Процессы формирования уникальных и крупных месторождений углеводородов на больших глубинах изучены крайне слабо. Наиболее дискуссионный вопрос касается механизмов локализации нефти и газа в условиях гидродинамической закрытости углеводородных систем автоклавного типа. Такая геофлюидодинамическая обстановка характерна для подсолевого нефтегазоносного этажа центральной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции, где основной нефтегазоматеринской средой является мощная толща глубоководных отложений без регионально выдержанных дренажных слоев, а мелководные карбонатные постройки включают в себя колоссальные объемы фазообособленных углеводородов. В статье обсуждается начальная стадия резервации пустотного пространства под масштабное нефтегазонакопление во внутрибассейновых карбонатных постройках, а также склоновых глубоководных конусах выноса. Вопрос имеет важное значение для развития геофлюидодинамической концепции поисков уникальных и крупных месторождений нефти и газа на больших глубинах

Список литературы

1. Абукова Л.А., Волож Ю.А. Геофлюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления осадочных бассейнов // Геология и геофизика. – 2021. – Т. 62. – № 8. – С. 1069‒1080. - DOI: 10.15372/GiG2021132

2. Геофлюидодинамическая концепция поисков скоплений углеводородов в земной коре / Л.А. Абукова, Ю.А. Волож, А.Н. Дмитриевский, М.П. Антипов // Геотектоника. – 2019. – № 3. – С. 79–91. - https://doi.org/10.31857/S0016-853X2019379-91

3. Углеводородные системы автоклавного типа Прикаспийской нефтегазоносной провинции (Россия): условия формирования на больших глубинах / Ю.А. Волож, Л.А. Абукова, М.П. Антипов [и др.] // Геотектоника. –2022. –№ 6. – С. 1–19.

4. Формирование месторождений нефти и газа в глубокопогруженных углеводородных системах: на пути к универсальной поисковой концепции / Ю.А. Волож, Л.А. Абукова, В.В. Рыбальченко, О.И. Меркулов // Геотектоника. –2022. –№ 5. –С. 27– 49. - DOI: 10.31857/S0016853X22050095

5. О границах и районировании Прикаспийской нефтегазоносной провинции / Ю.А. Волож, В.А. Быкадоров, М.П. Антипов [и др.] // Георесурсы. –2021. –Т. 23. – № 1. –С. 60–69. - https://doi.org/10.18599/grs.2021.1.6

6. Факторы, обуславливающие формирование и сохранность скоплений жидких углеводородов на глубинах свыше 5 км / С.Ф. Хафизов, А.В. Осипов, К.И. Данцова [и др.] // В кн.: Геомодель-2020. 22-я научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа. Геленджик. – SPE, 2020. – С. 41. - DOI: 10.3997/2214-4609.202050058

7. К вопросу о глубинах формирования конусов выноса/ С.Ф. Хафизов, П.Е. Сынгаевский, О.Н. Бакуев, В.В. Шиманский // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. – 2003. – № 2 (38). – С. 11–20.

8. Вассоевич Н.Б., Геодекян А.А., Зорькин Л.М. Нефтегазоносные осадочные бассейны // В кн.: Горючие ископаемые: Проблемы геологии и геохимии нафтидов / под ред. Н.Б. Вассоевича. – М.: Наука, 1972. – С. 14–24.

9. Конторович А.Э., Богородская Л.И., Мельникова В.М. Анаэробные превращения органического материала в древних морских осадках // Известия АН СССР. Сер. геол. – 1974. – № 9. – С. 112–123.

10. Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах / под ред. Ю.А. Богданова. – М.: Наука, 1988. – 309 с.

11. Burton Z.F.M., Dafov L.N. Testing the Sediment Organic Contents Required for Biogenic Gas Hydrate Formation: Insights from Synthetic 3-D Basin and Hydrocarbon System Modelling // Fuels. – 2022. – № 3. – P. 555–562. - DOI:10.3390/fuels3030033

12. Thermal evolution of the New Zealand Hikurangi subduction margin: Impact on natural gas generation and methane hydrate formation – A model study / K.F. Kroegera, A. Plaza-Faverola, P.M. Barnesc, I.A. Pecherad // Marine and Petroleum Geology. – 2015. – V. 63. – P. 97–114. - DOI:10.1016/j.marpetgeo.2015.01.020

13. Особенности взаимодействия коллекторов, пластовых и технических вод при разработке нефтегазоконденсатного месторождения им. Ю. Корчагина / С.В. Делия, Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, С.Н. Попов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 18–22.

14. Орешкин И.В. Перспективы совместного изучения казахстанского и российского секторов Прикаспийской мегавпадины // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2018. – № 95. – С. 20–28.

В настоящее время наблюдается ситуация многовариантности существующих концепций формирования Прикаспийской впадины (ПКВ) обусловлена тем, что на сегодняшний день отсутствует информация о вещественном составе пород фундамента в Центрально-Прикаспийской депрессии (ЦПКД). Представления о них получены на основе косвенных методов (данные сейсморазведки и гравиметрии), так же свой вклад вносят неоднозначная интерпретация результатов геофизических исследований и малое число глубоких скважин, которые также не добавляют необходимой критической массы для понимания всего геодинамического эволюционного пути, который прошли ее глубинные недра.

При анализе основных существующих на данный момент концепций было выявлено, что ведущими факторами формирования Прикаспийской структуры являются процессы эклогитизации земной коры и рифтогенез. По итогу была выявлена несостоятельность процессов первой группы и второй (с широким проявлением процессов образования коры океанического типа), также были отсечены концепции по временному критерию, т.е. рассматривающие формирование структуры в постдокембрийское время.

Несмотря на отсутствие общего мнения по вопросу природы фундамента ПКВ, вызванного вышеуказанными причинами, авторами предпринята попытка пересмотра существующих взглядов на основе информации, полученной в последние годы. Был проведен критический анализ доступных материалов и опубликованной литературы по данной тематике, позволяющий более конструктивно говорить о возможной эволюции рассматриваемой геоструктуры.

В становлении Прикаспийской впадины выделяются три этапа: субдукционно-коллизионный (ранний протерозой), авлакогенный (поздний протерозой), термально-релаксационный, связанный с опусканием плюма, охлаждением и формированием структуры впадины (ранний палеозой).

Список литературы

1. Проблемы происхождения и развития Прикаспийской впадины / М.П. Антипов, В.А. Быкадоров, Ю.А. Волож, Ю.Г. Леонов // Геология нефти и газа. – 2009. – № 3. – С. 11–19.

2. Леонов Ю.Г., Волож Ю.А., Антипов М.П. Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования // Тр. Геологического института. – 2010. – № 593. – С. 1–64.

3. Механизмы образования сверхглубоких прогибов: Северо-Баренцевская впадина. Перспективы нефтегазоносности / Е.В. Артюшков, И.В. Беляев, Г.С. Казанин [и др.] // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № 5–6. – С. 821–846.

4. Добрецов Н.Л., Полянский О.П. О механизмах формирования глубоких осадочных бассейнов: достаточно ли данных для доказательства эклогитизации? // Геология и геофизика. – 2010. – Т. 51. – № 12. – С. 1687–1696.

5. Новый взгляд на формирование консолидированной коры Прикаспийской нефтегазоносной провинции / Ю.А. Волож, Г.Е. Некрасов, М.П. Антипов [и др.] // Тектоника и геодинамика Земной коры и мантии: фундаментальные проблемы-2022. – М.: ГЕОС, 2022. – С. 114–119.

6. Дружинин В.С., Начапкин Н.И., Осипов В.Ю. К проблеме тектонического районирования кристаллической коры Прикаспийской впадины и окружающих ее структур (существующие представления о глубинном строении и районировании) //Уральский геофизический вестник. – 2019. – № 2. – С. 37-45. - DOI: 10.25698/UGV.2019.2.4.37

7. Дружинин В.С., Начапкин Н.И., Осипов В.Ю. Сейсмогеоплотностное моделирование – основа для тектонического районирования кристаллической коры Прикаспийской впадины и окружающих структур// Уральский геофизический вестник. – 2019. – № 4. – С. 21–34.

8. Казьмин В.Г., Буш В.А., Тихонова Н.Ф. Пассивная окраина рифейского океана на юго-востоке Восточно-Европейской плиты: варианты реконструкций // Материалы XVIII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. – 2009. – С. 233–235.

9. Крылов Н.А., Авров В.П., Голубева З.В. Геологическая модель подсолевого комплекса Прикаспийской впадины и нефтегазоносность // Геология нефти и газа. – 1994. – Т. 6. – С. 32.

10. Оровецкий Ю.П. К проблеме генетического основания древней Восточно-Европейской платформы // Геофизический журнал. – 2010. – № 3. – С. 106–111.

11. Сейсмотомография Восточно-Европейской и Баренцево-Печорской платформ: трехмерная P-скоростная модель мантии под Волго-Уралией, Прикаспийской впадиной и Баренцево-Печорской платформой / Т.А. Цветкова, Л.А. Шумлянская, И.В. Бугаенко, Л.Н. Заец // Геофизический журнал. – 2010. - Т. 32. - № 5. - С. 35-50.

12. Цветкова Т.А., Бугаенко И.В., Заец Л.Н. Главная геодинамическая граница и сейсмическая визуализация плюмов Восточно-Европейской платформы // Геофизический журнал. – 2019. – Т. 41. – №1. - С. 135-152. - DOI: 10.24028/gzh.0203-3100.v41i1.2019.158868

13. Абилхасимов Х.Б. Тектоническое строение фундамента Прикаспийской впадины // Геология и охрана недр. – 2012. – № 4. – С. 30–39.

14. Милетенко Н.В., Федоренко О.А. Атлас литолого-палеогеографических, структурных, палинспастических и геоэкологических карт Центральной Евразии. – Алматы: Научно-исследовательский институт природных ресурсов ЮГГЕО, 2002. – 26 с.

В статье рассмотрены результаты проведенного 2D и 3D бассейнового моделирования подсолевых отложений Казахстанской части Прикаспийской впадины. Приведены исходные данные по тепловому потоку и геохимическим параметрам (общее содержание органического углерода, водородный индекс, мощность и кинетические схемы деструкции керогена) основных нефтегазоматеринских отложений.

Выполненные работы отражают влияние соляных диапиров на распределение температур в осадочном чехле Прикаспийской впадины, выраженное в неравномерном охлаждении подсолевых отложений. Результаты 2D моделирования позволили определить основные пути миграционных потоков углеводородных флюидов и выделить крупные зоны нефтегазонакопления. В ходе 3D моделирования удалось определить контуры основных очагов нефтегазогенерации, степень катагенетической преобразованности органического вещества нефтегазоматеринских отложений. В рамках работ был оценен численный вклад каждой производящей толщи в общий углеводородный потенциал региона. Удалось воспроизвести неоднородность насыщения разных бортов Прикаспийской впадины газовыми и жидкими флюидами. Согласно флюидодинамическому моделированию, более 70 % всех аккумулированных углеводородов заключено в визейско-башкирских и верхнедевонских отложениях, преимущественно в бортовых частях Прикаспийской впадины. В ходе работ проанализирован состав флюидов и его изменение по разрезу в пределах карбонатных платформ моделируемой области. В статье приводятся результаты моделирования перспективности верхнекаменноугольных и нижнепермских конусов выноса. Особенности данного комплекса отложений заключаются в больших глубинах залегания, неясном площадном распространении и неопределенных петрофизических параметрах. Полученные результаты могут быть использованы при выборе локальных перспективных участков в дальнейших более детальных исследованиях.

Список литературы

1. Фар Сиамак Мансури, Зуй В.И. Геотермическое поле и геология региона Каспийского моря // Журнал Белорусского гос. университета. География. Геология. – 2019. – № 1. – С. 104–118. – https://doi.org/10.33581/2521-6740-2019-1-104-118

2. Artemieva I.M., Mooney W.D. Thermal thickness and evolution of Precambrian lithosphere: A global study // Journal of geophysical research. – 2001. – V. 106. – P. 16387–16414. – https://doi.org/10.1029/2000JB900439

3. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation / F. Behar, M. Vandenbroucke, Y. Tang [et al.] // Organic Geochemistry. – 1997. – V. 26. – No. 5–6. – P.321–339. – https://doi.org/10.1016/S0146-6380(97)00014-4

4. Vandenbroucke M., Behar F., Rudkiewicz J.L. Kinetic modelling of petroleum formation and cracking: implications from the high pressure/high temperature Elgin Field (UK, North Sea) // Organic Geochemistry. – 1999. – V. 30. – No. 9. – P. 1105–1125. – https://doi.org/10.1016/S0146-6380(99)00089-3

5. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана: в 3-х т. / С.Ж. Даукеев [и др.]. – Алматы: РГП Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан, 2002. – Т. 3. Нефть и газ. – 248 с.

Прикаспийская впадина является перспективным нефтегазоносным объектом. Осадочный чехол разделяется на три комплекса – надсолевой, солевой и подсолевой. Наиболее изученным на сегодняшний день является надсолевой. В нем открыто наибольшее число промышленных скоплений углеводородов.

Прикаспийская впадина изучена неравномерно по площади и разрезу. Центральная часть наименее изучена из-за большой мощности осадочного чехла, достигающего более 20 км. Однако имеются предпосылки открытия новых месторождений нефти и газа в подсолевом комплексе.

Для установления нефтегазоносности в настоящее время применяется бассейновое моделирование и моделирование углеводородных систем. При использовании этих методов карты распределения общего органического углерода (ТОС), водородного индекса (HI) и типа керогена по площади изучаемого региона являются основой для определения очагов генерации углеводородов и необходимым элементом любой бассейновой модели. Для их построения нужны генерационные характеристики нефтематеринских толщ. Для этих целей авторами дополнительно исследовался керн методом Rock-Eval, отобранный из скв. Эмбинская 9, Кожасай ПГС 1, Восточный Акжар 5, Каракулкельды П 21. Но геохимических параметров керна скважин всегда недостаточно, распределены они неравномерно по площади и разрезу, что существенно снижает достоверность и детальность построений.

Так отсутствие аналитических данных по породам на большей части территории не позволяет однозначно выделять нефтегазоматеринские породы по площади. Однако анализ физико-химических свойств и состава нефти, биомаркеров для месторождений Тенгиз-Каратонской зоны и Южно-Эмбинского поднятия установил примерный возраст нефтематеринской толщи - девон-средний карбон. Это дает основание предполагать их широкое распространение и хороший генерационный потенциал.

На основе анализа опубликованных данных и проведенных исследований были выделены четыре нефтематеринские толщи - среднедевонская, верхнедевонская, нижнекаменноугольная и нижнепермская, построены карты распределения ТОС, HI и типа керогена для последующего моделирования углеводородных систем.

Список литературы

1. Исказиев К.О. Стратегия освоения ресурсов нефти и газа в подсолевых отложениях севера Прикаспийской синеклизы: дис. ... д-ра геол.-минер. наук. – М., 2021. - 387 с.

2. Позднепалеозойские органогенные постройки Казахстанского сегмента Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, С.Ф. Хафизов, Ю.В. Ляпунов [и др.]. – М.: URSS, 2019. – 250 с.

3. Милетенко Н.В., Федоренко О.А. Атлас литолого-палеогеографических, структурных, палинспастических и геоэкологических карт Центральной Евразии. - Алматы: Научно-исследовательский институт природных ресурсов ЮГГЕО, 2002. – 26 с.

4. Атлас палеонтологических остатков пермских отложений северного и восточного прибортовых сегментов Прикаспийской впадины (Казахстанская часть) / Л.З. Ахметшина [и др.]. – Актобе, 2013. – 242 с.

5. Атлас палеонтологических остатков, микрофаций и обстановок осадконакопления фаменско-каменноугольных отложений Прикаспийской впадины (Казахстанская часть) / Л.З. Ахметшина [и др.]. – Алматы, 2007. – 476 с.

6. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 344 с.

В статье приведены литологическая и геохимическая характеристики потенциально нефтематеринских пород на примере одной из скважин восточного борта Прикаспийской впадины. По комплексу геолого-геофизической информации выделено несколько крупных толщ, в составе которых по керновым и пиролитическим данным определены литотипы, обогащенные органическим веществом (ОВ). Структурно-текстурные и минерально-вещественные особенности пород во многом определяют характер распределения органического вещества. В статье авторами представлена развернутая литологическая характеристика различных литотипов, определены количество и закономерности распределения органического вещества, степень его зрелости и, как следствие, нефтематеринский потенциал той или иной породы. В работе приведена подробная литологическая характеристика разреза одной из скважин глубокого заложения подсолевого комплекса верхнего палеозоя. В ходе детального изучения кернового материала определены характеристики, позволившие сделать предположение об отнесении тех или иных толщ к потенциально нефтематеринским интервалам.

Изучение пород проводилось методами оптической микроскопии с выделением и описанием литотипов, при этом особое внимание уделялось характеру распределения органического вещества в породе. Для установления генерационного потенциала пород применялся метод Rock-Eval. В статье приведены основные геохимические параметры – общее содержание органического углерода в породе, водородный индекс и температура, соответствующая максимальному выходу углеводородов в пике S₂ (остаточный генерационный потенциал породы). В результате чего были определены классы нефтематеринских пород, тип керогена и стадии зрелости органического вещества.

Полученные результаты можно коррелировать с интервалами залегания пород схожих литотипов в составе аналогичных толщ в разрезе скважин, не охарактеризованных керном.

Список литературы

1. Особенности строения Приуральской краевой системы Восточно-Европейского континента в связи с нефтегазоносностью / М.П. Антипов, В.А. Быкадоров, Ю.А. Волож [и др.] // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения. – Алматы: КОНГ, 2015. – C. 264–280.

2. Абилхасимов Х.Б. Характеристика зон нефтегазонакопления и особенности размещения природных резервуаров в палеозойском комплексе Прикаспийской впадины // Геология и охрана недр. – 2011. – №3 (40). – С. 35–47.

3. Милетенко Н.В., Федоренко О.А. Атлас литолого-палеогеографических, структурных, палинспатических и геоэкологических карт Центральной Евразии. – Алматы: Научно-исследовательский институт природных ресурсов ЮГГЕО, 2002.

4. Савельева О.Л., Савельев Д.П., Чубаров В.М. Фрамбоиды пирита в углеродистых породах Смагинской ассоциации п-ова Камчатский мыс // Вестник камчатской региональной организации Учебно-научный центр. Сер. Науки о Земле. – 2013. – № 2 (22). – С. 144–151.

5. Влияние структуры пустотного пространства пород на разработку залежей в хадумских отложениях Восточного Предкавказья / А.В. Постников, А.Д. Мусихин, Н.А. Осинцева [и др.] // Геофизика. – 2016. – № 6. – С. 30–38.

6. Перспективы нефтегазоносности глубоководных нижнепермских отложений в пределах восточной части Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, Л.А. Савинова, Д.О. Алмазов, Ю.В. Ляпунов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 5. – С. 22–25. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-5-22-25

В статье описаны условия формирования и основные закономерности распространения потенциальных пород-коллекторов подсолевого комплекса верхнего палеозоя восточной и юго-восточной частей Прикаспийской впадины. Исследования проводились по комплексу геолого-геофизических данных, включая данные сейсморазведки, скважинной геофизики, керновые данные, а также по литературным данным с использованием примеров уже изученных отложений, близких к изучаемым по генезису. Отдельно рассмотрены литофациальные обстановки формирования как карбонатного, так и терригенного комплекса. Структурно-текстурные, вещественные особенности и набор литотипов изучаемых карбонатных природных резервуаров позволяют использовать седиментационную модель Дж. Уилсона с выделением зон, наиболее благоприятных для формирования коллекторского потенциала пород. Согласно этому, формирование карбонатного комплекса происходило в относительно мелководных обстановках с различной гидродинамикой среды. Наиболее высоким коэффициентом пористости обладают баундстоуны фациальной зоны органогенных построек и грейнстоуны тылового шлейфа. Кроме того, обязательным условием наличия пород-коллекторов с улучшенными характеристиками является приуроченность отложений к зонам гипергенеза.

Формирование терригенного комплекса происходило во время и в условиях растущего горного сооружения Урала, когда краевые прогибы заполнялись обломочным материалом, сносимым с орогена. Такого рода отложения характеризуются ритмическим строением и градационным распределением обломков внутри ритмов. В таких ритмах потенциальные коллекторы будут приурочены к основаниям ритмов, например в исследуемых скважинах наибольшей пористостью обладают песчаники. Однако отложения подобного генезиса будут отличаться высокой вертикальной анизотропией за счет относительно тонкого чередования пород. В настоящее время карбонатный комплекс является наиболее изученным, в нем уже открыты крупные месторождения нефти и газа. Терригенный подсолевой комплекс Прикаспийской впадины изучен слабо, однако нефтегазоносность отложений подобного генезиса уже доказана в пермских отложениях США.

Список литературы

1. Позднепалеозойские органогенные постройки Казахстанского сегмента Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, С.Ф. Хафизов, Ю.В. Ляпунов [и др.]. – М.: URSS, 2019. – 250 с.

2. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional textures. – Tulsa, Oklahoma, American Association of Petroleum Geologists, 1962.

3. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. – М.: Недра, 1980. – 463 с.

4. Handford C.R., Loucks R.G. Carbonate Depositional Sequences and Systems Tracts-Responses of Carbonate Platforms to Relative Sea-Level Changes. Chapter 1. – 1993.

5. Лусиа Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход. – Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, 2010. – 384 с.

6. Исказиев К.О., Хафизов С.Ф. Краткий обзор турбидитных комплексов пермского мегабассейна (Техас и Нью-Мехико, США). – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2020. – 192 с.

7. Горожанин В.М., Горожанина Е.Н. Нижняя пермь геопарка «Торатау»: ритмично-слоистые депрессионные и флишевые отложения Предуральского прогиба // Геологический вестник. – 2019. – №. 3. – С. 153–160. - DOI: http://doi.org/10.31084/2619-0087/2019-3-10

В работе представлен результат геологического дешифрирования системы линеаментов планетарных направлений Западного Казахстана и установлена их связь с нефтегазоносностью. Приводятся краткие сведения об истории изучении регулярной (регматической) сети линеаментов (планетарной трещиноватости, мегатрещиноватости) и возражения противников существования такой сети. Важность изучения регулярной сети линеаментов связана с тем, что они являются зонами повышенной проницаемости, что, очевидно, имеет значение для прогноза нефтегазоносности и выявления участков развития трещинных коллекторов. Выявление характеристик регулярной сети позволяет прогнозировать эти зоны и в тех случаях, когда их фрагменты не дешифрируются.

В работе обсуждаются возражения против дизъюнктивной природы линеаментов и показывается, что невоспроизводимость схем дешифрирования линеаментов и их недостоверность могут быть преодолены при выполнении некоторых правил при проведении геологического дешифрирования. В статье обсуждаются вопросы воспроизводимости результатов геологического дешифрирования линеаментов на космических снимках и приводятся рекомендации по получению воспроизводимых результатов. Описываются методика и исходные материалы работы и приводятся результаты дешифрирования снимков с помощью программы LESSA.

Изображения дешифрировались на двух масштабных уровнях – 1:10 000 000 и 1:25 000. Территория Западного Казахстана была изучена по изображениям Landsat 5, 7 и 8 (использованы монохромные и синтезированные изображения).

На изображениях Прикаспия и Туранской плиты масштаба 1:10 000 000 установлена система пучков линеаментов планетарных направлений с закономерными расстояниями между однонаправленными линеаментами. Установлено, что основные месторождения нефти располагаются в узлах пересечений пучков широтного и северо-восточного направления.

Более подробно (в масштабе 1:25 000) рассмотрен узел пересечения линеаментов всех направлений, расположенный у слияния р. Эмба и Темир. Здесь также выделяются пучки линеаментов планетарных направлений, но с меньшими расстояниями между однонаправленными пучками. Известные месторождения – Кенкияк, Жанажол, Амбекмола попадают в узлы их пересечений.

В результате выявлены геометрические характеристики сети линеаментов и геометрическая приуроченность крупных месторождений к узлам их пересечений.

Список литературы

1. Шульц С.С. Планетарная трещиноватость (основные положения) // В кн.: Планетарная трещиноватость. – Л.: Изд-во ЛГУ, 1973. – С. 5–37.

2. Буш В.А. Анализ Космогеологической карты СССР м-ба 1:2 500 000 // В кн.: Космогеология СССР / под ред. В.Н. Брюханова и Н.В. Межеловского. – М.: Недра, 1987.

3. Садовский М.А. О блоковой структуре литосферы Земли // Успехи физических наук. – 1985. – Вып. 147. – С. 421–422.

4. Лопатин Д.В. Геоморфологическая индикация глубинных рудоносных структурных форм // Вестник МГУ им. М.В. Ломоносова. Серия 5. География. – 2011. – № 1. – С. 28–35.

5. Лопатин Д.В. Линеаментная тектоника и месторождения-гиганты // Исследование Земли из космоса. – 2002. – № 2. – С. 77–90.

6. Белозеров В.Б. Планетарная трещиноватость и процессы разработки залежей углеводородов // Известия Томского политехнического университета. – 2015. – Т. 326. – №1. – С. 6–13.

7. Линеаменты, планетарная трещиноватость и регматическая сеть: суть явлений и терминология / Н.В. Короновский, Г.В. Брянцева, М.А.Гончаров [и др.] // Геотектоника. – 2014. – №2. – С. 75–88.

8. Милосердова Л.В. Зависимость параметров мегатрещиноватости от масштаба дешифрируемых снимков // Известия вузов. Геология и разведка. –1982. – № 3. – С. 156–158.

9. Милосердова Л.В. О влиянии масштабного фактора на преимущественную ориентировку мегатрещиноватости // Вестник МГУ им. М.В. Ломоносова. Серия 4. Геология. – 1982. – № 4. – С. 99–103.

Несмотря на многолетние исследования, линеаменты, как визуальные объекты, выделяющиеся на космических изображениях и отражающие в ландшафте зоны пониженной прочности пород, а также границы тектонических блоков изучены еще недостаточно. Для выделения и геометризации зон развития трещинных коллекторов в домезозойском разрезе необходимо определить области концентрации линеаментов. Изучению линеаментов способствует развитие компьютерных технологий выявления и обработки линейных элементов изображения. Для дешифрирования линеаментов использовалась мозаика космических изображений, полученных со спутника Landsat-7. Используется функция программы «плотность штрихов» в программе LESSA. На основе отдешифрированных линеаментов программой были выявлены обобщенные протяженные линеаменты.

Следовательно, для выделения перспективных зон развития трещинных коллекторов в общей системе поля трещиноватости необходимо картировать зоны максимальной их концентрации.

Выявлены зоны максимальной концентрации трещинных коллекторов, которые приурочены к унаследованно развивающимся планетарным системам, заложенным еще в период литификации. На схемах, выстроенных с помощью пакета программ LESSA, они выглядят как пучки однонаправленных линеаментов.

Зоны сгущения линеаментов могут рассматриваться как перспективные объекты развития коллекторов трещинного типа и нетрадиционных залежей углеводородов. Закартированы крупные зоны развития трещинных коллекторов. Выявлен 101 объект для более детальных исследований. В центральной части исследуемой территории выявлены единичные, небольшие по размерам объекты. Большая часть выявленных объектов приурочена к западу территории в районе Жангалинского и Бокейординского районов. Размеры зон развития трещинных коллекторов не превышают 10-12 км. Выявленные зоны сгущения линеаментов (узлы) могут рассматриваться как возможные территории развития коллекторов трещинного типа и, соответственно локализации нетрадиционных залежей углеводородов.

Список литературы

1. Амурский Г.И. Дистанционные методы изучения тектонической трещиноватости пород нефтегазоносных территорий. – М.: Недра, 1988. – 164 с.

2. Златопольский А.А. Автоматизация линеаментного анализа – методика LESSA. Протяженные линеаменты. Методический обзор // Динамическая геология. - 2020. - №1. – С. 55-66.

Предверхоянский краевой прогиб территориально приурочен к республике Саха (Якутия), в тектоническом плане он входит в состав Сибирской платформы, являясь ее восточным обрамлением, его площадь составляет 520 тыс. км². Согласно нефтегазогеологическому районированию исследуемый район относится к Предверхоянской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции. Прогиб протягивается от низовий р. Лены до среднего течения р. Алдан. Форма прогиба напоминает своеобразную дугу.

Начало геологического изучения территории Предверхоянского краевого прогиба приходится на конец 40-х, начало 50-х гг. прошлого века. В 1951 г. специалистами Якутского геологического управления составляется перспективный план поисковых и разведочных работ на нефть и газ на 1955-1960 гг. В ходе выполнения плана были открыты два месторождения – Усть-Вилюйское (1956 г.) и Собо-Хаинское (1961 г.). В 70-80-х гг. на территории прогиба проводилось параметрическое бурение, а также выполнялись сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки (МОГТ) в бассейне р. Соболох-Маян, однако, в результате этих и последующих геологоразведочных работ (ГРР) не было сделано открытий промышленных скоплений углеводородов (УВ). Таким образом, высокие перспективы нефтегазоносности Предверхоянского краевого прогиба в настоящее время не доказаны.

На основе опубликованных данных по территории республики Саха (Якутия) в пределах Ленской ветви Предверхоянского прогиба автором было проведено бассейновое 3D моделирование. Проанализированы и описаны качественные и количественные критерии перспектив нефтегазоносности исследуемой территории. Представлены рекомендации по перспективным направлениям геологоразведочных работ.

Для выполнения бассейнового моделирования было использовано программное обеспечение PetroMod компании Schlumberger. По результатам выполненного 3D моделирования были проанализированы следующие условия нефтегазоносности – палеоструктурные, литолого-фациальные и геохимические условия. Также рассмотрены катагенетическая эволюция, степень выработанности генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород (НГМП), оценены процессы миграции и аккумуляции УВ.

Список литературы

1. Особенности строения, осадочные комплексы и углеводородные системы Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна / С.В. Фролов, Е.Е. Карнюшина, Н.И. Коробова [и др.] // Георесурсы. - 21 (2). - С. 13-30.

2. Астахов С.М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования. – Ростов-на-Дону: Контики, 2015. – 256 с.

3. Перспективы нефтегазоносности кембрийских барьерных рифовых систем Сибирской платформы в свете новых геолого-геофизических данных / М.А. Масленников, С.С. Сухов, П.Н. Соболев [и др.] // Геология нефти и газа. - 2021. - № 4. – С. 29-50.

4. Парфенова Т.М., Каширцев В.А., Коровников И.В. Новые находки нафтидопроявлений в породах среднего кембрия на северо-востоке Сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и правктика. – 2014. – Т. 9. - № 2.

5. Соболев П.Н., Смирнов Е.В., Сагимбаев Е.Т. Перспективы поисков сланцевой нефти в иниканской и куонамской формациях на территории Восточной Сибири. - https://spmi.ru/sites/default/files/imci_images/sciens/document/2017/Смирнов.pdf

6. Баженов Т.К., Дахнова М.В., Жеглова Т.П. Нефтематеринские формации, нефти и газа докембрия и нижнего-среднего кембрия Сибирской платформы / под ред. А.И. Варламова, А.П. Афанасенкова. – М.: ВНИГНИ, 2014. – 128 с.

7. http://heatflow.org/thermoglobe/worldmap/

В последние годы все больше проявляется тенденция к усложнению геологического строения и уменьшению числа новых месторождений углеводородов. Таким образом, для поддержания и пополнения ресурсной базы необходимы современные методы исследований, позволяющие детально воспроизводить геологическое строение глубокозалегающих горизонтов.

В статье рассматривается современный подход к детальному изучению и моделированию аллювиальных полифациальных систем палеорусел с целью поиска перспективных объектов для геологоразведочных работ. В качестве примера изучен один из пластов Тюменской свиты месторождения в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Используемый подход включает полный спектр исследований, начиная от изучения результатов интерпретации 3D сейсморазведочных работ до анализа неопределенностей и оценки ресурсной базы. Наибольшее распространение в рамках анализа аллювиальных континентальных отложений получил метод спектральной декомпозиции, который позволяет геометризовать врезанные тела и провести сейсмофациальное районирование. После анализа сейсморазведочных работ особое внимание уделялось скважинному анализу и корреляции выделенных объектов с геофизическими исследованиями скважин. Таким образом, после детального анализа результатов интерпретации сейсморазведочных работ в разрезе со скважинной информацией получена итоговая концептуальная модель, которая в свою очередь может быть заложена в основу дальнейшего 2D или 3D геологического моделирования. В процессе моделирования следует учитывать значительную неоднородность и неопределенность геологического строения таких систем. Даже самые современные способы проведения и интерпретации сейсморазведочных работ пока не могут дать четкую зональность распространения коллекторов в пределах таких отложений. Поэтому для построения геологической модели и последующей оценки ресурсной базы следует использовать вероятностное моделирование, закладывая диапазоны варьируемых параметров. Таким способом в условиях достаточно больших неопределенностей можно будет получить вероятностную картину перспективных объектов для дальнейших геологоразведочных работ.

Список литературы

1. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972-1012.

2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

3. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе керном. - Тверь: ГЕРС, 2011, 152 с.

4. Белозёров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. – 2011. – Т. 319. – № 1: Науки о Земле. – С. 116-123.

Целенаправленная работа ПАО «НК «Роснефть» по развитию Системы повышения производственной эффективности (ППЭ), в частности, в разведке и добыче, является одной из ключевых стратегических инициатив Стратегии «Роснефть -2030». Компания проводит масштабную работу по сокращению эксплуатационных затрат и капитальных вложений за счет внедрения лучших технико-технологических и организационных решений в производстве и тиражирования современных инновационных технологий, успешно прошедших отработку в реальном секторе производства. В этой работе принимают активное участие все добывающие Общества Группы (ОГ). Целью Системы ППЭ является постепенный переход от суммарного набора программ мероприятий для достижения оптимизационных эффектов к конкретизации производственных решений и/или технологических инструментов, за счет которых достигаются сокращения затрат и получение максимальных эффектов через проекты повышения производственной эффективности. Система ППЭ охватывает все основные направления производственной деятельности компании в Российской Федерации, связанные с процессом добычи углеводородов на суше. В статье приведены практические примеры проектов ППЭ по направлению «Энергетика в нефтегазодобыче». Омечено, что особое внимание уделяется обмену опытом между ОГ и тиражированию успешных проектов по всей компании. Для мониторинга этого процесса используется специальный инструмент – так называемый «улей тиражирования». В рамках ежегодного целеполагания для ОГ устанавливаются целевые показатели, направленные на достижение запланированной эффективности реализуемых проектов и покрытию нераспределенного потенциала повышения производственной эффективности нефтегазодобычи посредством новых проектов. Данные эффекты отражаются в бизнес-планах ОГ.

Список литературы

1. Исаков А.С., Лунин Д.А., Хорошев А.Н. Интегральный рейтинг Обществ Группы ПАО «НК «Роснефть» // Нефтяное Хозяйство – 2020. – № 11. – С. 16–19. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-16-19

2. Развитие рынка нефтесервисных услуг: успешный опыт ПАО «НК «Роснефть» / А.С. Исаков, Э.М. Лирон, Д.А. Лунин, А.Н. Хорошев // Нефтяное хозяйство – 2019. – № 11. – С. 8–12. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-8-12

3. Исаков А.С., Лирон Э.М. Управление эффективностью деятельности подрядчиков // Нефтяное хозяйство – 2019. – № 3. – С. 18–21. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-3-18-21

4. Аналитический обзор рынка нефтепромысловых услуг в ПАО «НК «Роснефть» (текущий и капитальный ремонт скважин) / А.С. Исаков, Э.М. Лирон, Е.Б. Розенбергер, А.Н. Хорошев // Газовая промышленность – 2021. – № 7. – С. 94–109.

5. Аналитический обзор рынка нефтепромысловых услуг в ПАО «НК «Роснефть» (гидравлический разрыв пласта) / А.С. Исаков, Э.М. Лирон, С.Н. Матвеев, А.Н. Хорошев // Газовая промышленность – 2021. – № 8. – С. 62–71.

6. Аналитический обзор рынка нефтепромысловых услуг в ПАО «НК «Роснефть» (перфорационно-взрывные работы) / А.С. Исаков, Э.М. Лирон, М.А. Басыров, А.Н. Хорошев // Газовая промышленность – 2021. – № 9. – С. 44–52.

7. Холопова Л. Совершенство нон-стоп // Сибирская нефть. – 2018. - №9(156). – С. 22–25. – https://www.gazprom-neft.ru/files/journal/SN156.pdf

8. Самойленко В.В. Бизнес – модели нефтесервисных услуг и эффективность нефтяных компаний // Экономика и управление: научно-практический журнал. – 2016. – № 4(132). – C. 87–93.

Концептуальная геологическая модель – это авторское представление о рассматриваемом объекте с учетом условий осадконакопления, формирования фильтрационно-емкостных свойств и пространственного распространения продуктивных интервалов, которое базируется на накопленном опыте и всем объеме фактических данных. Выполненная работа направлена на изучение одного из крупнейших активов ПАО «НК «Роснефть», расположенного в Восточной Сибири. Объектом изучения в являлся вендский комплекс в интервале ванаварской и оскобинской свит, представленный терригенными, карбонатными и терригенно-сульфатно-карбонатными отложениями. Для уверенного картирования продуктивных пластов в условиях сложного неоднородного геологического строения, обусловленного частой сменой литологического состава и выклиниванием пластов, необходимо иметь комплексное представление об объекте. Методический подход, предложенный специалистами ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», включает принципы детальной корреляции и комплекс анализов, направленный на изучение свойств пород-коллекторов и их пространственного размещения на основе данных лабораторных исследований кернового материала, стандартных и специальных методов геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведочных работ МОГТ-3D. В результате работ выделены коррелируемые литостратиграфические пачки, даны их качественная и количественная характеристики, определены закономерности их распространения по площади и оценен добычной потенциал. Комплексный подход и последовательный анализ позволили получить достоверную трехмерную геологическую модель, которая может быть использована для прогноза развития зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, планирования разведочного и эксплуатационного бурения, а также для оценки ресурсного потенциала.

Список литературы

1. Спектральная декомпозиция - эффективная методика для изучения геологических особенностей, на примере месторождений Восточной Сибири / А.А. Козяев, А.Н. Бибик, С.К. Квачко [и др.] // Геомодель 2016 – 18 научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа. – Геленджик, 2016.

2. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления / Н.В. Мельников, М.С. Якшин, Б.Б. Шишкин [и др.]. – Новосибирск: Гео, 2005. – 428 с.

3. Кочнев Б.Б. Обстановки осадконакопления ванаварской свиты венда Сибирской платформы // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2008. – Т. 16. – № 1. – С. 22-33

В статье рассмотрена задача об определении оптимального с экономической точки зрения числа скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений в условиях заданного ограничения темпа отбора его оптимизации. Подобные задачи могут возникать при наличии точки сбыта продукции в непосредственной близости от промысла, а также в некоторых других случаях. Технико-экономическая модель процесса основана на экспоненциальной модели падения потенциального дебита скважин, скорректированной наличием инфраструктурных ограничений по добыче. Анализ технико-экономической модели показал возможность сокращения размерности задачи до двух безразмерных переменных: стоимости строительства скважины и темпа отбора. Оптимальное число скважин при этом описывается безразмерной величиной коэффициента наполнения в период постоянного темпа отбора. Решение оптимизационной задачи выполнено для широкого диапазона значений управляющих параметров, пессимистичные границы которых определены рентабельностью разработки, оптимистичные – максимальными для отрасли показателями. Решение представлено в графическом виде и в виде аналитического выражения для корреляции оптимального числа скважин и безразмерной стоимости строительства скважины и безразмерного темпа отбора. Показано, что наличие ограничений по темпу отбора снижает чувствительность оптимального числа скважин к вариациям продуктивности, стоимости строительства скважин и net-back цены на нефть по сравнению с оптимальными значениями в условиях отсутствия ограничений на темп отбора. Кроме того, ухудшение технико-экономических условий – снижение продуктивности и net-back цены на нефть, увеличение стоимости строительства скважины - приводит к сокращению оптимального числа скважин и длительности периода постоянного темпа отбора. Результаты работы можно использовать при выполнении аналитических оценок чувствительности проектных решений по разработке месторождений, удаленных от инфраструктуры трубопроводного транспорта или объектов, поддерживающих уровни добычи крупных месторождений.

Список литературы

1. Tokunaga H., Hise B.R. A Method to Determine Optimum Well Spacing // SPE-1673-MS. – 1966. - https://doi.org/10.2118/1673-MS

2. Оптимальные параметры системы разработки нефтяного месторождения / М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, С.А. Нехаев, Д.М. Карамутдинова // SPE-162089-MS. – 2012. - https://doi.org/10.2118/201987-MS

3. Расчет оптимальных параметров системы разработки газового месторождения / Р.Т. Апасов, Р.Р. Бадгутдинов, А.И. Варавва [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 74–78. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-74-78

4. Arps J.J. Analysis of Decline Curve // Trans. AIME. – 1945. – P. 228-247. - https://doi.org/10.2118/945228-G

5. Xiao-Hui Wu, Linfeng B., Kalla S. Effective Parametrization for Reliable Reservoir Performance Predictions // International Journal for Uncertainty Quantification. – 2012. – V. 2. – Issue 3. – P. 259–278. - https://doi.org/10.1615/Int.J.UncertaintyQuantification.2012003765

Основные месторождения Сургутского свода находятся на завершающей стадии разработки. Проектный фонд практически полностью реализован, и поддержание уровней добычи нефти происходит за счет проведения геолого-технических мероприятий. Повышение эффективности планирования мероприятий зависит от достоверности определения структуры текущих извлекаемых запасов нефти. Данная задача решается проведением расчетов с использованием трехмерных гидродинамических моделей. Значительная роль в оценке районов текущих извлекаемых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти отводится достоверному определению коэффициента вытеснения через коэффициент остаточной нефтенасыщенности. В Тюменском отделении «СургутНИПИнефть» ежегодно выполняется значительное количество лабораторных исследований коэффициентов остаточной нефтенасыщенности и вытеснения. Полученный опыт позволяет обобщать результаты исследования керна для различных нефтяных пластов месторождений Сургутского свода. В результате обобщения первичной информации по данным исследования керна получена зависимость остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности и пористости. Выполнено сравнение предложенного метода обоснования коэффициента остаточной нефтенасыщенности с другими методами, применяемыми в отрасли. В большинстве случаев метод позволяет получить более высокую сходимость с результатами лабораторных исследований, а следовательно, более высокую достоверность определения остаточной нефтенасыщенности. Полученная зависимость получила широкое распространение, поскольку учитывает фильтрационно-емкостные свойства пласта и характеризуется более высоким коэффициентом детерминации, что позволяет достоверно решать задачи моделирования разработки месторождений, определения структуры остаточных запасов и планирования успешных мероприятий. Предложенный подход к обоснованию коэффициента вытеснения может быть использован наряду с другими известными зависимостями при составлении проектных технических документов.

Список литературы

1. Новые данные изучения полноты вытеснения нефти водой/ В.П. Сонич, С.Л. Барков, М.Ф. Печеркин, Г.А. Малышев. – М.: ВНИИОЭНГ, 1997 г. – 32 с.

2. Костюченко С.В., Черемисин Н.А. Прямой расчет охвата вытеснением и локализация текущих извлекаемых запасов нефти в цифровых моделях / Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 94–98. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-94-98

3. Альвард А.А., Биглов А.Ш., Салихов М.Р. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой с использованием статистических моделей в условиях нефтяных месторождений АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 56–59. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-56-59

4. Янин А.Н. Оценка коэффициента вытеснения нефти водой по обобщенным зависимостям (на примере пластов группы Ю1 Нижневартовского свода) // Бурение и нефть. – 2014. – № 4. – С. 34–38.

В настоящее время единственным способом добычи битуминозной нефти является существенное снижение ее вязкости. В качестве агентов воздействии наиболее распространены пар и растворители или их комбинации. При освоении запасов битуминозных нефтей вследствие их высокой вязкостьи необходимы современные подходы, начиная от создания новых составов растворителей и заканчивая внедрением рентабельных технологий добычи природных битумов. При реализации пароциклического воздействия с растворителем происходят доотмыв породы от битуминозной нефти и увеличение коэффициента вытеснения битуминозной нефти.

В статье приведены результаты опытно-промысловых испытаний (ОПИ) закачки пара и композиции растворителя, разработанной в Альметьевском государственном нефтяном институте при реализации проекта с федеральной поддержкой в 2017–2020 гг. для повышения эффективности выработки запасов краевых зон залежей битуминозной нефти в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного пласта. В ходе ранее проведенных лабораторных экспериментов был разработан состав растворителя, который эффективно снижает вязкость нефти и предотвращает выпадение асфальтенов в пласте. При экспериментах на фильтрационной установке получено увеличение коэффициента вытеснения. Результаты лабораторных исследований подтверждены в ходе проведенных ОПИ. Закачка разработанного состава растворителя в пароциклические скважины, расположенные в краевых зонах пласта, позволила увеличить их дебиты нефти по сравнению с закачкой только пара вследствие доотмыва растворителем. Кроме того, установлено, что закачанный растворитель распространяется в латеральном направлении по пласту и достигает соседних пар нагнетательных и добывающих скважин, эксплуатируемых по технологии парогравитационного дренирования. В результате за счет воздействия растворителя увеличивается коэффициент охвата пласта и в разработку вовлекаются дополнительные запасы нефти.

Список литературы

1. Совершенствование технологии пароциклической обработки скважин с площадным применением растворителя / И.С. Закиров, А.Т. Зарипов, Е.Ф. Захарова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 102–106. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-102-106

2. Закиров И.С., Захарова Е.Ф., Саяхов В.А. Результаты комплексных экспериментальных исследований по выбору композиции растворителя для добычи битуминозной нефти // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 98–101. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-98-101

3. Закиров И.С., Захарова Е.Ф., Саяхов В.А. Исследование влияния паротеплового и химического методов воздействия на углеводородный состав битуминозной нефти // Нефтяная провинция. – 2019. – № 4(20). – С. 261–274.

4. Оценка коэффициента вытеснения по результатам лабораторных экспериментов на модели пласта с применением теплового воздействия и растворителей / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, А.Р. Разумов, И.Е. Белошапка // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2(18). – С. 197–209.

5. Пат. 2705135 РФ. Методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, В.А. Саяхов, Л.К. Шайдуллин; заявитель и патентообладатель ГБОУВО «Альметьевский государственный нефтяной институт». – № 2018137783, заявл. 25.10.2018; опубл. 05.11.2019.

6. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов [и др.]. – Казань: Фэн, 2011. – 189 с.

Кислотные обработки являются одним из самых распространенных способов повышения производительности скважин. Закачка кислоты направлена не только на борьбу с кольматацией призабойной зоны пласта, но и на увеличение проницаемости за счет растворения минералов и создания новых каналов фильтрации. Эффективность технологий зависит от многих факторов, в том числе от конкретных геолого-физических условий объекта и типа применяемых кислот или кислотных композиций. На практике часто выбор необходимого кислотного состава осуществляется без необходимого научно-методологического обоснования. Так, при выборе кислотной смеси для терригенного пласта не принимается во внимание минералогический состав пород интервала воздействия, что приводит к снижению эффективности обработок.

В статье рассмотрен комплексный научно-методологический подход к обоснованию выбора рецептурно-технологических решений, который учитывает особенности минералогического состава и термобарические условия пласта-коллектора. Выполнены ретроспективный анализ результатов кислотных обработок скважин месторождений СП «Вьетсовпетро», анализ минералогического состава пород-коллекторов с обоснованием выбора базовых составов для каждой группы, адаптация рецептур базовых составов для конкретных геолого-физических условий, комплекс лабораторных исследований и серия опытно-промысловых испытаний. Анализ минералогического состава пород-коллекторов показал, что песчаники на месторождениях СП «Вьетсовпетро» являются преимущественно аркозовыми. В качестве базовых для всех объектов рекомендованы кислотные составы с учетом повышенного содержания полевого шпата, с последующей корректировкой на основе данных о проницаемости, содержании глин, цеолитов, хлоритов и пластовой температуре. Разработана матрица выбора базовых кислотных составов при различных значениях проницаемости по основным терригенным продуктивным объектам на месторождениях Белый Тигр, Дракон, Белый Медведь и Белый Заяц. Разработаны усовершенствованные рецептуры кислотных составов с целью их адаптации к конкретным геолого-физическим условиям. Основные выводы и рекомендации по подбору рецептур кислотных составов для конкретных геолого-физических условий прошли проверку в лабораторных условиях и при проведении опытно-промысловых испытаний.

Список литературы

1. McLeod H.O., Ledlow L.B. The planning, execution, and evaluation of acid treatments in sandstone formations // SPE-11931-MS. – 1983. - https://doi.org/10.2118/11931-MS

2. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation, Third Edition. – Wiley, Chichester, 2000. – 750 p.

3. Kalfayan L.K. Production enhancement with acid stimulation. – Tulsa: Oklahoma, 2008. – 265 p.

4. Shafiq M.U., Mahmud H.B. Sandstone matrix acidizing knowledge and future development // J Petrol Explor Prod Technol. – 2017. – V. 7. – P. 1205–1216. –https://doi.org/10.1007/s13202-017-0314-6.

5. Меркулов И.П. Геофизические исследования скважин. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. – 139 с.

6. Abdelmoneim S.S., Nasr-El-Din H.A. Determining the optimum HF concentration for stimulation of high temperature sandstone formations // SPE- 174203-MS. – 2015. - https://doi.org/10.2118/174203-MS

В настоящее время на месторождениях Юганского региона Западной Сибири ведутся опытно-промышленные работы по добыче нефти из баженовской свиты. Баженовская свита имеет сложный состав, в котором присутствуют неорганические вещества, а также органические соединения, такие как подвижные и сорбированные углеводороды, кероген и битумы. Основной приток получен из карбонатно-кремнисто-глинистых интервалов, тип коллектора – порово-микрокавернозный и трещинно-каверновый. Для обеспечения рентабельного дебита нефти скважины вводятся в эксплуатацию после гидравлического разрыва пласта (ГРП). Однако динамика дебита скважин характеризуется высоким темпом падения, что приводит к нерентабельности добычи. Актуальной задачей разработки баженовской свиты является обеспечение рентабельных дебитов в процессе эксплуатации. Одним из решений этой задачи является кислотная обработка призабойной зоны скважин. Высокие пластовые давление и температура, низкая проницаемость, сложный состав пород накладывают ряд ограничений на технологические жидкости и кислотные составы для проведения геолого-технических мероприятий. Снижение фильтрационных свойств призабойной зоны скважин существенно зависит от воздействия технологических жидкостей в процессе бурения, освоения и проведения ГРП. По мере увеличения количества геолого-технических мероприятий в процессе эксплуатации скважин на первый план выходят проблемы с отложениями солей.

Для восстановления и поддержания продуктивности скважин предложена методика проектирования дизайна комплексной обработки призабойной зоны скважин, включающая проведение лабораторного тестирования кернового материала, проб отложений из скважин и технологических жидкостей. В результате лабораторных исследований установлено, что применение пресной воды приводит к значительному набуханию образцов керна, растворимость керна в кислотных составах (соляная кислота, глинокислота) варьируется в большом диапазоне (от единиц до десятков процентов). Фильтрационные эксперименты показали, что продавка технологических жидкостей в пласт приводит к снижению фильтрационных свойств вследствие разбухания и кольматации породы. Показано, что составы для обработки необходимо подбирать для каждой скважины индивидуально, исходя из литотипов пород в разрезе пласта, свойств пластовых флюидов и применявшихся ранее технологических жидкостей. Эффективность дизайна обработки по предложенной методике подтверждена результатами промысловыми испытаниями. Максимальные приросты дебита нефти получены для дизайнов, предложенных с учетом разработанных рекомендаций.

Список литературы

1. Комплексная методика изучения образцов керна для выделения естественных коллекторов и определения основных характеристик пород высокоуглеродистых формаций / Е.А. Мануилова, А.Г. Калмыков, Г.А. Калмыков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 44–47. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-4-44-47

2. Новые подходы к изучению нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири / В.В. Харахинов, С.И. Шлёнкин, М.В. Берин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 62–67.

3. Новые методические аспекты литологических исследований пород баженовской свиты / А.В. Постников, О.В. Постникова, К.Ю. Оленкова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 23–27.

4. Немова В.Д. Многоуровневая литологическая типизация пород баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 13–17. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-13-17

5. Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы / И.С. Афанасьев, Е.В. Гаврилова, Е.М. Бирун, Г.А. Калмыков // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 4. – С. 20–25.

6. Трофимук А.А., Карогодин Ю.Н. Баженовская свита - уникальный природный резервуар нефти // Геология нефти и газа. – 1981. – № 4. – С. 29–33.

7. Обоснование выбора технологий и составов реагентов для восстановления продуктивности горизонтальных скважин на Ванкорском месторождении / В.Н. Гусаков, Н.Н. Краевский, Р.А. Исламов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 130–135. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-130-135

8. Прогноз и борьба с АСПО при добыче нефти баженовской свиты Приобского месторождения / А.С. Огнева, А.И. Волошин, Е.Ф. Смолянец, М.С. Антонов // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 6. – С. 38–45. – 47. -https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-4-44-47

9. Прогноз и борьба с отложением неорганических солей при добыче нефти баженовской свиты Приобского месторождения / А.С. Огнева, А.И. Волошин, Е.Ф. Смолянец [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2020. – № 5. – С. 61–71. – А.С. Огнева, А.И. Волошин, Е.Ф. Смолянец [и др.]

10. Краевский Н.Н., Исламов Р.А., Линд Ю.Б. Выбор технологии глушения скважин для сложных геолого-технологических условий // Нефтегазовое дело. – 2020. – № 4. – С. 16–26. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-4-16-26

В статье приведены сведения об основных методах добычи синтетической (керогеновой) нефти из горючих сланцев и дана оценка результатов промышленной реализации этих методов в зарубежных странах. Геологические ресурсы керогеновой нефти огромны и составляют, по оценке Геологической службы США, 390 млрд т (не включая Россию). Методы переработки горючих сланцев разделяются на внепластовые (ex-situ) и внутрипластовые (in-situ). Основным методом добычи синтетической нефти является внепластовый ретортинг, при этом годовые объемы добычи не превышают 2 млн т. В настоящее время существуют только девять действующих промышленных проектов по добыче синтетической нефти этим методом: три в Эстонии и шесть в Китае. Еще пять проектов имеют статус пилотных. Анализ пилотных проектов, связанных с применением внутрипластовых методов для добычи синтетической нефти, показал, что ни один из них не перешел в коммерческую фазу. Все пять пилотных проектов, в которых применялись внутрипластовые методы в последние два десятилетия, закрыты или остановлены. Крупные нефтедобывающие компании, такие как Shell, Chevron, ExxonMobil, вышли из всех проектов, связанных с переработкой керогеновых сланцев, из-за высокой энергоемкости процессов и возможных серьезных экологических проблем. Переработка горючих сланцев оказывает значительное негативное воздействие на окружающую среду, связанное в первую очередь с загрязнением грунтовых вод и воздуха. Приведенные в статье данные свидетельствуют, что утверждения о прорыве в разработке керогеновой нефти преждевременны.

Список литературы

1. Кучеров В.Г., Бессель В.В. Оценка глобальных геологических ресурсов и запасов нефти: миф и реальность // Нефтяное хозяйство. ‒ 2021. – № 10. ‒ C. 14–18. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-14-18

2. Bhargava S., Awaja F., Subasinghe N.D. Characterisation of some Australian oil shale using thermal, X-ray and IR techniques // Fuel. ‒ 2005. ‒ V. 84. – Issue 6. ‒ P. 707–715. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2004.11.013

3. Geology and Resources of Some World Oil-Shale Deposits. ‒ 2005. ‒ https://pubs.usgs.gov/sir/2005/5294/pdf/sir5294_508.pdf

4. Oil Shale (Kerogen) Resources and Some Projects in the World. ‒ 2018. ‒ URL: https://aenert.com/ (дата обращения: 22.02.2023).

5. Estonian oil shale industry yearbook 2019. ‒ URL: https://haldus.taltech.ee/sites/default/files/2021-04/ VK_eesti_polevkivitoostuse_aastaraamat_en_2019.pdf?_ga=2.94444828.1831482186.1629698087-2065338881.1627903036 (дата обращения: 21.02.2023).

6. Progress in exploration, development and utilization of oil shale in China / Y. Xu, P. Sun, S. Yao [et al.] // Oil shale. ‒ 2019. ‒ Vol. 36, Issue 2. – P. 285–304. – https://doi.org/10.3176/oil.2019.2.03

7. A review on technologies for oil shale surface retort / Y. Pan, X. Zhang, S. Liu [et al.] // J. Chem. Soc. Pak. ‒ 2012. ‒ V. 34. – No. 6. ‒ P. 1331–1338.

8. Pat. 7264694-B2 USA. Retort Heating Apparatus and Methods / B.G. Merrell, M.R. Keller, R.K. Noble; assignee Oil-Tech Inc. – Appl. No. 10/767838; filed 29.01.2004; publ. 04.09.2007.

9. Pat. 4524826-A USA. Method of heating an oil shale formation / K.D. Savage; assignee Texaco Inc. – Appl. No. 387996; filed 14.06.1982; publ. 25.06.1985.

10. New challenges and directions in oil shale development technologies / P.M. Crawford [et al.] // Oil shale: A solution to the liquid fuel dilemma . – Washington: ACS Publications, 2010. – P. 21–60. – https://doi.org/10.1021/bk-2010-1032.ch002

11. Oil shales production worldwide from 2016 to 2020. ‒ 2023. ‒ URL: https://www.statista.com/statistics/1310952/oil-shales-production-worldwide/ (дата обращения: 21.02.2023).

12. Raukas A., Punning J.-M. Environmental problems in the Estonian oil shale industry // Energy & Environmental Science. ‒ 2009. ‒ Vol. 2, Issue 7. ‒ P. 723–728. – https://doi.org/10.1039/b819315k

13. Controversial Oil Substitutes Sharply Increase Emissions, Devour Landscapes. ‒ 2007. ‒ URL: https://www.nrdc.org/media/2007/070611 (дата обращения: 21.02.2023).

14. Scraping the bottom of the barrel – unconventional oil could cost us the earth. ‒ 2008. ‒ URL: https://wwf.panda.org/wwf_news/?142161/Scraping-the-bottom-of-the-barrel-unconventional-oil-could-co... (дата обращения: 21.02.2023).

В статье представлен анализ результатов апробации различных моделей многофазного потока (односкоростная, Hasan – Kabir, Beggs – Brill, Ansari, Zhang, Orkiszewski) в программном комплексе (ПК) «РН‑ВЕГА» для интерпретации гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Целью работы являлась верификация реализованных в ПК «РН-ВЕГА» алгоритмов расчета забойного давления в стволе добывающей скважины. Выполнено сравнение результатов численных расчетов, выполненных в ПК «РН-ВЕГА» и на аналогичных моделях, представленных ПК Saphir и PipeSim, при одинаковом наборе PVT корреляций для свойств добываемых флюидов. Рассмотрены как механистические, так и эмпирические модели многофазного течения, которые имеют специфические ограниченя. Тестовые варианты включали различные значения таких параметров, как газовый фактор, диаметр и угол наклона ствола скважины, обводненность, расход жидкости для расчетной области от 100 м до 3000 м. Диапазон изменения параметров учитывал, как ограничения моделей, так и характерные для промысловых условий их минимальные и максимальные значения. Результаты сравнения показали хорошую сходимость. Проведено тестирование моделей на промысловых данных, полученных на месторождении Y при проведении ГДИС в механизированных добывающих скважинах. Установлено, что успешность прогнозирования давления с применением того или иного метода расчета главным образом зависит от учета геометрии ствола скважины, изменения свойств добываемых флюидов, структуры многофазного потока и динамической картины течения в стволе скважины. Анализ полученных результатов показал, что можно выделить несколько моделей многофазного течения, которые будут наиболее приемлемы с точки зрения точности прогнозирования давления для условий конкретного месторождения. В частности, для месторождения Y можно рекомендовать такие модели, как Beggs – Bril, Hasan – Kabir, Orkiszewski. Установлено, что механистическая модель Hasan – Kabir может быть модифицирована под конкретные скважинные условия. Это может быть осуществлено путем подбора эмпирических параметров, характеризующих структуру потока для соответствующих свойств флюидов и режимов многофазного течения в стволе скважины.

Список литературы

1. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. − Richardson, Texas: SPE, 1999. − 156 p.

2. Пашали А.А. Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора: дис. … канд. техн. наук. − Уфа, 2011. − 193 с.

3. Yahaya A.U., Gahtani A.A. A comparative study between empirical correlations and mechanistic models of vertical multiphase flow // SPE-136931-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/136931-MS

5. Методика определения забойного давления с использованием многомерных моделей / В.И. Галкин, И.Н. Пономарева, И.А. Черных [и др.] // Нефтяное хозяйство. − 2019. − № 1. − С. 40−43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-1-40-43

6. Лекомцев А.В., Желанов Е.В., Черных И.А. Статистический подход к оценке забойных давлений в добывающих скважинах // Нефтяное хозяйство. − 2016. − № 10. − С. 98−101.

7. Волков М.Г. Методика расчета течения нефтеводогазовых смесей в стволе вертикальной скважины // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. − 2017 − № 3. − 2017. − C. 9−42.

8. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. II. − М.: Наука, 1987. − 360 с.

9. Метод оптимизации давления газа в затрубном пространстве добывающей скважины / В.В. Белозеров, Р.У. Рабаев, К.Р. Уразаков [и др.] // Нефтегазовое дело. − 2019. − Т. 17. − № 5. − С. 23−32. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2019-5-23-32

В статье рассмотрены основные положения методологии образцового проектирования, включая результаты комплексного анализа потенциала унификации вариантов кустовых площадок скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» путем применения проектов-образцов. Проект-образец – законченный проектированием объект, за исключением фундаментов/свайных оснований, с унифицированными проектными решениями, для использования при создании информационных моделей блоков (модулей) комплексных проектных решений в количестве вариантов, достаточном для применения при конструировании всех возможных конфигураций объекта, ограниченных областью его применения. Показано, что методологические разработки ПАО «НК «Роснефть» позволят обеспечить создание на отраслевом уровне примеров серийно возводимых производственных объектов для добычи нефти и газа с целью повышения эффективности реализации проектов разведки и добычи углеводородов. Обществам Группы ПАО «НК «Роснефть» этот инструмент даст возможность сократить сроки реализации проектов за счет оптимизации сроков формирования плановой потребности в материально-технических ресурсах и их опережающей закупки одновременно с разработкой проектной продукции на основе предварительных заказных спецификаций, сформированных на базе выбранного проекта-образца. Ожидается, что методология образцового проектирования существенно сократит время, затрачиваемое на разработку 3D модели обустройства кустовой площадки, оформление проектной продукции в соответствии с нормативными требованиями и приемку проектной продукции. Кроме того, будут обеспечены сокращение сроков согласования конструкторской документации и повышение качества проектной продукции за счет исключения коллизий при ее разработке за счет 3D моделирования. Это позволит уменьшить количество объектов незаконченного строительства путем минимизации риска отсутствия проектной поставки материально-технических ресурсов и обеспечить унификацию номенклатуры материально-технических ресурсов.

Список литературы

1. Типовое проектирование – на пульсе времени / А.Н. Кравченко, А.С. Косарев, В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 13–15. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-13-15

2. Панин М.О., Китаева Т.Ю. Опыт оказания инжиниринговых услуг по комплектации объектов в нефтегазодобывающей отрасли // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 2. – С. 80–85.

При эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), все чаще принимается решение об их переводе в периодический режим работы. В большинстве случаев это наиболее оптимальный и целесообразный вариант, особенно на поздних стадиях разработки месторождений. Однако для максимизации положительного эффекта при периодическом способе эксплуатации необходим правильный и эффективный выдбор рабочих параметры таких режимов. Это обусловливает потребность в разработке комплексного алгоритма, с помощью которого можно создавать физико-математическую модель скважины, работающей в периодическом режиме, и на основе этой модели определять наиболее экономически выгодный режим работы. Для расчетов нестационарных процессов в скважинах разработана физико-математическая модель системы объектов внутритрубное пространство – затрубное пространство – область дренирования. Связь отдельных элементов системы друг с другом осуществляется через граничные условия на приеме глубиннонасосного оборудования согласно уравнениям баланса массовых потоков. Задача оптимизации режимов работы скважин декомпозирована на два этапа. На первом этапе решается обратная задача по поиску адаптационных параметров газожидкостного подъемника, отражающих фактические характеристики скважинного оборудования, и кривой притока с целью определения квазистационарного режима и минимизации отклонения расчетных показателей работы скважины от фактических. На втором этапе авполняется непосредственно оптимизация, реализуемая с помощью различных оптимизационных алгоритмов с целью определения частоты и длительности циклов, обеспечивающих максимальную прибыль с учетом технологических и геологических ограничений. Результатом работы являются модель периодической скважины, оборудованной УЭЦН; программный модуль на основе созданной модели для моделирования динамики параметров и прогноза добычных показателей скважин; алгоритмы комплексной адаптации моделей скважин и оптимизации их режима работы. Валидация разработанной модели осуществлялась путем анализа сходимости с численными решениями, полученными в программном обеспечении, предназначенном для численного решения задачи нестационарной многофазной фильтрации в трубопроводах. Разработанные алгоритмы моделирования показали хорошую сходимость. Представлены также результаты моделирования и оценки прогностической способности адаптационных и оптимизационных подходов на примерах реальных кейсов (пилотные проекты разработки месторождений).

Список литературы

1. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. First Printing, Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers Inc., Richardson, Texas, 1999. - 156 p.

2. Интегрированное гидродинамическое моделирование системы скважина-пласт / И.М. Бураков [и др.] //Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2009. – №. 6. – С. 15-17.

3. New Applications of Transient Multiphase Flow Models in Wells and Pipelines for Production Management / E. Yudin, R. Khabibullin, N. Smirnov [et al.] // SPE-201884-RU. - 2020. - DOI: 10.2118/201884-RU

4. 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

5. Bratland O. Pipe flow 1: single-phase flow assurance. Chapter. – 2009. – 2. – P. 21-92.

6. Новые подходы к управлению потенциалом добычи скважин механизированного фонда / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, Н.А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 67-73. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-67-73

7. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores / A.M. Ansari, N.D. Sylvester, C. Sarica [et al.] // SPE-20630-PA. – 1994. –https://doi.org/10.2118/20630-PA.

8. Gray H.E. Vertical Flow Correlation in Gas Wells, User's Manual for API 14B Surface Controlled Subsurface Safety Valve Sizing Computer Program, 2nd Edition, (Appendix B), American Petroleum Institute, Dallas, TX. – 1978.

9. Hagedorn A.R., Kermit E.B. Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits // J Pet Technol. – 1965. – V. 17. – P. 475–484. doi: https://doi.org/10.2118/940-PA

10. Топольников А.С. Обоснование применения квазистационарной модели при описании периодического режима работы скважины // Тр. ин-та / Институт механики им. Р.Р. Мавлетова Уфимского научного центра РАН. – 2017. – Т. 12. – № 1. – С. 15-26.

11. Modeling and Optimization of ESP Wells Operating in Intermittent Mode / E. Yudin, G. Piotrovskiy, N. Smirnov [et al.] // SPE-212116-MS. - 2022. - DOI: https://doi.org/10.2118/212116-MS

12. Müller M. Dynamic time warping // Information retrieval for music and motion. – 2007. – P. 69-84. – https://doi.org/10.1007/978-3-540-74048-3_4

Содержание сероводорода в добываемом флюиде характерно для нефтяных и газовых месторождений Урало-Поволжья и Прикаспия. Присутствие сероводорода существенно влияет на коррозионное разрушение конструкции нефтегазопромыслового оборудования, трубопроводов и др. В статье рассмотрено воздействие механизма сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением на обсадную колонну. В результате предварительного анализа строительства скважин на месторождениях дочернего общества ПАО «НК «Роснефть» АО «Оренбургнефть» установлено наличие опыта применения обсадных труб обычных групп прочности в условиях присутствия сероводорода в составе пластового флюида. Принято решение о проведении научно-исследовательских работ. На первом этапе определены эксплуатационные объекты, содержащие сероводород в пластовом флюиде, определены его объемное содержание и парциальное давление. Затем по фактически построенным и запроектированным скважинам рассчитаны уровни действующих эксплуатационных нагрузок осевого растяжения и внутреннего давления относительно минимального предела текучести материала применяемых обсадных труб. По данным фактической эксплуатации обсадных труб в условиях присутствия сероводорода в составе пластового флюида сформулированы технические требования к ним. Корректность требований подтверждена в условиях лабораторных испытаний образцов из бесшовных обсадных труб обычных групп прочности на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением. Разработанные технические требования к бесшовным обсадным трубам, применяемым в условиях присутствия сероводорода в составе пластового флюида на объектах компании, используются при предъявлении дополнительных требований как при закупке новых труб, так и при квалификации имеющихся в наличии труб.

Список литературы

1. Особенности расчета обсадных и лифтовых колонн газовых скважин, контактирующих с флюидами, содержащими сероводород. Рекомендации . - М: ВНИИГАЗ, 1989. - 54 c.

2. Федосеев Д.А., Кузичев Б.Ф. Обсадные трубы и НКТ для эксплуатации в условиях углекислотной агрессии // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 10(263). - C. 46-48.

Одной из актуальных проблем нефтедобывающих предприятий является очистка нефти от сероводорода и легких меркаптанов, которые обладая высокой токсичностью и коррозионной активностью, создают большие экологические и технологические проблемы. Усиление внимания к данному вопросу связано с необходимостью выполнения требований технического регламента ТР ЕАЭС 045/2017, регламентирующего содержание сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти при сдаче в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть».

В статье приведена сравнительная оценка известных методов удаления сероводорода с целью выбора экономически целесообразного технологического решения применительно к объектам ПАО «Удмуртнефть» имени В.И. Кудинова. Подготовка продукции добывающих скважин месторождений ПАО «Удмуртнефть» проводится на установках, осуществляющих глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, снижение упругости паров, подготовку воды. Товарная нефть откачивается в систему нефтепроводов ПАО «Транснефть» через коммерческие узлы учета систем измерений количества и показателей качества нефти. В настоящее время на установках подготовки нефти содержание сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти не соответствует требованиям ТР ЕАЭС 045/2017. Проанализированы методы, хорошо зарекомендовавшие себя на других нефтегазодобывающих предприятиях, такие как сепарация, отдувка углеводородным газом, метод «мягкой отпарки», окислительный метод, нейтрализация сероводорода химическими реагентами. Сделан вывод, что методы сепарации и отдувки нефти углеводородным газом нецелесообразно применять на рассматриваемых объектах. В результате экономической оценки остальных методов установлено, что наиболее выгодным для всех объектов является окислительный метод. Технология нейтрализации сероводорода химическими реагентами, эффективность которой подтверждена в условиях исследуемых объектов, рекомендована в качестве резервного метода.

Список литературы

1. Обзор методов очистки товарной нефти от сероводорода / К.С. Фот, А.Н. Колеватов, Г.В. Фахриева, О.Н. Петрова // Нефть.Газ.Новации. – 2019. – № 5. – С. 32–37.

2. Выбор нейтрализатора сероводорода для объектов ОАО «Удмуртнефть» в рамках подготовки к введению технического регламента ТР ЕАЭС 045/2017 / К.С. Фот, Н.В. Новикова, Н.С. Булдакова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 68–73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-68-73

3. Особенности технологий очистки нефти от сероводорода на объектах НГДУ «Елховнефть» / А.Н. Шаталов, Д.Д. Шипилов, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2011. – Вып. 79. – С. 279–286.

4. Совершенствование физических методов удаления сероводорода из нефти» / Р.З. Сахабутдинов, А.А. Ануфриев, А.Н. Шаталов, Д.Д. Шипилов // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 3. – С. 39–41.

5. Соловьев В.В., Моргунова Д.Н. Оптимизация десорбционной очистки нефти от сероводорода на примере реконструкции Акташской УПСВН// Нефтяная провинция. – 2017. – №3. –С. 133–140.

6. Повышение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода / Н.Г. Ибрагимов, Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2016. – Вып. 84. – С. 166–173.

7. Новый концептуальный подход к нейтрализации сероводорода физическими методами» Г.Г. Гилаев, А.В. Ртищев, А.А. Вдовенко [и др.] // Нефть.Газ.Новации. – 2017. – № 10. – С. 78–82.

8. Дифференцированный подход к решению проблемы очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть» Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов, Р.М. Гарифуллин // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2012. – Вып. 80. – С. 284–292.

9. Повышение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода на установке подготовки нефти НГДУ «Бавлынефть» / Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, В.В. Соловьев, Н.Г. Ибрагимов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2018. – Вып. 86. – С.271–277.

10. Григорян Л.Г., Девяткин Д.П., Аграфенин С.И. Развитие технологии «мягкой отпарки» для подготовки легких и высокосернистых нефтей» // Нефть.Газ.Новации. – 2018. – № 9. – С. 74–77.

11. Окислительно-каталитический процесс ДМС-1МА для очистки тяжелых нефтей от сероводорода и меркаптанов / А.Ф. Вильданов, И.Р. Аслямов, И.К. Хрущева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 138–140.

12. Опыт использования химических методов очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «ТАТНЕФТЬ» / А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов [и др.]// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2009. ‒ С. 371–385.

В статье рассмотрен новый метод локализации дефекта перекачивающего оборудования с использованием анализа спектра фаз сигнала в заданных точках. Исследование направлено на локализацию и идентификацию дефекта оборудования во время его работы. Предлагаемый метод предназначен для дефектов, которые создают периодические колебания ударного характера. Примерами таких дефектов являются разрушение подшипника, задевание движущимися частями корпуса и др. Локализацию предложено проводить с использованием триангуляции и определения времени, за которое сигнал от дефекта достигает датчиков. C целью повышения точности использован анализ спектра фаз сигнала. Из-за различий времени прохождения сигнала на спектрах фаз сигналов наблюдается повышающая разность значений на кратных гармониках. Соответственно график разности фаз представляет собой прямую линию или набор параллельных линий. Определив угол наклона этих линий, можно рассчитать искомую разность времени прохождения сигнала и определить местоположение дефекта. Представлено уравнение для численного определения времени задержки сигнала. Зная время распространения сигнала в корпусе оборудования, можно определить разницу расстояний до датчиков. На экспериментальном стенде показана принципиальная возможность использования предлагаемого метода для локализации дефектов. Данный подход применим для диагностирования нового оборудования, для которого еще не наработана большая опытная база по его эксплуатации и не разработана детальная дефектная карта. Метод также позволяет повысить достоверность диагностики уже существующего оборудования.

Список литературы

1. Valeev A.R., Atroshchenko N.A., Kharrasov B.G. History of Technical Diagnostics and Repair Organization Systems in Industry / Liquid and Gaseous Energy Resources. – 2022. – №1. – Р. 31–37. – https://doi.org/10.21595/lger.2022.22706.

2. Аралов О.В. Методология управления качеством сложных технических систем на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т 9. – № 6. – С. 608–625. - DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-608-625

3. Могильнер Л.Ю., Придеин О.А., Сергеевцев Е.Ю. Применение комплекса методов неразрушающего контроля для диагностирования фундаментов насосных агрегатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т 10. – № 2. – С. 164–172. - DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-164-172

4. Повышение надежности магистрального насосного агрегата путем совершенствования подшипниковых узлов / И.А. Флегентов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – Т 12. – № 6. – С. 569–575. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-569-575

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

6. Валеев А.Р. Компьютерная симуляция метода локализации дефекта нефтегазоперекачивающего оборудования с использованием трехосевых тензодатчиков // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 2. – С. 112–114. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-2-112-114

В настоящее время единственным способом добычи битуминозной нефти является существенное снижение ее вязкости. В качестве агентов воздействии наиболее распространены пар и растворители или их комбинации. При освоении запасов битуминозных нефтей вследствие их высокой вязкостьи необходимы современные подходы, начиная от создания новых составов растворителей и заканчивая внедрением рентабельных технологий добычи природных битумов. При реализации пароциклического воздействия с растворителем происходят доотмыв породы от битуминозной нефти и увеличение коэффициента вытеснения битуминозной нефти.

В статье приведены результаты опытно-промысловых испытаний (ОПИ) закачки пара и композиции растворителя, разработанной в Альметьевском государственном нефтяном институте при реализации проекта с федеральной поддержкой в 2017–2020 гг. для повышения эффективности выработки запасов краевых зон залежей битуминозной нефти в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного пласта. В ходе ранее проведенных лабораторных экспериментов был разработан состав растворителя, который эффективно снижает вязкость нефти и предотвращает выпадение асфальтенов в пласте. При экспериментах на фильтрационной установке получено увеличение коэффициента вытеснения. Результаты лабораторных исследований подтверждены в ходе проведенных ОПИ. Закачка разработанного состава растворителя в пароциклические скважины, расположенные в краевых зонах пласта, позволила увеличить их дебиты нефти по сравнению с закачкой только пара вследствие доотмыва растворителем. Кроме того, установлено, что закачанный растворитель распространяется в латеральном направлении по пласту и достигает соседних пар нагнетательных и добывающих скважин, эксплуатируемых по технологии парогравитационного дренирования. В результате за счет воздействия растворителя увеличивается коэффициент охвата пласта и в разработку вовлекаются дополнительные запасы нефти.

Список литературы

1. Downie J., Stubbs W. Corporate Carbon Strategies and Greenhouse Gas Emission Assessments: The Implications of Scope 3 Emission Factor Selection // Business Strategy and the Enviroment. – 2012. – V.21, I.6. – Р. 412–422. - DOI:10.1002/bse.1734

2. Downie J., Stubbs W. Evaluation of Australian companies’ scope 3 greenhouse gas emissions assessments // Journal of Cleaner Production. – 2013. – V. 56. – Р. 156–163.

3. Onat N.C., Kucukvar M., Tatari O. Scope-based carbon footprint analysis of U.S. residential and commercial buildings: An input- output hybrid life cycle assessment approach // Building and Environment. – 2014. – V.72. – Р. 53–62.

4. Harris J. The Emerging Importance of Carbon Emission-Intensities and Scope 3 (Supply Chain) Emissions in Equity Returns. – 2015. – 8 p. –

DOI: 10.2139/ssrn.2666753

5. Three-scope carbon emission inventories of global cities / T. Wiedmann, G. Chen, A. Owen, [et al.] // Industrial Ecology. –2021. – V. 25, I.3. – Р. 735–750.

6. Shrimali G. Scope 3 Emissions: Measurement and Management // The Journal of Impact and ESG Investing. – 2022. – P. 31-54. – DOI: 10.3905/jesg.2022.1.051

7. Scope 3 Emissions and Their Impact on Green Portfolios/ A. Theophile, G. Coqueret, B. Tavin, I. Welgryn. – 2022. – SSRN – 32 p. – DOI: 10.2139/ssrn.4012629

8. Capello M.A. Mitigating scope 3 emissions in oil and gas: An updated summary // Second International Meeting for Applied Geoscience & Energy. – 2022. –

P. 3321-3325. – DOI: 10.1190/image2022-3751465.1

9. Robert S., Dan I., Grice L.N. Exploring Indirect "Scope 3" Greenhouse Gas Emissions for Oil and Gas. // SPE 179294-MS – 2016. - DOI:10.2118/179294-MS

10. Hertwich E.G., Wood R. The growing importance of scope 3 greenhouse gas emissions from industry // Environmental Research Letters. – 2018. – Lett. 13. – DOI:10.1088/1748-9326/aae19a

11. Сергиенко О.И., Трофимова А.С. Экологические критерии в продуктовой цепочке: Международный опыт // Экономика и экологический менеджмент. – 2012. – № 2. – C. 56-57.

12. Гайсин М., Дунаева А., Зворыкина А. Управление выбросами парниковых газов на объектах "Транснефти" // Энергетическая политика. – 2022. – № 8 (174). – C. 42-49.

13. Шмаль Г.И. Нефтегазовый комплекс России в современных условиях: инновации, прорывные технологии, новая кадровая политика // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 7–9.

14. Саитова А.А., Ильинский А.А., Фадеев А.М. Сценарии развития нефтегазовых компаний России в условиях международных экономических санкций и декарбонизации энергетики // Север и рынок: формирование экономического порядка. – 2022. – № 3. – С. 134–143. – DOI:10.37614/2220-802X.3.2022.77.009

15. Cherepovitsyn A., Rutenko E. Strategic Planning of Oil and Gas Companies: The Decarbonization Transition // Energies. – 2022. – Т. 15. – № 17. – P. 6163. - DOI:10.3390/en15176163

16. Ducoulombier F. Understanding the Importance of Scope 3 Emissions and the Implications of Data Limitations // The Journal of Impact and ESG Investing Summer. – 2021. – V. 1. – № 4 – P. 63-71. – DOI: 10.3905/jesg.2021.1.018