В настоящее время для оценки петрофизических свойств сланцевых формаций наибольшее распространение получил метод GRI. Комплексное изучение сланцевых пород согласно данной методике выявило существенные недостатки, которые в некоторых случаях могут стать критическими. В статье предложена методика определения газонасыщенной и открытой пористости, а также водо-, газо- и нефтенасыщенности сланцевых пород на дезинтегрированных образцах, адаптированная для основных сланцевых формаций Российской Федерации (более 2700 образцов керна из 33 скважин). Газонасыщенная пористость образцов в состоянии естественной насыщенности и открытая пористость после экстракции рассчитывались на основе объемной и минералогической плотностей. Минералогическая плотность определялась газоволюметрическим методом. Предложены способы определения объемной плотности дезинтегрированных образцов в состоянии естественной насыщенности на основе газоволюметрического метода и модифицированного метода жидкостенасыщения. Обоснована необходимость и предложен способ определения объемной плотности образцов после экстракции. Газонасыщенность сланцевых пород рассчитывалась на основе результатов измерения газонасыщенной и открытой пористости. Водонасыщенность горных пород определялась прямым методом в аппаратах Закса. Нефтенасыщенность сланцев рассчитывалась методом материального баланса фаз в пустотном пространстве. Проведена апробация предложенной методики и приведены основные результаты исследований. Разработанный алгоритм подходит для проведения массовых исследований. Использование различных размеров фракций для измерений минералогической и объемной плотностей, а также водонасыщенности позволяет определять петрофизические свойства независимо друг от друга и сократить время выполнения работ. Полученные на основе данной методики результаты могут быть использованы для выделения перспективных интервалов, построения взаимосвязей ГИС – керн, подсчета запасов, а также для планирования геолого-разведочных работ.

Список литературы

1. Sigal R.F. Mercury capillary pressure measurements on Barnett core // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2013. – V. 16. – № 4. – P. 432–442. - DOI:10.2118/167607-PA

2. Petrophysical characterization of coals by low-field nuclear magnetic resonance (NMR) / Y. Yao, D. Liu, Y. Che, [et al.] // Fuel. – 2010. – V. 89. – № 7. – P. 1371–1380. - DOI:10.1016/j.fuel.2009.11.005

3. Насыщенность пород баженовской свиты / А.В. Глотов, Н.Н. Михайлов, П.Б. Молоков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 28–33. - DOI: 10.24887/0028-2448-2021-3-28-33

4. Total porosity measurement in gas shales by the water immersion porosimetry (WIP) method / U. Kuila, D.K. McCarty, A. Derkowski, [et al.] // Fuel. – 2014. – V. 117. – P. 1115–1129. - DOI:10.1016/j.fuel.2013.09.073

5. Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири / Е.С. Казак, А.В. Казак, Я.В. Сорокоумова, А.Д. Алексеев // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 73–78. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-73-78

6. Глотов А.В., Скрипкин А.Г., Горшков А.М. Лабораторная оценка пористости и насыщенности отложений баженовской свиты различными методами // Каротажник. – 2019. – Вып. 300. – № 6. – С. 23–40.

7. Luffel D.L., Guidry F.K., Curtis J.B. Development of Laboratory and Petrophysical Techniques for Evaluating Shale Reservoirs: Final report. GRI-95/0496. Gas Research Institute, Des Plaines, Illinois. – 1995. – 304 P.

8. Measurement of Total Porosity for Gas Shales by Gas Injection Porosimetry (GIP) Method / J. Sun, X. Dong, J. Wang [et al.] // Fuel. – 2016. – V. 186. – № 15. – P. 694–707. - DOI:10.1016/j.fuel.2016.09.010

9. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. – 331 с.

10. Распределение органического вещества в породах баженовского горизонта (Западная Сибирь) / А.Э. Конторович, Е.В. Пономарева, Л.М. Бурштейн [и др.] // Геология и геофизика. – 2018. – Т. 59. – № 3. – С. 357–371.

11. Gorshkov A.M., Khomyakov I.S., Mazurova A.S. Some Aspects to Develop Method for Determining the Open Porosity of Ultralow-Permeability Rocks on Crushed Core // IOP Conf. Ser.: Earth and Environmental Science. – 2020. – V. 459. – № 2. – P. 1–7. - DOI:10.1088/1755-1315/459/2/022068

12. Горшков А.М. Методика определения пористости ультранизкопроницаемых пород баженовской свиты на дезинтегрированном керне // Успехи современного естествознания. – 2017. – № 12. – С. 129–133.

13. Остаточная водонасыщенность нефтематеринских пород баженовской свиты / А.В. Глотов, А.Г. Скрипкин, П.Б. Молоков, Н.Н. Михайлов // Neftegaz.RU. – 2022. – № 3. – C. 40–46.

14. Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments / F. Behar, V. Beaumont, B. De, H.L. Penteado // Oil & Gas Science and Technology. – 2001. – V. 56. – № 2. – P. 111–134. - DOI:10.2516/ogst:2001013

15. Модель нефтесодержащих пород баженовской свиты / С.И. Билибин, Г.А. Калмыков, Д.И. Ганичев, Н.С. Балушкина // Геофизика. – 2015. – № 3. – С. 5–14.

Российские нефтегазовые компании, оказавшиеся весной 2022 г. под санкционным давлением, вынуждены перестраиваться и искать эффективные подходы и технологии для продолжения своей деятельности. Многие компании нефтегазового сектора в настоящее время ведут работы по планомерному замещению импортного оборудования и программного обеспечения. Телеметрические измерения и каротаж в процессе бурения скважины – одно из направлений нефтегазовой отрасли, где зависимость от зарубежных технологий и оборудования очень существенна. При этом именно бурение горизонтальных скважин позволяет ПАО «НК «Роснефть» поддерживать уровень добычи углеводородов на высоком уровне и оставаться одним из основных налогоплательщиков Российской Федерации. Для замены импортного оборудования отечественным (или импортируемым из «дружественных стран»), требуется время. Данная работа повсеместно ведется с отечественными разработчиками и поставщиками.

Компания «Роснефть» ежегодно бурит более 3000 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Постоянно растет число скважин со сложной конструкцией (многоствольные, многозабойные); бурение ведется во все более сложных геологических условиях. Компании очень важно сохранить вариативность комплексов каротажа во время бурения для эффективного геологического сопровождения бурения скважин и получения оптимального объема геофизической информации. В данной ситуации на первый план выходит оперативная адаптация текущих планов работ и программ геофизических исследования скважин к изменившимся условиям. В статье рассмотрено несколько примеров использования нового отраслевого показателя – индекса сложности геонавигации скважин при корректировке текущих планов наклонно направленного бурения и программ геофизических исследований скважин.

Список литературы

1. Методика определения индекса сложности геонавигации скважин и их классификация / М.А. Головченко, А.В. Мирошниченко, К.В. Кудашов, В.П. Филимонов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 33–37. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-33-37

2. Филимонов В.П., Кудашов К.В., Ширшов А.Ю. Повышение эффективности бурения скважины с большим отходом от вертикали на месторождении Одопту-море (Северный Купол) // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 38–40.

Выделены этапы развития системы разработки центрального участка Приобского месторождения (южная часть). Оценена эффективность реализованных решений. Объектом исследования являлись низкопроницаемые пласты АС₁₀ и АС₁₂, выделенные в начале в качестве единого объекта разработки. Совместная эксплуатация разнопроницаемых пластов АС₁₀ (6,9·10^-3 мкм²) и АС₁₂ (2·10^-3 мкм²) привела к двукратному отставанию выработки запасов нефти из худшего пласта. Исследованы ключевые вопросы разработки низкопроницаемых пластов, в частности, возможность обеспечения сравнительно высоких темпов отбора нефти; характеристики обводнения участка, разрабатываемого при массовом и неоднократном применении большеобъемных гидроразрывов пласта; возможность получения на подобных объектах нефтеотдачи более 0,3. Анализ истории разработки центрального участка объекта АС_10-12 позволил положительно ответить на указанные вопросы. Факторами быстрого наращивания добычи нефти на I и II стадиях являются высокие темпы бурения, многократное проведение в скважинах большеобъемных гидроразрывов пластов, создание низких забойных давлений (менее 5 МПа) в добывающих скважинах и высоких устьевых давлений нагнетания (более 20 МПа), правильный учет вероятного направления развития трещин гидроразрыва. Поддержание добычи нефти на III стадии разработки участка обеспечивают быстрый ввод уплотняющих добывающих скважин; массовое бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом на отдельные пласты с целью локального разукрупнения объекта АС_10-12; избирательные зарезки боковых стволов из неработающих скважин; снижение забойного давления в высокообводненных скважинах до 3 МПа; регулирование объемов закачки воды по зонам участка, снижение текущей компенсации отборов закачкой.За счет указанных эффективных мероприятий удалось обеспечить благоприятную характеристику вытеснения нефти водой. В итоге ожидаемый по участку конечный КИН на 20 % превысит нефтеотдачу, утвержденную в целом по объекту АС_10-12 на южной части Приобского месторождения.

Список литературы

1. Янин А.Н. Принципы разработки ультранизкопроницаемых пластов // Бурение и Нефть. – 2016. – № 11. – С. 22–24.

2. Янин А.Н. Гидравлический разрыв нефтяных пластов в Западной Сибири. – Тюмень. – Екатеринбург: ООО «ПБ «ТЭРМ», 2021. – 615 с.

3. 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.

4. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е. Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень – Курган: Зауралье, 2015. – 265 с.

5. Массовое проведение гидроразрыва пласта – ключевая технология разработки южной части Приобского месторождения / Д.Ю. Колупаев, М.М. Биккулов, С.А. Солодов, К.Е. Янин // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2019. – Вып. 1. – С. 39–45. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-1-39-45

6. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е. Оценка перспектив избирательного уплотнения сетки скважин на южной лицензионной территории Приобского месторождения // Бурение и Нефть. – 2014. – № 6. – С. 24–29.

7. Эффективность уплотнения сетки скважин по ультранизкопроницаемым пластам Приобского месторождения / М.А. Черевко, А.Н. Янин, Р.А. Закирова [и др.] // Бурение и Нефть. – 2015. – № 6. – С. 60–65

8. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е. Ретроспективный анализ системного применения гидроразрыва пластов на Приобском месторождении (ЮЛТ) // Территория Нефтегаз. – 2014. – № 9. – С. 16–25.

9. Черевко С.А., Янин А.Н. Влияние направления трещин гидроразрыва пласта на показатели эксплуатации скважин // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 2. – С. 14–19.

10. Черевко С.А., Янин А.Н., Рогачев М.К. О нецелесообразности закачки пресной воды в ультранизкопроницаемые коллекторы Западной Сибири // Недропользование XXI век. – февраль 2018 г.

11. Янин А.Н., Крейнин А.Г. О коэффициенте вытеснения нефти водой из «ультранизкопроницаемых» (менее 1 мД) терригенных коллекторов Западной Сибири (на примере Приобского месторождения) // Недропользование XXI век. – июнь 2020. – С. 60–69.

12. Янин А.Н., Биккулов М.М. «Обобщенные» зависимости для определения коэффициента вытеснения в низкопроницаемых (до 10 мД) пластах Приобского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2022. – №6. – С. 20–30. – DOI: 10.33285/0207-2351-2022-6(642)-20-30

13. Барышников А.В., Янин А.Н. Регулирование разработки Приобского месторождения с применением технологии одновременно-раздельной закачки воды. – Тюмень – Курган: Зауралье, 2013. – 344 с.

В статье представлен обобщенный опыт применения нагнетательных горизонтальных скважин (ГС) с различным типом заканчивания, в том числе с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) на месторождениях ООО «РН‑Юганскнефтегаз». Рассмотрена история развития систем разработки и причины перехода от многорядных систем с применением наклонно направленных скважин (ННС) и низкой интенсивностью системы поддержания пластового давления (ППД) к ориентированным площадным системам разработки с применением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. По данным гидродинамических исследований скважин, графикам Холла, результатам анализа взаимовлияния скважин показано развитие техногенных трещин автоГРП в ГС. В условиях низкопроницаемых коллекторов (менее 5·10^-3 мкм²) достижение целевой приемистости обусловливается в первую очередь наличием техногенной трещины, инициирование которой происходит, когда давление на забое превышает предел давления разрыва пород. Установлено, что при повышении пластового давления наблюдаются снижение эффекта автоГРП и деградация трещины. Для оценки эффективности применения ГС проведено сравнение начальных параметров и динамики работы нагнетательных ГС и ННС. Проанализированы результаты исследований профилей приемистости ГС, установлены потенциальные причины неравномерности распределения закачки по портам ГРП. Выявлены области применимости ГС для ППД при различных геолого-физических характеристиках пласта, когда применение нагнетательной ГС позволяет осуществить полноценную замену двух ННС для достижения необходимого коэффициента приемистости и компенсации отбора закачкой, а также коэффициента охвата пласта заводнением в рядных системах разработки. Предложена дальнейшая программа исследований нагнетательных ГС с целью повышению эффективности данного метода заводнения. Исследование имеетюольшое значение в связи с постоянным увеличением технологической сложности заканчивания и возрастающей долей применения горизонтальных скважин.

Список литературы

1. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Г.Р. Бикбулатова [и др.] // SPE-171232-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171232-MS.

2. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. – № 1. – С. 84-98.

3. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Р.Н. Асмандияров [и др.] // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. – № 1. – С. 65-75.

4. Методика поддержания оптимальной геометрии техногенной трещины путем регулирования режима нагнетания в низкопроницаемых коллекторах / А.В. Сюндюков, Г.И. Хабибуллин, А.С. Трофимчук, Д.К. Сагитов // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 96-99. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-96-99

5. Пат. 2547848 РФ. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей / В.А. Байков, А.В. Колонских, О.В. Евсеев, И.С. Афанасьев; заявитель и патентообладатель ОАО «Нефтяная компания «Роснефть». - № 2013101990/03; заявл. 16.01.2013; опубл. 10.04.2015.

6. 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.

7. Eaton B.A. Graphical method predicting pressure worldwide. // World Oil. – 1972. – V. 185. – P. 51–56.

В статье предложен комплекс методов интенсификаций притока для нефтяных пластов одного из месторождений Западной Сибири, эксплуатируемого с 1982 г. Выбраны и проанализированы такие методы интенсификации добычи нефти, как гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин, а также боковых стволов. Анализ проводился по данным, полученным с месторождения. Всего с 2012 по 2016 год на месторождении выполнено 26 ГРП. Наибольшие приросты дебита нефти получены на скважинах, в которых ГРП выполнен в 2012 г. (в среднем 17,0 т/сут) и в 2016 г. (23 т/сут). Наиболее эффективным за рассматриваемый период стал гидроразрыв пласта БС₁₂, где получен максимальный дебит нефти. Накопленная добыча нефти трех горизонтальных скважин за 2009-2016 гг. составила 81 тыс. т, или 1,1 % накопленной добычи по месторождению за этот период. Начальный дебит нефти горизонтальных скважин составлял от 10,9 до 82,4 т/сут. Сопоставление показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин показало, что дебиты нефти горизонтальных скважин превышают дебиты вертикальных в 2-3 раза. Обводненность горизонтальных скважин в 2009-2010 гг. также превышала обводненность вертикальных скважин. Суммарная дополнительная добыча при бурении боковых стволов за 2014-2016 гг. достигла 14,47 тыс. т. Доля дополнительной добычи нефти, полученной в результате зарезки боковых стволов в 2012-2016 гг., составила 2,7 %, общего объема дополнительной добычи в результате проведения геолого-технических мероприятий. Сделаны выводы об эффективности применения методов интенсификации добычи нефти на проектные периоды. Анализ полученных данных показал, что наибольшими перспективами обладает бурение горизонтальных скважин по соотношению количества мероприятий и полученной дополнительной добычи. Перспективным также является бурение боковых стволов.

Список литературы

1. Малышев А.Г., Малышев Г.А., Желудков А.В. Особенности эксплуатации скважин после ГРП. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – 156 с.

2. Ибатуллин Р.Р. Опыт разработки запасов нефти в плотных коллекторах Северной Америки. Горизонтальные скважины и многоступенчатый гидроразрыв // Георесурсы. – 2017. – Т. 19. – № 3. - C. 176-181. - DOI:10.18599/grs.19.3.4

3. Гидравлический разрыв карбонатных пластов / В.Г. Салимов, Н.Г. Ибрагимов, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов. – М.: Нефтяное хозяйство, 2013. – 472 с.

4. Гудок И.О. Изучение физических свойств в пористых средах. – М.: Недра, 2010. – 315 с.

5. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. – М.: Библиотека нефтяного инжиниринга, 2012. – 756 с.

6. Нескоромных В.В. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. – Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2016. – 322 с.

7. Кирюшин А.Ю. Анализ эффективности бурения боковых стволов на Муравленковском месторождении // Академический журнал Западной Сибири. – 2018. – № 6. – С. 128–130.

Газовые методы увеличения нефтеотдачи позволяют значительно повысить степень извлечения нефти из заводненных «истощенных» пластов нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. Перед внедрением данных методов на месторождении необходимо обосновать эффективность использования газовых агентов в конкретных термобарических условиях эксплуатационного объекта. В статье рассмотрено определение оптимального режима вытеснения пластовой нефти газовыми агентами (диоксидом углерода и нефтяным газом). Оценена возможность достижения условий смешивания нефти Царичанского+Филатовского месторождения Оренбургской области нефти с различными газовыми агентами в диапазоне давлений, соответствующих текущим значениям исследуемой залежи. Исследована устьевая проба нефти пласта Д_кт. В результате физической рекомбинации пластовой нефти с использованием стабильной устьевой пробы и модели газа получены три насыщенные системы с различным газосодержанием. В первом приближении моделировались процессы изотермического истощения пласта. Для подтверждения эффективности закачки газа проведено физическое моделирование процесса нефтевытеснения на модели тонкой трубки с использованием рекомбинированной пробы пластовой нефти, углекислого и нефтяного газа Царичанского+Филатовского месторождения. Проводился комплексный анализ динамики вытеснения нефти. На основании серии фильтрационных экспериментов определены режимы вытеснения при закачке углекислого и нефтяного газа. Наибольшая эффективность вытеснения наблюдалась при достижении смесимости при давлении 19 МПа в случае закачки углекислого газа (коэффициент вытеснения – 96.42 %), а также при закачке нефтяного газа при давлении 12,5 МПа и 9,5 МПа для рекомбинированной пробы с меньшим давлением насыщения (коэффициент вытеснения – соответственно 96.49 и 97.80 %). Подобранные режимы закачки для исследуемых газовых агентов при достижении смесимости являются наиболее перспективными с точки зрения доизвлечения остаточной нефти на Царичанском+Филатовском месторождении.

Список литературы

1. A review of CO2 storage in view of safety and cost-effectiveness / C. Cao, H. Liu, Z. Hou // Energies. – 2020. – V. 13(3). – 600 p. – DOI:10.3390/en13030600

2. Graue D.J., Zana E.T. Study of a possible CO2 flood in Rangely Field // Journal of Petroleum Technology. – 1981. – V. 33(07). – Р. 1312–1318. – DOI:10.2118/7060-PA

3. Rutherford W.M. Miscibility Relationships in the Displacement of Oil by light hydrocarbons // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1962. – V. 2(04). – P. 340–346. – https://doi.org/10.2118/449-PA

4. Holm L.W., Josendal V.A. Effect of oil composition on miscible-type displacement by carbon dioxide // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1982. - V. 22(01). – P. 87–98. - DOI: https://doi.org/10.2118/8814-PA

5. Wu R.S., Batycky J.P. Evaluation of miscibility from slim tube tests // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1990. – V. 29(06). - DOI:10.2118/90-06-06

6. Полищук А.М., Хлебников В.Н., Губанов В.Б. Использование слим-моделей пласта (slim tubе) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Ч. 1. Методология эксперимента // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 5. – С. 19–24.

7. A new look at the minimum miscibility pressure (MMP) determination from slimtube measurements / A.M. Amao, S. Siddiqui, H. Menouar, B.L. Herd // SPE-153383-MS. – 2012. - DOI:10.2118/153383-MS

8. Determination of minimum near miscible pressure region during CO2 and associated gas injection for tight oil reservoir in Ordos Basin, China / H. Yu, X. Lu, W. Fu [et al.] // Fuel. – 2019. – V. 263. - DOI:10.1016/j.fuel.2019.116737

9. Feasibility of Gas Injection Efficiency for Low-Permeability Sandstone Reservoir in Western Siberia: Experiments and Numerical Simulation / A. Sorokin, A. Bolotov, M. Varfolomeev [et al.] // Energies. – 2021. – V. 14(22). – DOI:10.3390/en14227718

10. Yellig W.F., Metcalfe R.S. Determination and prediction of CO2 minimum miscibility pressures // Journal of Petroleum Technology. – 1980. – V. 32. – N 1. – P. 160–168. - DOI:10.2118/7477-PA

11. Glaso O.S. Generalized minimum miscibility pressure correlation, Society of Petroleum Engineers journal. – 1985. – V. 25. – N 6. – P. 927–934. - DOI:10.2118/12893-PA

12. Cronquist C. Carbon dioxide dynamic miscibility with light reservoir oils // In Proc. Fourth Annual US DOE Symposium. – 1978. – V. 1. – P. 28–30.

13. Lee I.J. Effectiveness of carbon dioxide displacement under miscible and immiscible conditions. – 1979.

14. Alston R.B., Kokolis G.P., James C.F. CO2 minimum miscibility pressure: a correlation for impure CO2 streams and live oil systems // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1985. – V. 25. – N 2. – P. 268–274. - DOI:10.2118/11959-PA

15. Emera M.K., Sarma H.K. Use of genetic algorithm to estimate CO2-oil minimum miscibility pressure–a key parameter in design of CO2 miscible flood // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2005. – V. 46. – N 1–2. – P. 37–52. - DOI:10.1016/j.petrol.2004.10.001

16. An improved predicting model for minimum miscibility pressure (MMP) of CO2 and crude oil / B.L. Chen, H.D. Huang, Y. Zhang [et al.] // Journal of Oil and Gas Technology.– 2013. – V. 35. – N 2. – P. 126–130.

17. Zhang H., Hou D., Li K. An improved CO2-crude oil minimum miscibility pressure correlation // Journal of Chemistry. – 2015. - № 5. - DOI:10.1155/2015/175940

18. New minimum miscibility pressure (MMP) correlation for hydrocarbon miscible injections / A.M. Maklavani, A. Vatani, B. Moradi, J. Tangsirifard // Brazilian journal of petroleum and gas. – 2010. – V. 4(1). – P. 11–18.

19. Frimodig J.P., Reese N.A., Williams C.A. Carbon dioxide flooding evaluation of high-pour-point, Paraffinic Red Wash reservoir oil // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1983. – V. 23(04). – P. 587–594. - DOI: 10.2118/10272-PA

Основные продуктивные объекты месторождений Центрально-Хорейверского поднятия приурочены к рифогенным отложениям фаменского яруса верхнего девона и представлены карбонатными коллекторами порово-кавернозно-трещинного типа, преимущественно гидрофобными. Пластовая температура составляет около 70 °С, минерализация пластовой воды – около 210 г/л, содержание ионов кальция и магния – до 20 г/л. Вязкость нефти в пластовых условиях – 7 мПа·с, давление насыщения нефти газом – 8 МПа, газосодержание – 36 м³/т. Текущее пластовое давление составляет около 20 МПа. В настоящее время для указанных объектов разработки проводится оценка возможности закачки различных химических реагентов для повышения коэффициента извлечения нефти. В статье рассмотрена разработка технологии ПАВ-полимерного заводнения для карбонатных коллекторов с высокими минерализацией пластовой воды и пластовой температурой. Первоначальный выбор композиций для повышения нефтеотдачи включал эксперименты по оценке физико-химических свойств: вязкости, межфазного натяжения на границе с нефтью и др. Данные параметры определены в условиях, приближенных к пластовым. Эффективная ПАВ-полимерная композиция выбрана по совокупности основных показателей, измеренных в рамках скрининга и комплексного лабораторного тестирования. Проведены фильтрационные эксперименты на составных керновых колонках. Установлено, что при целевых концентрациях после прокачки одного порового объема ПАВ обеспечивается коэффициент довытеснения нефти 7 %, после прокачки одного порового объема ПАВ-полимерной композиции – 14 %. Эффективность раствора ПАВ и ПАВ-полимерной композиции подтверждена в промысловых условиях при помощи односкважинных трассерных исследований (SWCTT), проведенных на месторождениях СК «РУСВЬЕТПЕТРО».

Список литературы

1. Подбор технологии увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов Центрально-Хорейверского поднятия с использованием ПАВ-полимерных композиций / А.М. Петраков, Т.С. Рогова, С.В. Макаршин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 66–70. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-66-70

2. Selection of Effective Surfactant Composition to Improve Oil Displacement Efficiency in Carbonate Reservoirs with High Salinity Formation Water / A. Kornilov, A. Zhirov, A. Petrakov [et al.] // SPE-196772-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196772-MS

3. Hu Guo, Ma Dou, Wang Hanqing. Review of Capillary Number in Chemical Enhanced Oil Recovery // SPE-175172-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/175172-MS

4. Pat. 3,590,923 US. Method of determining residual oil saturation in reservoirs / C.E. Cooke, Jr.; assignee Esso Production Research Company. – Appl. No. 881,774; filed 03.12.1967; publ. 06.06.1971.

5. Use of Partitioning Tracers to Estimate Oil Saturation Distribution in Heterogeneous Reservoirs / R.M. Dean, D.L. Walker, V. Dwarakanath [et al.] // SPE-179655. – 2016.

6. New and simple methods of determination partition coefficient and degree hydrolysis of tracer for estimating residual oil saturation by SWCTT technologies / R.I. Galeev, A.V. Bolotov, M.A. Varfolomeev [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2021. – V. 39. – Р. 1043-1059. – https://doi.org/10.1080/10916466.2021.1970181

7. Проектирование опытно-промышленных работ по оценке эффективности ПАВ-полимерного заводнения при помощи односкважинных трассерных исследований / Д.С. Круглов, А.Е. Смирнов, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 102–106. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-102-106

В статье представлена скорректированная математическая модель процессов двухфазной фильтрации в трещиновато-пористых средах. Традиционно уравнения двухфазной фильтрации в бипористой среде основываются на законах сохранения нефтяной и водной фаз в трещинном и матричном (блочном) пространствах горной породы. Эти уравнения связываются между собой некоторыми функциями, описывающими переток фаз между трещинами и блоками, и эти функции принимаются пропорциональными разности давлений фаз в матрицах и трещинах породы. За исключением переходных процессов, характеризующихся резким изменением пластового давления, как это происходит, например, при гидродинамических исследованиях скважин, указанная разность гидродинамических давлений в длительных процессах заводнения продуктивных пластов обусловлена только капиллярными силами. По этой причине традиционно принимается, что вытеснение нефти из гидрофильных блоков породы обусловлено именно процессами капиллярной пропитки этих блоков. Вместе с тем, как показано в статье, массообмен между блоками и трещинами породы обусловливается также процессами смешивания потоков двухфазного флюида в трещинном пространстве породы, по интенсивности сопоставимыми с капиллярной пропиткой, что также приводит к снижению нефтенасыщенности блоков и соответственно повышению нефтенасыщенности трещинного пространства. Предложенная в статье математическая модель, учитывающая как процессы капиллярной пропитки блоков, так и процессы массообмена за счет смешивания потоков флюида в трещинах, позволит более адекватно описывать процессы двухфазной фильтрации в трещиновато-пористых коллекторах.

Список литературы

1. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах // Прикладная математика и механика. – 1960. – Т. 24. – Вып. 5. – С. 852–864.

2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 211 с.

3. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

4. Odeh A.S. Unsteady-state behaviour of fractured reservoirs // SPE Journal. - 1965. – V. 5. – № 1. – P. 60-66. – DOI:10.2118/966-PA

5. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. — М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 288 с.

6. Свалов А.М. Особенности кривых притока и восстановления давления в трещиновато-пористых коллекторах // Инженерно-физический журнал. – 2021. – Т. 94. – № 2. – С. 377–383.

7. Warren J.Е., Root P.Е. The behavior of naturally fractured reservoirs // SPE Journal. – 1963. – V. 3. - № 3. – P. 245–255. - DOI:10.2118/426-PA

8. Numerical simulation of water-oil in naturally fractured reservoirs / H. Kazemi, L.S. Merril, L. Posterfeld, P.K. Zeman // SPE Journal. - 1976. - V. 16. - № 6. - P. 317-326. – DOI:10.2118/5719-PA

9. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 592 с.

10. Тиаб Дж., Дональдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с.

11. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. – М.: Недра, 1974. – 192 с.

В условиях Крайнего Севера строительство и эксплуатация нефтяных и газовых скважин на многолетнемерзлых грунтах (ММГ) связаны с возможным проявлением опасных техногенных процессов, требующих решения вопросов обеспечения эксплуатационной надежности и продольной устойчивости скважин, а также снижения негативного влияния на экологическую и геокриологическую обстановку в период эксплуатации. Ключевым фактором является растепление ММГ в приустьевой зоне скважин. Добывающие скважины от начала их эксплуатации до ее завершения непрерывно оказывают значительное тепловое воздействие на вмещающие ММГ. Для снижения такого негативного теплового воздействия, как правило, используются пассивные методы температурной стабилизации грунтов, в частности, термоизолирующие направления или теплоизолированные лифтовые трубы.

В статье для снижения негативного теплового воздействия на грунты приустьевого пространства добывающих скважин предложено покрывать элементы направления, кондуктора или технической колонны сверхтонкой теплоизоляцией на всю глубину залегания ММГ. В зависимости от условий строительства сверхтонкая теплоизоляция наносится на кондуктор добывающей скважины (новое строительство) или НКТ (существующий фонд). Описанное техническое решение позволяет в значительной степени снизить передаваемый в ММГ тепловой поток на всю глубину их залегания. Эффективность применения жидкого композиционного теплоизоляционного материала подтверждена результатами прогнозного теплотехнического расчета. Решение задачи осуществляется путем подготовки модели и получения прогноза изменений в условиях, имитирующих процесс работы добывающей скважины с учетом геологии, внешних климатических факторов, технических характеристик теплоизоляционного материала. Результаты математического моделирования показали, что эффективность применения сверхтонкой жидкой теплоизоляции для покрытия элементов добывающей скважины сопоставима с эффективностью таких мероприятий, как установка термоизолирующих направлений устьев скважин или теплоизолированных лифтовых труб. При это предлагаемы подход прост в реализации и имеет очевидное экономическое преимущество.

Список литературы

1. Колосков Г.В., Ибрагимов Э.В., Гамзаев Р.Г. К вопросу выбора оптимальных систем термостабилизации грунтов при строительстве в криолитозоне / Г.В. Колосков, // Геотехника. -2015. - № 6. - С. 4-11.

2. Опыт применения теплоизолированных лифтовых труб в условиях газовых месторождений Севера Западной Сибири / С.Г. Чикалов, И.Ю. Пышминцев, Е.М. Засельский [и др.] // Газовая промышленность. – 2018. – № 12 (778). – С. 38-42.

3. Пат. на полезную модель 187211 РФ. Термоизолирующее направление буровой скважины / П.В. Перфилов, Е.В. Сампара, В.В. Шанаенко, С.В. Новотельнов; заявитель и патентообладатель «СИБПРОМКОМПЛЕКТ» - № 2018140702; завл. 16.11.2018; опубл. 25.02.2019.

4. Шанаенко В.В. Бурение в вечной мерзлоте больше не проблема // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ. – 2013. – № 11. – С. 15.

5. Шац М.М. Вечная мерзлота как камень преткновения, или Время спасать вечную мерзлоту// Территория и планирование. – 2010. – № 3 (27) –http://terraplan.ru/arhiv/50-3-27-2010/870-582.html

6. Артеменков В.Ю., Ерехинский Б.А., Заряев И.А. Применение теплоизолированных лифтовых труб в нефтегазодобывающей промышленности // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ. – 2017. – № 3. – С. 40–44.

7. Малюков В. П., Хадзиев М.К. Особенности разработки Бованенковского нефтегазового месторождения на Ямале // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2016. – № 11. – С. 286–294.

8. Пат. на полезную модель 211471 РФ. Насосно-компрессорная труба с тонкослойной теплоизоляцией / Ю.С. Поверенный, Е.В. Зенков, Н.Г. Гилев, В.Г. Георгияди, А.А. Агапов; заявитель и патентообладатель ООО «НК «Роснефть» - Научно-Технический Центр». – № 2021113773; завл. 23.11.2021; опубл. 07.06.2022.

9. Пат. на полезную модель 202494 РФ. Кондуктор со сверхтонкой теплоизоляцией / Ю.С. Поверенный, Е.В. Зенков, Н.Г. Гилев, В.Г. Георгияди, А.А. Агапов; заявитель и патентообладатель ООО «НК «Роснефть» - Научно-Технический Центр». – № 2020115174; завл. 30.04.2020; опубл. 19.02.2021.

Капиллярная пропитка коллектора водной фазой при его вскрытии бурением участвует вместе с фильтрационным проникновением в увеличении водонасыщенности призабойной зоны. При этом соотношение капиллярной пропитки и фильтрационного проникновения зависит от большого числа факторов. Некоторые из этих факторов, такие как контактный угол смачивания, радиус поровых каналов, начальная насыщенность коллектора газом, водой и нефтью, относительные фазовые проницаемости и др., не поддаются прямому измерению либо их измерение является достаточно трудоемким. Помимо капиллярного впитывания происходят и иные физико-химические процессы, отдельное влияние каждого из которых достаточно сложно выделить. Более того, важно охарактеризовать пласт в целом, а не выделять отдельные факторы, сочетание которых может понижать точность прогноза в иных ситуациях. Для определения характера взаимодействия коллектора с фильтратом бурового раствора предложено использовать комплексный показатель, объединяющий в себе ряд указанных выше свойств породы-коллектора (капиллярное давление и относительную проницаемость для водной фазы). Капиллярное давление содержит в себе данные о радиусе поровых каналов и контактном угле смачивания. В статье представлены результаты исследований весовым методом кинетики пропитки образцов терригенных горных пород водной фазой бурового раствора. В результате чувствительность газонасыщенного коллектора к капиллярному впитыванию водной фазы определяется с учетом его начальной водонасыщенности без необходимости инструментальных измерений пористости, проницаемости и капиллярного давления. Рассмотрены варианты капиллярного впитывания при начальной водонасыщенности 0, 10, 20 и 50 %. Классификация пород-коллекторов на основе комплексного показателя может упростить подбор оптимального состава бурового раствора для решения задач снижения загрязнения призабойной зоны при первичном вскрытии пласта.

Список литературы

1. Зонн М.С., Дзюбло А.Д. Коллекторы юрского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири. - М.: Наука, 1990. - 88 с.

2. Тиаб Дж, Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / пер. с англ. – М.: Премиум Инжиниринг, 2011. – 868 с.

3. Бороздин С.О., Подгорнов В.М. Чувствительность коллектора к физико-химическим процессам при формировании зоны проникновения //Газовая промышленность. – 2016. – № 4 (736). – С. 21–25.

4. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа // Neftegaz.ru. – 2016. – № 3. – С. 80–90.

5. Восстановление смачиваемости образцов керна при подготовке к фильтрационным исследованиям / Д.Н. Мезенцев, Е.В. Тупицин, Т.И. Ледовская, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №11. – С. 60–62.

6. Kewen Li, Kevin Chow, Horne Roland N. Effect of Initial Water Saturation on Spontaneous Water Imbibition // SPE-76727. – 2002. – DOI: https://doi.org/10.2118/76727-MS

Если в традиционных терригенных резервуарах органическое вещество представлено свободной подвижной нефтью, мигрировавшей из нефтематеринских отложений, то в баженовской свите присутствуют одновременно кероген, углеводородные соединения, физически связанные с керогеном или минеральной матрицей, а также свободные углеводородные соединения, образующие скопления подвижной нефти в сообщающихся и изолированных порах. Разработка баженовской свиты требует нетрадиционных подходов к проведению многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП). В статье рассмотрен опыт модификации технологии проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, эксплуатирующих коллекторы баженовской свиты, с применением низковязких жидкостей и шаровых муфт ГРП. Рассмотрены четыре дизайна операций ГРП. Приведены результаты моделирования в симуляторе ГРП – программном комплексе «РН-ГРИД». Представлены результаты калибровки дизайнов с учетом данных, полученных при проведении фактических операций многостадийного ГРП, на примере двух горизонтальных скважин. Дано описание технологии проведения ГРП на баженовской свите, основанной на полученном опыте и разработанном новом подходе к закачке. На основании полученных результатов показана перспективность применения предложенной технологии. Дополнительно приведено сравнение геологических и геомеханических условий на всех рассмотренных в данной работе горизонтальных скважинах для подтверждения схожести районов проведения операций. Материал, представленный в данной статье, может быть полезен широкому кругу инженеров в вопросах поиска путей оптимизации дизайна ГРП на месторождениях, совершенствования способов увеличения продуктивности скважин, а также снижения затрат на проведение мероприятий по интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов.

Список литературы

1. Петрофизическая модель баженовской свиты Приобского месторождения «Роснефти» / Д.В. Фёдорова, А.А. Астафьев, О.В. Надеждин, И.Д. Латыпов // Деловой журнал Neftegaz.ru. – 2020. – № 6 (102). – С. 76-84.

2. US Crude Oil Field Production. - https://ycharts.com/indicators/us_crude_oil_field_production

3. US Crude Oil Field Production. – https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=WCRFPUS2&f=W

4. Rystad Energy: US oil output poised to set yet another record in 2019 // Oilfield Technology. – 06 June 2019. – https://www.oilfieldtechnology.com/drilling-and-production/06062019/rystad-energy-us-oil-output-pois...

5. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала. – М.: ГЕОС, 2017. – 247 с.

6. Sampling a Stimulated Rock Volume: An Eagle Ford Example / K.T. Raterman, H.E. Farrell, O.S. Mora [et al.] // URTEC-2670034-MS. – 2017. - https://doi.org/10.15530/URTEC-2017-2670034

7. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению / А.А. Ахтямов, Г.А. Макеев, К.Н. Байдюков [и др.] // Нефтяное хозяйство, 2018. - № 5. – С. 94-97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-5-94-97

Резьбовые смазки выполняют важные функции при эксплуатации труб нефтяного сортамента. Они должны предохранять резьбовое соединение от задиров и заеданий в процессе свинчивания труб, обеспечивать низкий темп износа резьб, что возможно при высоком качестве триботехнических характеристик смазок. Не менее важны их герметизирующие свойства, позволяющие предохранять резьбовые соединения от пропусков и промывов в условиях эксплуатации.

В статье рассмотрены этапы разработки, испытаний и организации производства резьбовых смазок для труб нефтяного сортамента. В стендовых и опытно-промысловых испытаниях оценены основные эксплуатационные характеристики резьбовых смазок. В квалификационных испытаниях на натурных образцах труб на стенде СТС-2500 исследованы износостойкость обсадных труб диаметром 178 мм, насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и замков приварных ЗП-127-62 при применении разработанных смазок. Испытания на герметичность проводили на образцах обсадных труб диаметром 178 мм и насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Опытно-промысловые испытания проведены в 2018 г. в ООО «РН-Юганскнефтегаз» (г. Пыть-Ях) на насосно-компрессорных трубах диаметром 73х5,5 мм при свинчивании - развинчивании и гидравлических испытаниях на ремонтных и новых трубах производства ПАО «Синарский трубный завод», ОАО «Газпромтрубинвест» и ОАО «Первоуральский трубный завод». В условиях бурения опытно-промысловые испытания проведены также в 2019 г. в ООО «РН-Бурение» на бурильных трубах IEU 127х9,19 «G» NC50 производства ТМК. По результатам выполненных работ резьбовые смазки допущены к применению в трубах нефтяного сортамента при строительстве и эксплуатации скважин. В ПАО «НК «Роснефть»-МЗ «Нефтепродукт» организовано промышленное производство резьбовых смазок. Осуществлены монтаж и ввод в эксплуатацию промышленной установки мощностью до 600 т/год.

Подсчет запасов и ресурсов является одной из важных задач в деятельности любой нефтегазовой компании. Цель независимого подсчета или аудита состоит в точной отчетности по запасам и ресурсам в соответствии с конкретной системой классификации и применяемыми нормативными и финансовыми положениями. С 2013 г. АО «Зарубежнефть» проводит не только учет запасов собственных активов по российской классификации запасов и ресурсов, но и ежегодный аудит запасов по международной классификации SPE-PRMS, разработанной Международным Обществом Инженеров-нефтяников (SPE) и Комиссией по ценным бумагам и биржам США (SEC). С 2021 г. Группа по запасам и ресурсам, в состав которой входят специалисты НТЦ АО «ВНИИнефть», выполняет аудит запасов для АО «Зарубежнефть» самостоятельно, без привлечения международных аудиторских фирм. В 2021 г. аудит запасов выполнен по 43 месторождениям АО «Зарубежнефть»: 27 месторождений Российской Федерации, 3 месторождения Республики Узбекистан, 2 месторождения Арабской Республики Египет, 11 месторождений Социалистической Республики Вьетнам. В 2022 г. перечень оцениваемых активов увеличился до 50 месторождений. В связи с ростом объемов работ возникла необходимость в автоматизации процессов оценки и сокращении временных затрат. В 2021 г. были начаты работы по созданию программного обеспечения для проведения аудита запасов углеводородов по международной классификации SPE‑PRMS. В настоящее время веб-приложение опробовано и позволяет хранить результаты геологической оценки в формате волюметрических таблиц, проводить инженерные расчеты и формировать отчетные материалы.

Список литературы

1. Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System. - https://millerandlents.com/wp-content/uploads/2020/03/2011-Guidelines-for-Application-of-the-PRMS.pd...

2. Petroleum Resources Management System (revised June 2018) Version 1.01 – https://www.spe.org/industry/docs/PRMgmtSystem_V1.01_RUS-FINAL.pdf

3. Развитие методологии и программного обеспечения для проведения аудита запасов УВ по международной классификации SPE-PRMS в Группе компаний АО «Зарубежнефть» / А.Т. Хамитов, Н.Ю. Чуранова, И.А. Кожемякина, Н.О. Калпахчев // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-88-93.

RN-ROSPUM - программный комплекс, который специалисты более чем 25 добывающих предприятий ПАО «НК «Роснефть» ежедневно используют для подбора и анализа работы оборудования для добычи нефти. За свою более чем 15-летнюю историю RN-ROSPUMP прошел путь от обычного калькулятора для расчета насосов до одного из флагманов корпоративной линейки программного обеспечения. Выступая как элемент цифровизации механизированной добычи нефти, RN-ROSPUMP является не просто инструментом для подбора насосного оборудования, но и проактивным помощником технологического персонала в части мониторинга и контроля процессов добычи нефти. В статье представлено краткое описание этапов развития и функционала RN-ROSPUMP как корпоративного программного продукта для подбора и оптимизации режимов работы оборудования для добычи нефти. В настоящее время этот программный продукт позволяет осуществлять эти функции практически для всех технологий добычи нефти. Кроме того, с его помощью можно решать таких задачи, как прогнозирование и выбор технологий борьбы со скважинными осложнениями и повышение энергоэффективности добычи. Разработчики программы осуществляют непрерывное взаимодействие с ее пользователями на промысловых объектах, регулярно проводят обучение и обмен опытом. Функционал RN-ROSPUMP постоянно расширяется, в том числе благодаря внедрению результатов научно-технических разработок в области механизированной добычи нефти ПАО «НК «Роснефть» и цифровых технологий. Основные направления развития программного продукта связаны с современными тенденциями в механизированной добыче нефти и новыми требованиями к архитектуре и взаимодействию с другими IT-продуктами корпоративной линейки ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. «Роснефть» расширила коммерческую линейку наукоемкого программного обеспечения // Нефтяное хозяйство. – 2022. – №3. – С.6-7.

2. Топольников А.С. Прогнозирование солеотложения в скважине при автоматизированном подборе насосного оборудования // Инженерная практика. – 2009. – №1. – С.16-21.

3. Об оптимизации периодического режима эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в ПАО «НК «Роснефть» / А.А. Пашали, Р.С. Халфин, Д.В. Сильнов, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №4. – С.92-96. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-92-96

4. Методика расчета и подбора дизайнов установок винтовых насосов с погружным и поверхностным приводами для добычи нефти / М.Г. Волков, Р.С. Халфин, А.Р. Брот, [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2018. – №6. – С.32-37.

5. Технология увеличения добычи нефти из малопродуктивных скважин / К.Р. Уразаков, Э.В. Абрамова, А.С. Топольников, Р.З. Миннигалимов // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. – 2013. – №4. – С. 201-211.

6. Гилаев Г.Г., Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р. Современные методы насосной добычи нефти. – Уфа: Восточная печать, 2016. – 410 с.

7. Комплексный расчет температурного режима установки электроцентробежного насоса / С.Е. Здольник, К.Р. Уразаков, К.А. Бондаренко, А.В. Алфёров // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 36–41.

8. Динамическая модель штанговой насосной установки для скважин с направленным профилем ствола / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов, [и др.] // Научные труды НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР. – 2017. – № 4. – С. 74–82.

9. Косилов Д.А., Миронов Д.В., Наумов И.В. Корпоративная информационная система «Мехфонд»: достигнутые результаты, среднесрочные и долгосрочные перспективы // Нефтяное хозяйство. – 2018. – №11. – С.70-73. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-70-73

10. Мониторинг и управление осложненным фондом скважин на основе информационной системы «Мехфонд» ПАО «НК «Роснефть» / М.Г. Волков, А.Ю. Пресняков, И.Г. Клюшин, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №2. – С.90-94. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-90-94

Для снижения потерь от испарения при хранении легкоиспаряющихся жидкостей в наземных стальных цилиндрических резервуарах используют наружные плавающие покрытия (НПП). Из-за отсутствия стационарной крыши конструкция НПП должна быть способна к восприятию снеговых и ветровых нагрузок, достигающих значительных величин на территории Российской Федерации. Особенностью указанных нагрузок является их эксцентричное приложение, что увеличивает вероятность отказа резервуара. Ранее выполненные исследования показали, что снеговая и ветровая нагрузки взаимосвязаны, а неравномерность толщины снегового покрова на покрытиях сооружений вызвана неоднородностью поля скоростей снеговетрового потока. При этом ранее на моделях резервуаров в аэродинамической трубе характеристики течения ветрового потока в пространстве внутри резервуара, являющиеся причиной эксцентричности снегового и ветрового воздействия на НПП, не изучались.

В статье приведены результаты исследования характера течения и распределения скоростей ветрового потока в пространстве внутри резервуара, который представляет собой открытый сверху круговой цилиндр. Исследования проведены методом физического моделирования на модели резервуара размера с соотношением высоты и диаметра H/D=0,53 в масштабе 1/100 в аэродинамической трубе. Изучено также влияние положения НПП относительно резервуара и конструкции НПП на характер течения. Скорость потока в аэродинамической трубе составляла 22-23 м/с, число Рейнольдса – (3-4)·10⁵. Установлено, что при обтекании ветровым потоком открытой сверху цилиндрической емкости в пространстве внутри емкости над НПП формируются глобальный вихрь с горизонтальной осью, перпендикулярной направлению невозмущенного потока, а также несколько локальных вихрей. Глобальный вихрь формирует возвратные течения, направленные противоположно невозмущенному потоку, на большей части поверхности НПП. Скорость возвратных течений с увеличением относительной высоты НПП снижается вследствие уменьшения размеров глобального вихря. Скорость возвратного течения потока на поверхности НПП неоднородна. Неоднородность скоростей потока на поверхности НПП создает эксцентричность ветровой нагрузки, действующей на НПП. Полученные в результате исследований значения аэродинамических коэффициентов могут быть использованы при расчете ветровой нагрузки на НПП натурных резервуаров, имеющих соотношение характерных размеров H/D около 0,5.

Список литературы

1. Пенина Е.С. Экологический и экономический эффект от замены резервуаров ЖБР на РВСПК в резервуарном парке ЛПДС «Никольское» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 2. – С. 66–67.

2. Гадельшин, Р.З. Плавающие покрытия резервуаров: анализ эффективности и направления совершенствования / Р.З. Гадельшин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 4. – С. 96–101.

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

4. Myers Ph.E. Aboveground storage tanks. – New York: McGraw-Hill, 1997. – 685 p.

5. Дюнин А.К. Механика метелей. – Новосибирск: СО АН СССР, 1963. – 378 с.

6. Emission Factor Documentation for AP-42. Section 7.1 Organic Liquid Storage Tanks. Final Report.. – https://www3.epa.gov/ttn/chief/ap42/ch07/bgdocs/b07s01.pdf

7. Гадельшин Р.З. Исследование эффективности периферийных уплотнений наружных плавающих покрытий резервуаров // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 102–106. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-4-102-106

8. Palmer S.C. Design of floating roofs on oil storage tanks to withstand wind loading – A review with recommendations // Journal of the Institute of Mechanical Engineers – 1986. – C257/86. – P. 23–31.

9. Горлин С.М., Коренберг Л.Н. Аэродинамические исследования моделей резервуаров большой емкости // Строительная механика и расчет сооружений. – 1968. – № 4. – С. 11–13.

10. Holroyd R.J. On the behavior of open topped oil storage tanks in high winds. Part 1. Aerodynamic aspects // Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics. – 1983. –No. 12. – P. 329–352.

11. Marchman, J.F. Wind effects on floating surfaces in large open top storage tanks // Proc. 3d International Conference Wind Effects an Buildings and structures. Tokyo, 1971. – Р. 327–334.

12. Ziolko J. Modelluntersuchungen der Windeinwirkung auf Stahlbehalter mit Schwimmdach // Stahlbau. – 1978. – No 11. – Р. 321–329.

13. Runchal A.K. Hydrocarbon vapor emissions from floating roof tanks and the role of aerodynamic modifications // Journal of the Air Pollution Control Association. – 1978, 28/5. – P. 498–501.

14. Uematsu Y., Koo C., Kondo K. Wind loads on open-topped oil storage tank // VI International Colloquium Bluff Bodies Aerodynamics & Applications. Milano, 2008.

15. Фабрикант Н.Я. Аэродинамика. Общий курс – М: Наука, 1964. – 816 с.

В статье рассмотрены результаты проведенного на территории Самотлорского месторождения модельного эксперимента по восстановлению почвенного плодородия на природных субстратах. Исследованы почвенные субстраты, обычно используемые при проведении рекультивационных мероприятий по восстановлению нарушенных в результате хозяйственной деятельности земель, расположенных в гумидных условиях с залеганием мерзлых пород. В эксперименте изучены природные субстраты в виде торфа или песка, либо их смеси. Анализ качественных характеристик гумуса показал эффективное восстановление гумусового горизонта на рекультивируемых землях. В течение десятилетнего наблюдения оценено депонирование углерода исследуемыми молодыми почвами, что может быть использовано при разработке углеродных проектов по связыванию парниковых газов. В связи с отсутствием в районе исследований сведений о депонировании углерода в фитомассе и в почве в условиях ведения нефтяного хозяйства данное исследование является актуальным. В частности, изучение качественных характеристик углерода в почвах и грунтах, достаточных для проведения рекультивационных мероприятий для восстановления нарушенных земель, позволяет сформировать понимание «эффективного грунта», который позволит уменьшить разницу в балансе между фитомассой и эмиссией углекислого газа в атмосферу. Результаты модельного эксперимента могут стать основой для планирования мероприятий по восстановлению нарушенных в результате хозяйственной деятельности земель Самотлорского месторождения, а также иных территорий, расположенных в гумидных условиях с залеганием мерзлых пород.

Список литературы

1. Dergacheva M.I. Humic substances and their information importance in biosphere // Advances in natural organic matter and humic substances research: Proceedings Book of the Communications presented to the 15th Meeting of the International Humic Substances Society, Puerto de la Cruz, 27 июня – 02 2010 года. – Puerto de la Cruz: The Institutional The Institutional Repository of Consejo Superior de InvestigacionesCientíficas (CSIC), 2010. – P. 237-240.

2. Александрова Л.Н. Органическое вещество почвы и процессы ее трансформации. – Л.: Наука: Ленингр. отделение, 1980. – 287 с.

3. Базилевич Н.И., Титлянова А.А. Биотический круговорот на пяти континентах: азот и зольные элементы в природных наземных экосистемах. – Новосибирск: Изд-во Сибирского отделения РАН, 2008. – 376 с.

4. Тюрин И.В., Найденова О.А. К характеристике состава и свойств гуминовых кислот, растворимых в разведенных щелочах непосредственно и после декальцирования // Труды Почвенного института им. В.В. Докучаева. – 1951. – Т. 38. – С. 59–64.

5. Korkina I.N., Vorobeichik E.L. Non-typical degraded and regraded humus forms in metal-contaminated areas, or there and back again // Geoderma. – 2021. – V. 404. – 115390. – https://doi.org/10.1016/j.geoderma.2021.115390

6. Коркина Е.А. Самовосстановление нарушенных техногенезом почв Среднего Приобья. – Нижневартовск: Нижневартовский гос. ун-т, 2015. – 158 с.

7. Попов А.И. Гуминовые вещества: свойства, строение, образование / под ред. Е.И. Ермакова. – СПб.: Изд-во С.-Петерб. ун-та, 2004. – 245 с.

8. Коркина Е.А., Бакланова И.С. Расчет климатического показателя для электронной карты почвенно-экологической оценки земель таежной зоны Западной Сибири (в пределах Нижневартовского района) // Бюллетень науки и практики. – 2017. – № 5(18). – С. 86–94.

9. Родин Л.Е., Ремезов Н.П., Базилевич Н.И. Методические указания к изучению динамики и биологического круговорота в фитоценозах. – Л.: Наука, 1968. – 143 с.

10. Плотникова Т.А., Орлова Н.Е. Использование модифицированной схемы Пономаревой-Плотниковой для определения состава, природы и свойств гумуса почв // Почвоведение. – 1984. – № 8. – С. 120.

11. Орлов Д.С. Химия почв. - М.: МГУ, 1992. - 400 с.

12. Бирюкова О.Н. Содержание и состав гумуса в основных типах почв России / О. Н.Бирюкова, Д. С. Орлов // Почвоведение. – 2004. – № 2. – С. 171–188.