Усманов, Е.Н. Трофимов [и др.] // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Материалы десятой научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск, 2007. – С. 295–307.

2. 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. – Ханты-Мансийск, 2006. – С. 133–146.

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

4. Ромм Е.С. Структурные модели пустотного пространства горных пород. – Л.: Недра, 1985. – 240 с.

5. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. – М.: Недра, 1991. – 369 с.

6. Ахметов Р.Т. Гантельная модель пустотного пространства природных резервуаров нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – Вып. 5. – С. 31–35.

7. Ахметов Р.Т., Кнеллер Л.Е. Прогноз абсолютной проницаемости гранулярных коллекторов на основе гантельной модели пустотного пространства // Каротажник». – 2013. – Вып. 7 (229). – С. 75–88.

8. Афанасьев В.С. Теоретическое и экспериментальное обоснование обобщенной петрофизический модели капиллярного давления при дренировании углеводородов в гранулярной пористой среде // Каротажник. – 2016. – Вып. 11 (269). – С. 50–93.

9. Глебочева Н.К., Теленков В.М., Хаматдинова Э.Р. Структура емкостного пространства эффузивных коллекторов по данным ГИС // Каротажник. – 2009. – Вып. 6 (183). – С. 3–10.

10. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов [и др.]. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 430 с.

11. Крылова О.В. Разработка методики определения литологического состава и коллекторских свойств вулканогенно-осадочных пород по данным промысловой геофизики (на примере среднеэоценовых отложений месторождений Грузии): дис. … канд. геол.-минер. наук. – Грозный, 1983. – 153 с.

12. Нгуен Х.Б. Геофизические исследования скважин при изучении магматических коллекторов месторождения Белый Тигр // Изв. Томского политехнического университета. – 2013. – Т. 323. – № 1. – С. 27–33.

В современных условиях поддержание добычи нефти на длительно разрабатываемых месторождениях требует решения проблемы высокой себестоимости добычи. Эта проблема связана с необходимостью отборов значительных объемов попутно извлекаемой воды и пропорционально высокой потребности в закачке с целью поддержания пластового давления. Отмечено, что снижение обводненности продукции всего на 1 % позволяет сократить операционные затраты в добыче нефти до 15 %.Показано, что проблемы, связанные с эффективной доразработкой месторождений, ассоциируются с решением оптимизационной задачи распределения добычи жидкости и закачки воды в системе скважин. Дано обоснование того, что на поздних стадиях разработки приоритетными гидродинамическом моделировании должны стать инструменты, основанные на решении обратной задачи гидродинамики, предусматривающие широкое использование методов материального баланса и позволяющие обрабатывать большие массивы геологических данных с применением методов искусственного интеллекта. Предложена новая концепция комплексирования методов искусственного интеллекта и гидродинамической модели. Концепция предусматривает получение функциональную связь исторического дебита нефти от приемистости с использованием нейронной сети, поиск максимума добычи нефти и соответствующего ему распределения. При этом на гидродинамической модели выполняется всего один расчет, что значительно сокращает временные затраты. Приведен пример применения предложенной технологии. Сделан вывод, что представленный в статье комплекс методических, математических и информационных решений позволит формализовать процессы проектирования гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, уточнить модель технико-экономического обоснования рентабельных и технологически извлекаемых запасов нефти.

Список литературы

1. Vygon Consulting. Налоги в нефтедобыче: реформа 2020. – https://vygon.consulting/upload/iblock/0b6/vygon_consulting_tax_reform_2020.pdf.

2. Козлова Д.В. «Умная» добыча: почему цифровые технологии удержат низкие цены на нефть. – https://www.forbes.ru/biznes/351129-umnaya-dobycha-pochemu-cifrovye-tehnologii-uderzhat-nizkie-ceny-....

3. Гарифуллин А.Р., Сливка П.И. Система автоматического управления операциями по добыче нефти и газа – интеллектуальные скважины // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 12. – С. 24–32.

4. Управление добычей на основе нейросетевой оптимизации режимов работы скважин на объекте БС8 Западно-Малобалыкского месторождения / Д.А. Рябец, В.В. Бескурский, Л.С. Бриллиант [и др.] // Neftegaz.ru. – 2019. – № 6. – С. 92–98.

5. Пат. 2759143 РФ. Способ повышения эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пласта / Л.C. Бриллиант, А.С. Завьялов, М.Ю. Данько, А.О. Елишева, К.А. Андонов, О.В. Цинкевич; заявитель и патентообладатель ООО «ТИНГ». – № 2020138860; заявл. 27.11.2020; опубл. 09.11.2021.

6. Пат. 2614338 РФ. Способ оперативного управления заводнением» / Л.С. Бриллиант, А.И. Комягин, М.М. Бляшук, О.В. Цинкевич, А.А. Журавлева; заявитель и патентообладатель ООО «ТИНГ». – № 2015156293,; заявл. 25.12.2015; опубл. 24.03.2017.

7. Пат. 2565313 РФ. Способ оперативного управления заводнением пластов / Л.С. Бриллиант, И.А. Смирнов, А.И. Комягин, А.А. Потрясов М.Ф. Печоркин, А.В. Барышников; заявитель и патентообладатель ООО «ТИНГ». – № 2013127750/03; заявл. 18.06.2013; опубл. 20.10.2015.

8. Пат. 2715593 РФ. Способ оперативного управления заводнением пластов / Л.С. Бриллиант, А.С. Завьялов, М.Ю. Данько; заявитель и патентообладатель ООО «ТИНГ». – № 2019130594; заявл. 28.09.2019 г., опубл. 02.03.2020.

9. Архитектура цифровых решений управления режимами эксплуатации скважин в задачах эффективной разработки зрелых месторождений нефти / Л.С. Бриллиант, М.Р. Дулкарнаев, М.Ю. Данько [и др.] // Недропользование XXI век. – 2020. – № 4. – С. 98–107.

10. Управление заводнением нефтяных месторождений на основе прокси-моделирования / А.А. Потрясов, М.Р. Мазитов, С.С. Никифоров [и др.] // Нефть Газ Новации. [и др.]. – 2014. – № 12. – С. 32–37.

11. Методические основы и опыт внедрения цифровых технологий оперативного планирования и управления режимами работы добывающих и нагнетательных скважин на участке ОПР пласта ЮВ1 Ватьеганского месторождения ТПП «Повхнефтегаз» (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь») / С.В. Арефьев, Р.Р. Юнусов, А.С. Валеев [и др.] // Недропользование XXI век. – 2017. – № 6. – С. 60–81.

12. Автоматизация процессов управления режимами работы нагнетательных скважин при нейросетевой оптимизации на объекте БС8 Западно-Малобалыкского месторождения / Д.А. Рябец, В.В. Бескурский, Л.С. Бриллиант [и др.] // Neftegaz.ru. – 2020. – №2. – С. 52–57.

13. Автоматизация процессов нейросетевой оптимизации режимов закачки воды на месторождениях АО «НК «Нефтиса» / А.Л. Зарубин, Д.В. Перов, Д.А. Рябец [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 8. – С. 40–53.

В статье проанализированы развитие современных технологий измерительных систем, предназначенных для регистрации скважинных данных в режиме реального времени, и направления дальнейшего изучения динамики протекающих в скважине и пласте процессов. В частности, особая роль уделена термометрии как наиболее перспективному с этой точки зрения методу промыслово-геофизического контроля. В настоящее время такой инструмент, как распределенные оптоволоконные скважинные температурные и акустические датчики, позволяет осуществлять запись колоссального объема информации с высокой частотой, причем в режиме реального времени. В связи с этим возникает необходимость в разработке специализированного программного обеспечения, позволяющего проводить первичную обработку и интерпретацию данных промыслово-геофизических исследований. Данная потребность способствовала активизации создания программно-методического обеспечения (ПМО) DTS, обеспечивающего решение поставленных задач: портала и интерпретационно-аналитический модуля для анализа данных распределенного термомониторинга. Рассмотрены подходы к концепции данного ПМО, а также показаны решения для типовых случаев. Кроме того, обоснованы и изложены некоторые требования к составу, структуре и принципам функционирования подобного типа программно-аналитических продуктов, даны рекомендации по их практическому использованию при работе с результатами оптоволоконных термических исследований. Реализация представленных подходов способствует увеличению эффективности контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: помогает уточнить и адаптировать текущую гидродинамическую модель месторождения, оценить степень и причины снижения продуктивности скважин, выявить места узконаправленных прорывов воды и их интенсивность, а также порты гидроразрыва пласта или интервалы, не включенные в работу. Преимущество предлагаемой концепции интерпретации данных заключается в том, что представленные оптоволоконные технологии в рассматриваемом аспекте одновременно относятся к элементам инструментального цифрового контроля и системам цифровизации процессов геомониторинга, способным обеспечить оптимальное управление работой скважины в процессе долговременной добычи.

Список литературы

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

2. Рамазанов А.Ш., Садретдинов А.А. Использование симуляторов для количественной интерпретации температурных исследований скважин // Каротажник. – 2014.- Вып. 9. – С. 38–46.

3. Определение сложного многофазного профиля притока в скважине  / Schlumberger. Flow Scanner 2019. – https://www.slb.ru/services/wireline/ production_logging/flow_scanner.

4. Изучение сейсмоакустических эффектов в эксплуатационной горизонтальной скважине на основе оптоволоконного кабель-сенсора DAS / А.И. Ипатов, А.В. Андриановский, А.В. Воронкевич [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. –  2021. – № 2. – С. 52–59.

5. Spectral Noise Logging Integrated with High-Precision Temperature Logging for a Multi-Well Leak Detection Survey in South Alberta / A. Aslanyan, I. Aslanyan, R. Karantharath [at al.] // SPE-175450-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/175450-MS

В работе рассмотрены вопросы, связанные с оценкой фазовых дебитов по данным термогидродинамических исследований горизонтальных скважин с применением математического моделирования неизотермического многофазного потока в скважине и пласте. Для повышения эффективности разработки месторождений и решения нефтепромысловых задач требуется учет многофазного потока, в частности, определение расходных характеристик фаз, в стволе добывающей скважины. В связи с этим исследованиям многофазных потоков в добывающих скважинах в последние годы уделяется большое внимание. Объемные доли фаз, определяемые методами состава, среднеобъемная скорость потока, измеряемая механическим расходомером, а также гидродинамическая модель потока в скважине позволяют рассчитать дебиты каждой из фаз. Однако данные, регистрируемые механическим расходомером, особенно в низкодебитных скважинах, не всегда пригодны для использования. Добавление температурного поля в анализ дает возможность сделать решение задачи определения фазовых дебитов однозначным при отсутствии данных механической расходометрии. При этом для количественной интерпретации температурных замеров необходима математическая модель тепловых процессов в скважине и пласте.

Интерпретация данных термогидродинамических исследований скважин представляет собой решение обратной задачи. При этом необходимым условием является знание истории работы скважины. Искривление ствола скважины существенно меняет распределение объемных долей фаз и температуры. Объемная доля более чувствительна к углу наклона скважины, чем к притоку. Таким образом, для успешной обработки помимо математических моделей необходим алгоритм оптимизации. При решении рассматриваемых задач достаточно результативны эволюционные и генетические методы оптимизации.

Список литературы

1. Новые разработки в области промыслового каротажа горизонтальных скважин / К. Ленн, Дж. Каденхэд, Р. Сандер, В. Ашуров // Промысловый каротаж горизонтальных скважин. – 2004. – № 5. – 14 с.

2. Investigation of Holdup and Pressure Drop Behavior for Oil-Water Flow in Vertical and Deviated Wells / J.G. Flores, C. Sarica, T.X. Chen, J.P. Brill // Trans., ASME. – 1998. – V. 120. – № 8. – 120 р.

3. Characterization of Oil-Water Flow Patterns in Vertical and Deviated Wells / J.G. Flores, C. Sarica, T.X. Chen, J.P. Brill // SPE 38810. – 1997. – DOI:10.2118/38810-MS

4. Hasan A.R., Kabir C.S. A Simplified Model for Oil/Water Flow in Vertical and Deviated Wellbores // SPE-54131-PA. – 1999. – https://doi.org/10.2118/54131-PA

5. Petalas N., Aziz K. A Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1998. – V. 39(06). – DOI: 10.2118/98-39

6. Kabir C.S., Hoadley S.F., Kamal D. Use of Flow-Pattern-Based Models for Interpreting Oil-Water Flow in Production Logging // SPE-68468. – 2001. – DOI:10.2118/68468-MS

7. Drift-Flux modeling of Two-Phase Flow in Wellbores / H. Shi, J.A. Holmes, L.J. Durlofsky [еt al.] // Society of Petroleum Engineers Journal. – 2005. – V. 10. – Р. 24–33. – DOI: 10.2118/84228-PA

8. Drift-Flux Parameters for Three-Phase Steady-State Flow in Wellbores / H. Shi, J.A. Holmes, L.J. Durlofsky [еt al.] //  SPE-89836-MS. – 2005. – DOI: 10.2523/89836-MS

9. О количественном определении состава притока с использованием распределенных влагомеров / Р.А. Валиуллин [и др.] // Георесурсы. – 2013. – № 3 (53). – С. 17–21.

10. Taitel Y., Duckler A.E. A Model For Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Nearly Horizontal Gas-Liquid Flow // J. AIChE. – 1976. – № 22–45. – P. 47–55. – DOI:10.1002/AIC.690220105

За последние 20 лет опубликовано множество научно-исследовательских работ, направленных на изучение термогидродинамических эффектов в добывающих и нагнетательных скважинах при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Представленные в этих работах технологические особенности выполнения термогидродинамических исследований скважин и методические основы обработки результатов промысловых исследований позволяют уменьшить степень неопределенности при оценке фильтрационных свойств пласта и параметров эксплуатации скважин, включая скважины со сложной архитектурой хвостовиков. Однако информационный потенциал систем постоянного скважинного контроля (СПСК) не ограничивается только изучением указанных параметров и дает возможность осуществлять мониторинг физических и технологических параметров процесса добычи, которые непосредственно не измеряются датчиками СПCК. В частности, при мониторинге разработки сложнопостроенных залежей с контактными запасами газа и подстилающей водой важной задачей является не только измерение забойных давлений, но и определение их оптимальных значений для предотвращения формирование конусов газа и воды. Очевидно, что при решении указанной задачи необходимо также контролировать такой интегральный параметр, как газовый фактор.

В статье рассмотрен алгоритм контроля разработки месторождения по косвенному параметру - газовому фактору, который вычисляется на основе измеряемых физических и технологических величин, таких как давление, температура и их динамика. Актуальность такого подхода обусловлена сложностью инструментального измерения газового фактора в промысловых условиях, связанной с тем, что давление сепарации газа превышает атмосферное и отсутствуют средства измерения для потоков газа с капельной жидкостью.

Список литературы

1. Термогидродинамические исследования скважин для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы/ А.Ш. Рамазанов [и др.] // SPE 136256-RU. – 2010.

2. Садретдинов А.А. Неизотермическая фильтрация сжимаемого флюида в системе скважина – пласт: дис. ... канд. физ.-мат. наук. - Уфа, 2011. – 125 с.

3. Рамазанов А.Ш. Теоретические основы скважинной термометрии. – Уфа: РИЦ БашГУ, 2017. – https://elib.bashedu.ru/dl/read/Ramazanov_Teoreticheskie osnovy skvazhinnoj termometrii_up_2017.pdf>.

4. Оценка влияния различных температурных эффектов на изменение температуры в призабойной зоне пласта // Ю.А. Питюк, А.Я. Давлетбаев, А.А. Мусин [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – Вып. 42. – № 1. – С. 28–33.

5. Фатихов С.З., Гимаев А.Ф., Федоров В.Н. Применение термогидродинамических методов исследования пластов на месторождениях Республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 56–59. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-1-56-59

6. Пономарев А.И., Зарипова К.Р. Численное моделирование неизотермичекой нестационарной фильтрации газа для различных постановок задачи // Нефтегазовое дело. – 2013. – № 3. – С. 228–262.

В статье рассмотрены вопросы учета масштабного эффекта, неоднородности пласта и, как следствие, повышения качества интегральной адаптации при гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти. Представлены теоретические основы проблематики определения проницаемости продуктивного пласта. Показаны слабые стороны традиционного подхода к расчету проницаемости в зависимости от пористости, основанного на лабораторных исследованиях керна. Отмечено, что вопрос усреднения неоднородности при изучении физических свойств пласта является более важным, чем проблема эффективных средних параметров, так как по мере увеличения размеров пробного объема разница между свойствами, измеренными в пробном и бесконечном объемах, монотонно уменьшается до требуемой точности. На основе гидродинамической модели одного из нефтяных месторождений Волго-Уральского региона подтверждено, что использование базовой петрофизической зависимости проницаемости от пористости может приводить к недостоверным представлениям о дебитах скважин. На основе анализа и ранжирования входных данных с использованием языка программирования Python реализован алгоритм повышения точности оценки продуктивности пласта, путем учета информации о пространственном распределении пористости, которое является отражением неоднородности коллектора. Алгоритм базируется на проведении серии многовариантных расчетов секторной гидродинамической модели нефтяной залежи. Такой подход позволил получить новое облако точек проницаемость-пористость и скорректировать петрофизическую зависимость. Дополнительно проведена серия расчетов для оценки чувствительности результатов к размеру ячейки гидродинамической сетки с помощью опции локального измельчения ячеек. По Представленный алгоритм позволяет более точно воспроизводить интегральную адаптацию гидродинамической модели по сравнению с традиционным подходом, а также корректировать тренд проницаемость-пористость для улучшения воспроизведения продуктивности скважин и, как следствие, более корректно учитывать влияние неоднородности пласта и масштабного эффекта.

Список литературы

1. Повышение точности оценки продуктивности пласта при помощи учета    статистических данных о его свойствах / Д.М. Оленчиков, А.Е. Сапожников, Н.А. Штин, Д.С. Чебкасов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – № 2. – С. 39–42.

2. Гурбатова И.П., Еникеев Б.Н., Михайлов Н.Н. Элементарный представительный объем в физике пласта. Ч. 1. Основные  положения и их физическая интерпретация // Геология, геофизика и разработка  нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 6. – С. 62–68.

3. Гурбатова И.П., Еникеев Б.Н., Михайлов Н.Н. Элементарный представительный объем в физике пласта. Ч. 2. Основные  положения и их физическая интерпретация // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 7. – С. 65–72.

4. Методика расчета коэффициента продуктивности скважин неоднородных  по проницаемости коллекторов / Л.Н. Назарова, С.И. Казетов, А.Л. Ганиев, К.Р. Уразаков // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 4. – С. 51–55.

5. Нургалиев Р.З. Способ восстановления петрофизической зависимости «пористость-проницаемость» на основе базы средних значений параметров ФЕС неоднородного пласта // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2017. – № 3. – С. 47–79.

6. Совершенствование методики построения куба проницаемости с учетом неоднородности пластов при трехмерном моделировании / В.Н. Кожин, А.А. Махмутов, Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов // Автоматизация,  телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 4. – С. 26–28.

7. Папухин С.П., Сарваретдинов Р.Г., Мельников М.Н. Обоснование выбора метода построения петрофизической зависимости между пористостью и проницаемостью // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 1. – С. 14–20.

8. Сарваретдинов Р.Г., Сагитов Д.К. Использование геолого-математической модели пласта при сопоставлении средних значений пористости и проницаемости различных по неоднородности пластов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2008. – № 10. – С. 15–20.

Изучение гидрофобизации карбонатной породы органическими кислотами включало подготовку образцов и их обработку композициями карбоновых и нафтеновых кислот. Для воспроизведения пластовых условий процесс адсорбции реализован при температуре 70 °С. В ходе исследования варьировались время контакта породы с кислотами (1, 14 сут), применялась операция промывки толуолом после выдерживания в кислотах. Изменение смачивающих свойств оценены по статическому контактному углу двумя методами: растровой электронной микроскопией в режиме «естественной среды» (ESEM) и «лежачей капли» на приборе DSA30S фирмы Kruss. Правильность измерения контактного угла подтверждена на стандартных образцах стекло (гидрофильный) и тефлон (гидрофобный). Достигнуто изменение типа смачиваемости карбонатных пластин с гидрофильного на гидрофобный после выдерживания в растворах пальмитиновой и стеариновой кислот. В случае пальмитиновой кислоты при возрастании времени выдержки увеличивается угол смачивания. Промывка образцов толуолом после выдерживания в кислоте оказывает гидрофилизующий эффект – контактный угол уменьшается на 30 % по сравнению с образцами без промывки. Возможно, толуол смывает часть молекул кислоты, которые прореагировали с молекулами, адсорбировавшимися на поверхности породы и образовавшими монослой. Методом пиролитической двумерной газовой хроматографии — масс-спектрометрии (пиро-ГХ-ГХ-МС) подтвержден факт адсорбции кислоты на поверхности породы. Увеличение времени выдержки в пальмитиновой кислоте приводит к повышению концентрации пальмитат-анионов, детектируемых в продуктах пиролиза породы. После 14 сут выдержки зарегистрирован сигнал продуктов распада агрегатов молекулы пальмитиновой кислоты, что дает возможность предположить послойную адсорбцию кислоты на поверхности породы. Полученные результаты стали основой для разработки методики контролируемого «старения» кальцита в растворах карбоновых кислот.

Список литературы

1. Курамшин Р.М., Черницкий А.В., Гула Е.В. Типизация карбонатных коллекторов для дифференцированного подсчета запасов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 48–50. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-48-50

2. Rezaei Gomari K.A., Hamouda A.A. Effect of fatty acids, water composition and pH on the wettability alteration of calcite surface // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2006. – V. 50. – P. 140–150.

3. Dynamic laboratory wettability alteration / M.A. Fernø, M. Torsvik, S. Haugland, A. Graue // Energy Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 3950–3958.

4. A laboratory scale approach to wettability restoration in chalk core samples / J.S. Sachdeva, E.A. Sripal, A. Nermoen [et al.] // E3S Web Conf. (SCA 2018). – 2019. – V. 89. – Article No. 03003. – https://doi.org/10.1051/e3sconf/20198903003

5. Wettability of carbonate reservoirs: effects of fluid and aging / S. Kumar, A.A. Burukhin, A.N. Cheremisin, P.A. Grishin // SPE-201834-MS. – 2020.

6. Adsorption of organic compounds on carbonate minerals: 1. Model compounds and their influence on mineral wettability / M.M. Thomas [at al.] // Chemical Geology. – 1993. – V. 109. – Р. 201–213.

7. Alteration of wettability and wettability heterogeneity / А. Graue, Е. Aspenes, T. Bognø [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2002. – V. 33 (1–3). – P. 3-17.

8. Buckley J.S.. Liu Y., Monsterleet S. Mechanisms of Wetting Alteration by Crude Oils // SPE-37230-PA. – 1998.

9. Mechanism of stearic acid adsorption to calcite / S. Mihajlović, D. Vučinić, Ž. Sekulić, S. Milićević, B. Kolonja // Powder Technology. – 2013. – V. 245. – Р. 208–216.

10. Microstructural imaging and characterization of organic matter presented in carbonate oil reservoirs  / A. Ivanova, A.N. Cheremisin, M. Khayrullin, G. Sansiev // SPE-195456-MS. – 2019.

11. Зимон А.Д. Адгезия жидкости и смачивание. – М.: Химия, 1974. – 416 с.

В статье представлены результаты оптимизации процесса поиска и оценки новых проектов в АО «Зарубежнефть» за счет внедрения информационной системы, которая позволяет организовать единое цифровое пространство с данными о проведенных оценках, мониторинге текущего состояния, сравнении проектов между собой и управлении портфелем. Основной точкой роста эффективности компаний нефтегазового сектора является не только умение работать с имеющимися активами (повышение добычи, оптимизация и/или сокращение затрат, новые технологии и др.), но и приобретение новых. Компания «Зарубежнефть» ставит перед собой стратегическую цель повысить годовой уровень добычи по нефтегазовым проектам более чем на 12 млн т.н.э. к 2030 г. Достижение данной цели невозможно без расширения текущего портфеля компании за счет вхождения или приобретения новых проектов. Для решения этой задачи в 2018 г. в АО Зарубежнефть» в рамках цифровой трансформации инициирован ИТ-проект по цифровизации процесса поиска и оценки новых активов, отвечающий многочисленным стратегическим интересам компании. В рамках проекта сформирована концепция и создана информационная система Nestro Terra. Nestro Terra является платформой, которая представляет собой единую базу данных с хранением и обработкой результатов оценки новым проектов позволяет быстро получать необходимую актуальную информацию, проводить мониторинг текущего состояния процессов и выполнять технико-экономический бенчмаркинг. В 2019 – 2021 гг. АО Зарубежнефть» удалось войти в ряд проектов в Российской Федерации и за рубежом (Египет, Индонезия, Вьетнам), находящихся на разной стадии жизненного цикла (геолого-разведочные работы, освоение, полномасштабная разработка), в том числе активно используя систему Nestro Terra.

В статье дано описание методики автоматизации процесса проектирования свайных фундаментов с применением программы «Свая-САПР Про». Предложенный способ автоматизации процесса проектирования позволяет выполнить расчеты и выбрать оптимальные решения свайных фундаментов. Применение программы «Свая-САПР Про» обеспечивает снижение трудоемкости и сокращение сроков проектирования, уменьшает риски ошибок при выполнении большого количества расчетов. При проведении технико-экономического сравнения вариантов реализации свайных фундаментов программа «Свая-САПР Про» позволяет сократить стоимость сооружения объектов капитального строительства. Рассмотрены особенности расчетов свайных фундаментов в мерзлых грунтах, вошедшие в нормативный документ ПАО «НК «Роснефть» в области проектирования и расчетов свайных фундаментов. Документ прошел техническую экспертизу НИИОСП им. Н.М. Герсеванова, и по результатам тестирования программа «Свая-САПР Про» была рекомендована для выполнения расчетов оснований и свайных фундаментов по СП 24.13330.2021 и СП 25.13330.2020. Технология проектирования, разработанная в дочернем обществе ПАО «НК «Роснефть» - ООО «НК «Роснефть»‑ НТЦ», вошла в единую линейку программного обеспечения компании. Представленный в статье способ оптимизации капитальных вложений с применением программы «Свая-САПР Про» дает возможность в автоматизированном режиме осуществить подбор оптимального технического решения для каждой сваи, а также в целом по объекту сократить капитальные затраты до 15 % стоимости проектируемых фундаментов и до 20 % трудозатрат на проектирование без снижения механической надежности проектируемых объектов.

Список литературы

1. Оптимизация капитальных вложений в свайные фундаменты при строительстве объектов нефтегазодобычи на многолетнемерзлых грунтах / Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, Ю.С. Поверенный [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 46–49. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-46-49

2. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2020618505. Программа «Свая-САПР Про» / С.С. Медяник, Г.А. Кесиян, А.Д. Дубров, Е.В. Зенков, А.В. Загуменникова, Ю.С. Поверенный, В.О. Федосеенко, Н.Г. Гилев; правообладатель Общество с ограниченной ответственностью «НК «Роснефть» – Научно-Технический Центр». – № 2020617851; заявл. 27.07.2020; опубл. 30.07.2020.

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

4. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ  №2021616474. Программа «ЦМЛО» / А.Д. Дубров, Ю.С. Поверенный, Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, А.О. Яргунина; правообладатель Общество с ограниченной ответственностью «НК «Роснефть» - Научно-Технический Центр». – № 2021615281; заявл. 15.04.2021; опубл. 22.04.2021.

5. Применение нейронной сети при проведении геотехнического мониторинга на нефтегазовых объектах, расположенным в условиях Крайнего Севера / Д.С. Назаркин, А.А. Филимонов, Д.В. Липихин [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 10. – С. 78–82.

В статье представлено сравнение результатов оценки времени удерживания промысловой водонефтяной эмульсии в отстойных зонах аппаратов на первой и второй ступенях обезвоживания двух установок подготовки нефти: УПН-1 и УПН-2 – одного из месторождений Восточной Сибири. Оценка выполнялась на основании: стандартов нефтяных компаний с учетом физико-химических свойств нефти; результатов моделирования процесса разрушения водонефтяной эмульсии в рамках лабораторных исследований; расчета, выполненного на проектные показатели; параметров текущего режима эксплуатации действующих объектов. Рассмотрены преимущества и недостатки каждого из способов оценки времени удерживания. Процесс разрушения водонефтяной эмульсии в лабораторных условиях смоделирован посредством методики Bottle Test. Расчет среднего диаметра капель дисперсной фазы на входе и выходе аппаратов и требуемого времени удерживания на первой и второй ступенях обезвоживания УПН выполнен на основании физико-химических свойств водонефтяной эмульсии, гидродинамических параметров потока, а также существующих эмпирических и полуэмпирических зависимостей. На основе сравнения времени удерживания, полученного экспериментальным и расчетным способами, с текущими технологическими режимами работы УПН-1 и УПН-2 сделано заключение о возможности применения каждого из способов при проектировании объектов подготовки нефти. В результате сделан вывод, что моделирование процесса разделения эмульсии в лабораторных условиях на в настоящее время является наиболее достоверным способом прогнозирования технологических условий, необходимых для подготовки нефти, а расчетный способ является перспективным и может быть применен при условии включения в расчет процессов укрупнения капель дисперсной фазы.

Список литературы

1. McLean J., Kilpatrick P. Effects of Asphaltene Aggregation in Model Heptane-Toluene Mixtures on Stability of Water-in-Oil Emulsions // Journal of colloid and interface science. – 1997. – December. – V. 196 (1). – P. 23–34.

2. Xia L., Lu Sh., Cao G. Stability and demulsification of emulsions stabilized by asphaltenes or resins // Journal of Colloid and Interface Science. – 2004. – March. –  V. 271 (2). – P. 504–506.

3. Asphaltene Aggregation in Hydrocarbon Solutions Studied by Photon Correlation Spectroscopy / M. , I. V. [et al.] // The Journal of Physical Chemistry. – 1995. – June. – V. 99 (23). – P. 9576–9580.

4. McLean J., Kilpatrick P. Effects of Asphaltene Solvency on Stability of Water-in-Crude-Oil Emulsions // Journal of Colloid and Interface Science. – 1997. – May. – V. 189 (2). – P. 242–253.

5. Sébastien Y., Sjöblom J. Interfacial shear rheology of asphaltenes at oil–water interface and its relation to emulsion stability: Influence of concentration, solvent aromaticity and nonionic surfactant // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2010. – August. – V. 366 (1–3). – P. 120–128.

6. Isolation and characterization of natural surfactants from extra heavy crude oils, asphaltenes and maltenes. Interpretation of their interfacial tension-pH behaviour in terms of ion pair formation / S. G. L. H.  // Fuel. – 1992. – June. – V. 71 (6). – P. 619–623.

7. Chan M., Yen T. A Chemical equilibrium model for interfacial activity of crude oil in aqueous alkaline solution: The effects of pH, alkali and salt // The Canadian Journal of Chemical Engineering. –  1982. – V. 60 (2). – P. 305–308.

8. Isolation and Characterization of Natural Surfactants Present in Extra Heavy Crude Oils / I. H. S. S. // Journal of Dispersion Science and Technology. – 1984. – August. – V. 5(1). – P. 1–18.

9. Sjöblom J. Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology. – New York: Marcel Dekker, Inc., 2001. – 760 p.

10. Binks B.P.  Modern Aspects of Emulsion Science. – Royal Society of Chemistry, 1998. – 430 p.

11. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – Казань: ФЭН, 2000. – 416 с.

12. Медведев В. Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. – М.: Недра, 1987. – 144 с.

13. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – М.: Альянс, 2005. – 319 с.

Исследована возможность изменения реологических свойств высокопарафинистой малосмолистой нефти за счет гидроимпульсной кавитационной обработки (ГКО). Предложен механизм, объясняющий изменение структуры нефти при ГКО. Выполнено моделирование течения потока нефти в программном комплексе ANSYS CFX для определения гидродинамических параметров и чисел кавитации в проточном гидродинамическом кавитаторе (ПГК) с трубками Вентури и роторном импульсном аппарате (РИА) радиального типа, реализующих ГКО в жидкостях. Расчет числа гидродинамической кавитации по результатам моделирования указывает на развитую кавитацию в потоке нефти как в ПГК, так и в РИА. Удельные энергозатраты на обработку нефти в ПГК в 1,5 раза ниже, чем в РИА. Сделано предположение, что эффекты ГКО приводят к разрушению надмолекулярных связей между сложными структурными единицами (ССЕ), а также разрушают ССЕ. При разрушении кристаллов парафина происходит увеличение их удельной поверхности и, следовательно, повышение поверхностной энергии. Парафины формируют ядро ССЕ, а ГКО нефти вызывает разрушение кристаллов парафинов, смолы распределяются между твердыми частицами, разрыхляют кристаллическую структуру, адсорбируются на поверхностях зерен и изменяют строение ассоциатов кристаллов парафина. Адсорбция на разрушенных кристаллах парафина предотвращает агрегацию смол. Обработка высокопарафинистой малосмолистой нефти в ПГК и РИА обеспечила улучшение ее реологических характеристик и показала высокую эффективность. После однократной обработки нефти в РИА и ПГК энергия тиксотропии и вязкость нефти снизились в среднем соответственно в 1,5 и 2,0 раза. При применении РИА и ПГК удельные затраты энергии на обработку нефти значительно меньше по сравнению с изменением энергии тиксотропии.

Список литературы

1. Управление реологическими характеристиками нефтей физическими методами воздействия / Р.З. Сунагатуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 92–97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-1-92-97

2. Investigation of amplification process of heavy oil viscosity reduction device based on jet cavitation using lab experimental and numerical simulation method / Xuedong Liu [at al.] // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. – 2021. – 18 Juny. – 21 p.  – https://doi.org/10.1080/15567036.2021.1940388

3. Омельянюк М.В., Уколов А.И., Пахлян И.А. Исследование процессов кавитационного истечения для энергосберегающих и экологически чистых технологий нефтегазовой отрасли // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – C. 128–130. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-128-130

4. Влияние гидроимпульсной обработки на реологические параметры нефти / М.А. Промтов [и др.] // Вестник Тамбовского государственного технического университета. – 2020. – Т. 26. – № 2. – С. 243–253. – https://doi.org/10.17277/vestnik.2020.02.pp.243-253

5. Изменение реологических параметров высокопарафинистой нефти при многофакторном воздействии в роторном импульсном аппарате / М.А. Промтов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Вып. 5 (127). – С. 76–88. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2020-5-76-88 

6. Оценка энергозатрат при обработке парафинистой нефти в роторном импульсном аппарате / М.А. Промтов [и др.] // Вестник Тамбовского государственного технического университета. – 2021. – Т. 27. –  № 4. – С. 576–584. – https://doi.org/10.17277/vestnik.2021.04.pp.576-584 

7. Превращение короткоцепных н-алканов под действием гидродинамической кавитации / В. Н. Торховский [и др.] // Тонкие химические технологии. – 2017. – Т. 12. – № 5. – С. 65–70. – https://doi.org/10.32362/2410-6593-2017-12-5-65-70

8. Превращение алканов под действием единичного импульса гидродинамической кавитации. Ч. II. Поведение среднецепных алканов С21 – С38 / В.Н. Торховский [и др.] // Вестник МИТХТ им. М.В. Ломоносова. – 2014. – Т. 9. – № 4. – С. 59–69.

9. Якименко К.Ю., Венгеров А.А., Бранд А.Э. Применение технологии гидродинамической кавитационной обработки высоковязких нефтей с целью повышения эффективности транспортировки // Фундаментальные исследования. – 2016. – № 5–3. – С. 531–536.

10. Волкова Г.И., Ануфриев Р.В., Юдина Н.В. Влияние ультразвука на состав и свойства парафинистой высокосмолистой нефти // Нефтехимия. – 2016. – Т. 56. – № 5. – С. 454–460.

11. Кондрашева Н.К., Батайлов Ф.Д., Бойцова А.А. Сравнительная оценка структурно-механических свойств тяжелых нефтей Тимано-Печорской провинции // Записки Горного института. – 2017. – Т. 225. – С. 320–329.

12. Кутуков С. Е., Четверткова О. В., Гольянов А.И. Гидравлическая характеристика трубопровода на высоковязкой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 1. – С. 32–39. –  https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-1-32-39

В статье рассмотрены свойства уплотнительной манжеты, изготовленной из бутадиен-нитрильного каучука, и ее надежность. Манжета состоит из двух частей. Передняя кромка имеет специальное упрочнение (армирование), которое обеспечивает сопротивление при работе под давлением. Задняя кромка более эластична, что необходимо для повышения герметичности прилегания к стенке трубы. Эти части привариваются друг к другу и действуют как единое целое. Известно, что при повышении температуры прочность резин снижается, поэтому при высокотемпературном воздействии манжета может разрушиться вследствие снижения прочностных характеристик. Так как манжета состоит из двух частей, в рабочей зоне образуется переход от армированного материала к неармированному. Такой переход является концентратором напряжений, в котором локальные напряжения могут превышать предел прочности эластомера с последующим нарушением целостности манжеты и отслоением двух кромок друга от друга. Целью работы являлась оценка надежности и критических режимов работы уплотнений манжеты при повышении температуры и изменении давления для определения возможных безопасных условий эксплуатации. Представлены результаты лабораторных исследований физико-механических свойств эластомера до и после эксплуатации. Выявлены оптимальные режимы работы. Выполнена оценка показателей надежности эластомеров в процессе их эксплуатации на основании расчетов полей напряжений. Проведено исследование влияния повышенных температур на прочность манжеты. Изучены последствия смещения армирующей сетки относительно проектного положения на несколько миллиметров. Для анализа использован метод конечных элементов.

Список литературы

1. Соколовский A.A. Резина как конструкционный материал для нефтегазодобывающего оборудования // Химическая техника. – 2003. – № 3. – С. 20–22.

2. Зуев Ю.С., Деггева Т.Г. Стойкость эластомеров в эксплуатационных условиях. – М.: Химия, 1986. – 262 c.

3. Лысова Г.А. Гидрированные бутадиен-нитрильные каучуки. Свойства. Рецептуростроение. Применение // Тематический обзор. Сер. Производство резинотехнических и асбестотехнических изделий. – Вып. 6. – 1991. – 56 с.

4. Уплотнения и уплотнительная техника: Справочник. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Машиностроение, 1994. – 445 с.

5. ENR Pipeline Products. https://enrhottap.com

6. Лавендел Э.Э. Расчет резино-технических изделий. – М.: Машиностроение, 1976. – 232 с.

7. Справочник машиностроителя в 6 т. Т. 3 / под. ред. Н.С. Ачеркана. – М.: Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы, 1956. – 566 с.