ПАО «НК «Роснефть» ведет системную работу по развитию сервиса высокотехнологичных геофизических исследований скважин (ГИС), которая включает сотрудничество с ведущими производственными и научными предприятиями России, направленное на развитие как аппаратурного парка, так и программно-методического обеспечения; внутрикорпоративные проекты повышения информативности и эффективности ГИС, имеющие потенциал тиражирования в целом по отрасли. Поиск новых путей развития геофизической отрасли послужили основой для сотрудничества ПАО «НК «Роснефть» и Госкорпорации «Росатом» (ФГУП «ВНИИА»). Концентрация научных сил обеспечила технологическую независимость в области высокотехнологичных методов геофизических исследований. В результате совместной работы создан отечественный комплексный прибор – АИНК-ПЛ. В частности, этот прибор позволяет применять метод импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа. АИНК-ПЛ не только сопоставим с передовыми зарубежными разработками последних лет, но и превосходит по конструкционным решениям ближайшие аналоги.

В статье выполнена оценка эффективности применения прибора АИНК-ПЛ при различных геолого-технологических условиях на месторождениях ПАО «НК «Роснефть». Серия опытно-промысловых испытаний проведена практически во всех основных нефтегазоносных провинциях Российской Федерации. Исследования охватывают как терригенные, так и карбонатные отложения со сложным минералогическим составом пород. Результаты испытаний подтверждают работоспособность технологии. Показано, что применение прибора АИНК-ПЛ дает возможность решать полный комплекс петрофизических задач. Реализуемое в настоящее время широкомасштабное внедрение прибора в ПАО «НК «Роснефть» позволяет снизить операционные затраты на проведение ГИС, а также повысить рентабельность добычи нефти и газа.

Список литературы

1. Опыт применения инновационного аппаратурно-методического комплекса АИНК-ПЛ в петрофизическом моделировании в периметре ПАО «НК «Роснефть» / И.Р. Махмутов, Р.И. Ракаев, Д.А. Митрофанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 66–71. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-66-71

2. Развитие рынка отечественных высокотехнологичных геофизических приборов / И.М. Ракаев, Э.В. Гадельшин, И.А. Ханафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 78–82. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-78-82         

В рамках комплексного подхода к изучению среды в сейсморазведке активно развивается направление исследований с применением технологий обработки и интерпретации азимутально-зависимых характеристик пластов по материалам широко-азимутальных площадных работ МОГТ-3D. Возможность специального анализа HTI анизотропии среды на финальном этапе обработки материалов 3D обеспечивается системным подходом при построении графа, от этапа ввода данных до площадной регуляризации и миграции. Подход ориентирован на сохранение значений азимутов пар пункт возбуждения (ПВ) – пункт приема (ПП) в заголовках трасс и свойств волнового поля сейсмической записи. Значения азимутов пар ПВ-ПП на финальной стадии обработки могут позволить получить дополнительную информацию об изучаемой среде. Имеющиеся процедуры анализа азимутальных скоростей в современном программном обеспечении обработки сейсморазведочных данных дают возможность, с одной стороны, улучшить волновое поле, с другой, – рассчитать азимутальные динамические атрибуты. Последние представляют собой интенсивность и направление анизотропии сейсмических волн и могут помочь в выявлении геологических объектов в пространстве, порождающих анизотропию свойств. В статье рассмотрен граф подобной азимутальной обработки, реализованный в рамках производственного проекта. Приведены основные требования к полевым сейсморазведочным данным МОГТ-3D, которые можно расценивать как широкоазимутальные. Проанализированы целесообразность и способ разбиения данных на классы удалений-азимутов COV (common offset vector) или OVT (offset vector tile). Теоретическая часть работы раскрывает математическую основу алгоритмов интерполяции для задействованной процедуры 5D интерполяции. Показаны проблемы классически настроенного алгоритма и способ его модификации с целью максимального сохранения исходных характеристик геометрии съемки.

Список литературы

1. Cary P.W. Common offset vector gathers: an alternative to cross-spreads for wide-azimuth 3D surveys // 69th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 1999. – Р. 1496–1499. – https://doi.org/10.1190/1.1820804

2. Liu B., Sacchi M.D. Minimum weighted norm interpolation of seismic records // Geophysics. – 2004. – V. 69. – Р. 1560–1568. – https://doi.org/10.1190/1.1836829

3. Naghizadeh M., Sacchi M.D. On sampling functions and Fourier reconstruction methods // Geophysics. – 2010. – V. 75. – P. 137–151. – https://doi.org/10.1190/1.3503577

4. Cabrera S.D., Parks T.W. Extrapolation and spectrum estimation with iterative weighted norm modification // IEEE Trans-actions in Signal Processing. – 1991. – V. 39. – P. 842–850.   https://doi.org/10.1109/78.80906

В статье приведены результаты исследования физических свойств пластовых жидкостей нефтяных месторождений при повышенных депрессиях на пласт в результате отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважин. Подготовка пористых сред проведена с применением метода центрифугирования, в связи с его большей точностью и меньшей трудоемкостью в сравнении с методами капиллярной пропитки или полупроницаемых мембран. Создание рекомбинированной (газонасыщенной) пробы пластовой нефти и ее ступенчатое разгазирование позволило определить степень снижения вязкости и плотности нефти. Каждую частично дегазированную нефть исследовали в монофазной области в диапазоне от давления насыщения нефти на этой ступени до пластовое давления. В процессе снижения давления плотность и вязкость монофазной нефти снижались. При сопоставлении плотности и вязкости при давлениях насыщения каждой частично дегазированной пластовой нефти установлено, что при выделении газа с каждой ступенью плотность и вязкость нефти увеличивались (плотность – на 0,7 %, вязкость – на 23 %). Растворение газа не приводит к значительному (кратному) уменьшению плотности и вязкости пробы. Это связано с тем, что дегазированная нефть изначально является битуминозной (плотность – более 895 кг/м³) с низким газосодержанием и давлением насыщения. В ходе исследований обнаружено, что при некоторых значениях проницаемостей (менее 2·10^-3 мкм²) при связанной водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти равна (в пределах погрешности замера 5 %) фазовой проницаемости для керосину. Данный эффект связан с псевдопластичными свойствами нефти. Конечные результаты замера фазовой проницаемости как для нефти так и для керосина, с учетом погрешности измерения 5 %, не влияют на дальнейшие расчеты. Снижение забойного давления при газовых факторах не более 40 м³/т не оказывает заметного влияния на проницаемость пласта для нефти, поэтому применение комплексов для принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины (КОГС) не снижает приток пластовой жидкости к забою скважины.

Список литературы

1. Oil production stimulation by creating a vacuum in the annular space of the well / A.A.Isaev, R.Sh.Takhautdinov, V.I.Malykhin, A.A.Sharifullin // SPE-198401-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/198401-MS.

2. Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Обоснование создания вакуума в затрубном пространстве скважины // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 1. – С. 60–64. – DOI: 10.30713/0207-2351-2020-1(613)-60-64.

3. Разработка автоматизированного комплекса по отбору газа из скважин / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 12. – С. 65–72.

4. Эффективность удаления газа из скважины / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Георесурсы. – 2018. – № 20(4). – Ч. 1. – С. 359–364. – https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.359-364

5. Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Исследование физических свойств нефти и основных показателей эксплуатации скважины при создании вакуума в затрубном пространстве скважины // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 5. – С. 46–52. – DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-46-52

6. Разработка комплекса КОГС-1М для откачки попутного нефтяного газа из затрубного пространства скважины / Р.Ш. Тахаутдинов, А.А. Исаев, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Бурение и нефть. – 2021. – № 9. – С. 9–13.

7. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: Издательский Дом – Юг, 2016. – 576 с.

8. Брехунцов А.М. История освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и вопросы воспроизводства минерально-сырьевой базы на современном этапе // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2010. - № 3. – С. 20—25.

9. Измерение свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины пластовой воды / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Нефтепромысловое дело. –2018. – № 12. – С. 59–63. – DOI: 10.30713/0207-2351-2018-12-59-63.

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

11. Тиаб Дж., Дональдсон Э.Ч. Петрофизика: Теория и практика, изучение коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / пер. с англ. – М.: ООО «Премиум-Инжиниринг», 2009. – 868 с.

12. Cannella W.J., Huh C., Seright R.S. Prediction of xanthan rheology in porous media // SPE-18089-MS. – 1988. – https://doi.org/10.2118/18089-MS.

В статье рассмотрен подход к исследованию эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) методом контрольной группы на примере Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения. Исследование выполнено путем сопоставления показателей эксплуатации действующего фонда добывающих скважин в ячейках заводнения, где нагнетательный фонд подвергся обработке сшитыми полимерными составами, и в соседних ячейках, схожих по фильтрационным свойствам, , где такие обработки не выполнялись. Необходимость проведения такого исследования обусловлена общими особенностями эффектов от применения физико-химических МУН: они невелики относительно текущих дебитов реагирующих скважин, не приурочены непосредственно к самим обрабатываемым скважинам, а также проявляются постепенно в течение достаточно продолжительного времени. Указанные особенности могут приводить к появлению значимой систематической погрешности при оценке эффективности физико-химических МУН методом прогнозирования обводненности по стандартным зависимостям (характеристикам вытеснения) в условиях конкретного объекта разработки. Выбор метода контрольной группы в качестве дополнения к средствам инструментального контроля и оценке по характеристикам вытеснения обусловлен относительной простотой данного подхода, а также возможностью его применения без дополнительных финансовых затрат, с использованием уже имеющихся промысловых данных. В результате применения метода контрольной группы верифицирована эффективность применения физико-химических МУН для Ванкорского месторождения, а также подтверждено отсутствие значимой систематической погрешности в прогнозе обводненности по характеристикам вытеснения в соответствии с принятой в ПАО «НК «Роснефть» методикой. Это позволило перейти к полномасштабному внедрению физико-химических МУН на всем Ванкорском месторождении.

Список литературы

1. Мажник В.И., Лешкович Н.М. Анализ текущего состояния разработки Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения // Наука. Техника. Технологии. – 2018. – № 4. – С. 72–98.

2. Земцов Ю.В., Мазаев В.В. Современное состояние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи: литературно-патентный обзор. – ­ Екатеринбург: ООО «Издательские решения», 2021. – ­240 с.

3. Эффективное применение потокоотклоняющей технологии на основе гелеполимерных составов в горизонтальных скважинах Ванкорского месторождения / Т.А. Исмагилов, И.М. Ганиев, А.В. Сорокин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 117–121. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-117-121

4. Методика верификации технологической эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи / Н. Морозовский, Р. Каневская, Д. Юлмухаметов [и др.] // SPE-191573-18RPTC-RU. – DOI: 10.2118/191573-18RPTC-MS

Неоднородность коллектора по проницаемости и наличие высокообводненного фонда скважин ботуобинского горизонта месторождений Восточной Сибири предопределяет необходимость выравнивания профиля приемистости (ВПП) путем создания экранов и барьеров на пути нагнетаемой воды в промытых зонах пласта. Объекты Восточной Сибири характеризуются низкой пластовой температурой и высокой минерализацией пластовой воды. В статье представлены результаты лабораторных исследований сшитых полимерных составов (СПС) в условиях низкотемпературных пластов (12 °С) с высокой минерализацией пластовой воды (до 400 г/л). Рассмотрены технологии на основе высокомолекулярных полимеров частично гидролизованного акриламида с сшивающим агентом (соли хрома). Лабораторными методами и моделированием подтверждена эффективность технологий ВПП на основе полимерных композиций для объекта Бт Среднеботуобинского месторождения. Представленные на отечественном рынке марки ПАА растворяются в подтоварной воде с минерализацией 140 г/л, их растворы с ацетатом хрома при низкой пластовой температуре образуют прочные структурированные гели. При пластовых температурах 10-12 °С время гелеобразование увеличивается до 3-4 сут. Реологические параметры сшитых гелей при низкой температуре сопоставимы с прочностью гелей, структурирование которых происходит в условиях повышенных температур. Структурированные гели ПАА под влиянием высокоминерализованной воды не подвержены деструктивным изменениям при низкой пластовой температуре. На установках физического моделирования показана возможность создания высоких фильтрационных сопротивлений току воды в высокопроницаемых кернах ботуобинского горизонта композициями СПС. Результаты реологических и фильтрационных испытаний позволяют рекомендовать СПС для закачки в пласт ботуобинского горизонта. Разработана программа опытно-промышленных работ, выбраны скважины кандидаты для внедрения технологии, определен объем оторочки полимерной композиции и время технологического отстоя на структурирование, выполнен прогнозный расчет дополнительной добычи нефти.

Список литературы

1. Акулов Н.И., Валиев Р.Р. Особенности геологического строения Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Известия Иркутского государственного университета. Серия «Науки о земле». – 2016. – Т. 18. – С. 3–13.

2. Анализ работы нагнетательных скважин Среднеботуобинского месторождения / А.В. Кобяшев, А.В. Мандругин, Р.Р. Валеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 59–61. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-59-61

3. Шилов А.В. Результаты опытно-промышленной разработки нефтяной залежи ботуобинского горизонта Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 7. – С. 55–61.

4. Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи для обоснования опытно-промышленных работ на месторождениях Компании. – Методические указания ПАО «НК «Роснефть» № П1-01.03 М-0089 версия 1.00, 2019. – 43 с.

5. Черепанова Н.А. Совершенствование потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи терригенных коллекторов: дис... канд. техн. наук. – Уфа, 2008. – 147 с.

6. Земцов Ю.В., Мазаев В.В. Современное состояние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи: литературно-патентный обзор. – Екатеринбург: ООО «Издательские решения», 2021. – 240 с.

7. Опыт применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на примере месторождений АО «Самотлорнефтегаз». Результаты и перспективы развития / К.Д. Тагиров, А.Э. Лыткин, М.И. Попович, Н.А. Морозовский // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 7. – С. 72–77.

8. Опыт применения потокоотклонящих технологий повышения нефтеотдачи пластов / В.В. Халин, Р.Ф. Мазитов, Е.Н. Мальшаков [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 8. – С. 60–67.

9. Келланд М.А. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2015. – 608 с.

10. Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. – Самара: Самарский дом печати, 2002. – 392 с.

11. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт / А.Г. Телин, М.Э. Хлебникова, В.Х. Сингизова [и др.] // Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. – 2002. – № 4. – С. 41–45.

12. Комплексный подход к лабораторным исследованиям химических реагентов, применяемых для регулирования охвата пластов заводнением / И.С. Путилов, Н.Н. Барковский, О.И. Якименко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 72–75.

13. Тестирование потокоотклоняющих составов для условий месторождений ПАО «ВЧНГ» / А.Ш. Гайсин, Р.А. Мусин, Д.И. Хохлов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 4. – С. 64–68.

Месторождения Восточной Сибири в юго-западной части Сибирской платформы в пределах Камовского свода характеризуются сложным геологическим строением, а также уникальным каверново-трещинным коллектором в доломитовых толщах рифейского возраста. Уникальность коллектора обусловлена высокой анизотропией проницаемости, отсутствием проницаемости матрицы породы, сверхнизкой пористостью пласта (1-2 %), обилием тектонических нарушений, субвертикальной трещиноватость. Все это создает значительные трудности при оценке величины остаточных запасов и характера насыщения при подборе скважин-кандидатов для проведения геолого-технологических мероприятий. Отсутствие достоверных методов прогнозирования распределения фильтрационно-емкостных свойств в межскважинном пространстве и невозможность оценки насыщения карбонатного коллектора при пористости менее 2 % приводят к высоким рискам недостижения плановых параметров и, как следствие, нерентабельности мероприятий. В статье обобщен накопленный опыт реализации геолого-технологических мероприятий в скважинах Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения. Основным методом воздействия на карбонатный коллектор является применение составов на основе соляной кислоты, в том числе с использованием отклонителей ввиду специфики распределения проницаемости. Кроме методов кислотной обработки, в качестве инструмента для увеличения охвата воздействием используется дополнительная перфорация пласта. Новым для данного коллектора является метод ограничения водопритока путем спуска хвостовиков с муфтами, которые позволяют перекрывать интервалы прорыва воды / газа в процессе эксплуатации. В 2022 г. начаты испытания технологии многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Операции МГРП в условиях непроницаемой матрицы с практически нулевой пористостью (0,5-0,7 %) в Российской Федерации ранее не проводились. Опытные работы планируется завершить в 2023 г.

Список литературы

1. Багринцева К.И., Красильникова Н.Б., Сауткин Р.С. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов рифея Юрубчено-Тохомского месторождения // Геология нефти и газа. – 2015. – № 1. – С. 24–40.

2. Концептуальная модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения / Н.М. Кутукова, Е.М. Бирун, Р.А. Малахов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 4–7.

3. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / пер. с англ. Н. А. Бардиной и др.; под ред. А.Г. Ковалева. – М.: Недра, 1986. – 607 с.

4. Круглов Р.В., Яркеева Н.Р., Круглова З.М. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых в ПАО АНК «Башнефть» // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2016. – № 6. - С. 81-101. – http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/6_2016/ogbus_6_2016_p81-101_KruglovRV_ru.pdf

5. Бабаян Э.В., Шурыгин М.Н., Яковенко В.Н. Повышение эффективности выбора рабочего агента для обработки призабойной зоны пласта // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 3. – С. 30–32.

6. Wu X. J. Water plugging and acidizing combination technology on fractured water breakthrough oil well in low permeability reservoirs // Advances in Petroleum Exploration and Development. – 2016. – V. 11. – No. 1. – P. 24–29. – http://dx.doi.org/10.3968/7959

7. Светашов В.Н., Фролов С.А., Водорезов Д.Д. К вопросу о применении надувных пакеров многоразового применения // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2017. – № 1. – С. 83-87. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2017-1-83-87

В статье рассмотрены основные подходы к выбору технологий ограничения притока воды и газа в горизонтальных скважинах Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения. Дана характеристика карбонатного коллектора рифея, отмечена актуальность ограничения водо- и газопритока во всех интервалах горизонтального ствола – «пятке», «середине» и «носке». С учетом промыслового опыта применения технологий в аналогичных условиях рассмотрены основные типы изолирующих составов, обладающих потенциалом по ограничению притока воды и газа в карбонатных коллекторах, в том числе полимерные композиции, кремнийорганические составы и высоковязкие эмульсии. Приведены результаты лабораторных исследований трех марок гелеобразующих составов, способных формировать протяженные изолирующие экраны с разным механизмом образования изолирующей массы: два состава на основе кремнийорганических соединений и один состав на основе сшитого полиакриламида с добавлением армирующих компонентов. В фильтрационных исследованиях использованы модели трещин разной раскрытости – от 50 до 650 мкм. Установлено, что все исследованные составы технологичны, просты в приготовлении, способны образовывать изолирующую массу для блокирования притока воды и газа. Для применения в промысловых условиях технологии ограничения водопритока путем направленной закачки тампонажного состава в целевой интервал отрытого ствола выбран кремнийорганический состав с наибольшими значениями фактора остаточного сопротивления, как по воде, так и по газу. Для закачки применена двухпакерная компоновка с портом для закачки в межпакерном пространстве. После проведения работ отмечено значительное снижение дебита жидкости скважины.

Список литературы

1. Испытание новых технологий обработки призабойной зоны и ремонтно-изоляционных работ в ПАО «НК «Роснефть» / С.А. Вахрушев, К.В. Литвиненко, А.Е. Фоломеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 6. – С. 31-37. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-6-31-37

2. Разработка дизайна РИР для ограничения притока воды и газа в горизонтальных скважинах Куюмбинского месторождения, эксплуатирующих карбонатные коллекторы / Ф.Х. Мухаметов, Т.Э. Нигматуллин, В.Ю. Никулин [и др.] // Добыча и транспорт нефти и газа. Новые технологии и решения / Сборник тезисов докладов научно-технической конференции, г. Уфа, 19–20 октября 2022 г. – Уфа: РН-БашНИПИнефть, 2022. – С. 17–18.

3. Литвиненко К.В., Валиахметов Р.И. Комплексные инжиниринговые услуги как фактор повышения эффективности добычи нефти // Инженерная практика. – 2021. – № 7. – С. 60–69.

4. Подбор составов и технологий для проведения изоляционных работ в горизонтальных скважинах, эксплуатируемых в осложненных условиях / В.Ю. Никулин, Т.Э. Нигматуллин, А.Г. Михайлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 96–101. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-96-101

5. Water-and-Gas Shutoff Technologies in Horizontal Wells on North Komsomolskoe Field: Screening and Successful Trial / T.E. Nigmatullin, V.Y. Nikulin, A.R. Shaymardanov [et al.] // SPE-206496-MS. - 2021. – https://doi.org/10.2118/206496-ms

6. Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э. Единый подход к лабораторному тестированию химреагентов как залог успешного проведения ремонтно-ихоляционных работ // Практические аспекты нефтепромысловой химии / Сборник тезисов докладов научно-технической конференции, г. Уфа, 23–25 мая 2023 г. – Уфа: РН-БашНИПИнефть, 2023. – С. 122–125.

7. Комплексный подход к выбору технологии ограничения водо- и газопритока в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения / А.Ю. Пресняков, И.Ю. Ломакина, Т.Э. Нигматуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 94–98.

8. Обоснование выбора технологий для борьбы с поглощением тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» / В.Ю. Никулин, А.Р. Шаймарданов, Р.Р. Мукминов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – №10. – С. 48–54. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-48-54

9. Обоснование эффективных технологий глушения скважин в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов Восточной Сибири / А.Н. Гребенюк, А.В. Куршев, И.А. Корытко [и др.] // Инженерная практика. – 2023. – № 3. – С. 16-22.

Образование органических отложений в виде парафина и асфальтенов на поверхности оборудования и в горных породах приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта, осложнениям в работе глубиннонасосного оборудования и, как следствие, снижению уровня добычи нефти. В связи с этим важной задачей является разработка надежных подходов и инструментов для прогнозирования вероятности образования этих отложений. В рамках указанных подходов выполняется построение фазовых диаграмм с учетом термобарических условий в стволе скважины и на объектах подготовки нефти или термодинамических моделей на основании уравнений состояния с использованием экспериментальных данных для настройки. Для успешного применения данных подходов крайне важна разработка надежных методик экспериментального изучения фазового поведения парафина в пробах пластовых флюидов.

В статьей рассмотрены возможности применения экспериментальных методов исследования фазового поведения пластовой нефти для выявления термобарических условий, характеризующихся повышенным риском образования парафиновых осложнений. Экспериментальным путем определены давление насыщения нефти газом и температура насыщения нефти парафином в зависимости от заданных термобарических условий. Исследования условий выпадения твердой парафиновой фазы проведено путем регистрации зависимости количества образующихся твердых частиц от температуры при фиксированном давлении с помощью микроскопа высокого давления. На основе полученных результатов построена фазовая диаграмма, совмещенная с термобариметрическими замерами в скважине в зависимости от ее глубины. Выполнена оценка зон повышенного риска осложнений в изучаемой скважине. Предложенный подход может быть использован при экономическом и технологическом обосновании применяемых методов предупреждения и удаления парафиновых отложений на месторождениях.

Список литературы

1. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 268-284.

2. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1969. – 192 с.

3. Ahmed T. Equations of state and PVT analysis. – Houston: Gulf Publishing Company, 2007. 562 С.

4. Zuo J.Y., Zhang D. Wax formation from synthetic oil systems and reservoir fluids // Energy & Fuels. – 2008. – V. 22. – No 4. – P. 2390–2395. - https://doi.org/10.1021/ef800056d

5. Лобанов А.А., Пустова Е.Ю., Золотухин А.Б. Исследование фазового поведения парафинов в пластовых углеводородных флюидах // Вестник Северного (Арктического) федерального университета. Серия: Естественные науки. - 2016. - № 4. - С. 75–83. - https://doi.org/10.17238/issn2227-6572.2016.4.75

6. Физическое моделирование фазового состояния парафинов в пористой среде и свободном объеме при изменении термобарических условий / И.М. Иксанов, А.И. Волошин, В.В. Рагулин, А.Г. Телин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 18-21.

Обобщены результаты гидродинамических и промысловых исследований нагнетательных скважин, подтверждающие наличие эффекта самопроизвольного развития трещин автоГРП. Многочисленные эксперименты показывают, что в рядной системе разработки нагнетательные скважины объединяются в единую галерею. Приведены примеры выявления взаимовлияющих скважин в процессе проведения гидродинамических исследований. Рассмотрены также результаты проведения трассерных исследований в ряду нагнетательных скважин. Открытие нагнетательной скважины для разрядки позволило включить ее в программу исследований в качестве контрольной скважины и проводить отбор проб для анализа на содержание трассера. По результатам проведения промысловых трассерных исследований вынос трассера не зафиксирован ни в одной из проб, отобранных из нагнетательной скважины. Для выявления причин отсутствия трассера в пробах и объяснения результатов промысловых трассерных исследований выполнено моделирование фильтрации виртуального трассера в 3D гидродинамической модели в ПК «РН-КИМ». Моделирование реализовано для нескольких сценариев. В первом сценарии рассматривалось распространение трассера в модели при закачке фактической массы трассера, как в промысловом эксперименте. Далее рассмотрены сценарии с увеличением массы закачиваемого трассера. Кроме того, при моделировании фильтрации трассера варьировалась толщина перемычки низкопроницаемого пласта между торцами трещин автоГРП в ряду нагнетательных скважин. Показано, что вынос трассера в ряду нагнетательных скважин в значительной степени зависит от массы закачиваемого трассера и толщины перемычки низкопроницаемого пласта между торцами трещин автоГРП. На месторождениях с наличием трещин ГРП в добывающих скважинах и автоГРП в нагнетательных скважинах целесообразно планирование трассерных исследований и интерпретацию их результатов проводить с применением гидродинамического симулятора.

Список литературы

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

2. Определение допустимой репрессии на пласт HX-I Сузунского месторождения для предотвращения образования и роста трещин автоГРП / С.В. Туленков, А.С. Широков, Д.В. Грандов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 42–46. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-8-42-46

3. Методика поддержания оптимальной геометрии техногенной трещины путем регулирования закачки в низкопроницаемые коллекторы / 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

4. Анализ слияния трещин автоГРП в рядной системе разработки с помощью математического моделирования / С.А. Калинин, А.Н. Байкин, Р.Ф. Абдуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 40–45. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-40-45

5. Численное исследование самопроизвольного развития трещины автоГРП в нагнетательной скважине / М.Р. Губайдуллин, А.Я. Давлетбаев, В.А. Штинов [и др.] // Вестник Академии наук РБ. – 2022. – Т. 45. – № 4 (108). – С. 47–59. - https://doi.org/10.24412/1728-5283-2022-4-47-59

6. Гидродинамические методы исследования скважин в рядной системе разработки на месторождении с низкопроницаемым коллектором / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, Р.И. Абдуллин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 3. – С. 49–58. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-3-49-58

7. Исследование разности давлений между нагнетательными скважинами с трещиной гидроразрыва в рядной системе разработки / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, И.Г. Кузин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 5. – С. 43–52. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-5-43-52

8. Изотов А.А., Афонин Д.Г. Механизм распространения индикатора в терригенном пласте при трассерных исследованиях // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 5. – С. 31–34. - https://doi.org/10.24412/2076-6785-2021-5-31-34

9. Матрицы применимости трассерных исследований на примере элемента девятиточечной системы разработки с трещинами гидроразрыва / А.А. Мирзаянов, Г.Ф. Асалхузина, Ю.А. Питюк [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 4. – С. 41–49. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-4-41-49

10. Бадыков И.Х., Байков В.А., Борщук О.С. Программный комплекс «РН-КИМ» как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов // Недропользование XXI век. – 2015. – № 4. – С. 96–103.

11. Давлетбаев А.Я., Нуриев Р.И. Моделирование гидропрослушивания в скважинах с вертикальными техногенными магистральными трещинами гидроразрыва // Труды Института механики им. Р.Р. Мавлютова Уфимского научного центра РАН. – 2012. – Т. 9. - № 2. – С. 43-46.

Рентабельная эксплуатация скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы, требует внедрения инновационных подходов, в том числе при выборе технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). Стандартная жидкость ГРП – сшитый боратный гель на гуаровой основе – характеризуется высокой вязкостью и низкой остаточной проводимостью трещины. Альтернативной технологией является применение низковязких жидкостей ГРП на основе синтетического полимера – полиакриламида (ПАА). Однако требуется изучение их влияния не только на проппантную пачку, но и на фильтрационные свойства низкопроницаемых коллекторов.

В лаборатории ООО «РН-БашНИПИнефть» проведены исследования остаточной проводимости проппантной пачки и восстановления проницаемости керна для различных жидкостей ГРП. Жидкости ГРП на основе сшитого и линейного гелей и синтетическая жидкость ГРП для тестирования предоставлены АО «НК «Конданефть» тремя сервисными компаниями. Рассмотрена также возможность повышения степени очистки проппантной пачки или образца керна от жидкости ГРП. В результате испытаний установлено, что на остаточную проводимость проппантной пачки наименьший кольматирующий эффект оказывает синтетическая жидкость на основе ПАА. Для боратного сшитого геля на основе гуара характерны низкие значения остаточной проводимости. При фильтрационных исследованиях керновых образцов сшитый гель показал низкий потенциал восстановления проницаемости (32-53 %). Закачка некапсулированного деструктора перед сшитым гелем позволила увеличить коэффициент восстановления проницаемости от 53 до 75%. По этому показателю линейный гель незначительно превосходит сшитый гель (восстановление проницаемости кернового образца – 54-64 %). Для синтетической жидкости ГРП на основе ПАА (рецептуры с высокими концентрациями полимера и низкой концентрацией деструктора, рекомендованные сервисными компаниями) получено восстановление остаточной проницаемости керна, сопоставимое со сшитым и линейным гелем на основе гуара (38-59 %). При модификации рецептуры (сокращении загрузки полимера и повышении концентрации некапсулированного деструктора) остаточная проницаемость увеличилась на 27 % (до 86 %), по сравнению с рекомендованной рецептурой. На основе результатов лабораторных испытаний сделан вывод, что снижение концентрации полимера и увеличение концентрации некапсулированного деструктора для стандартных и синтетических жидкостей будет способствовать минимизации воздействия на проницаемость породы. В лабораторных условиях низковязкие жидкости ГРП показали высокую степень очистки проппантной пачки и породы по сравнению со стандартной жидкостью ГРП

Список литературы

1. Сланцевая революция в США изменила энергетический ландшафт внутри страны и за рубежом, согласно последнему обзору политики МЭА - Новости - МЭА. – https://www.iea.org/news/the-us-shale-revolution-has-reshaped-the-energy-landscape-at-home-and-abroa...

2. Нетрадиционный подход к стимуляции методом ГРП традиционного низкопроницаемого коллектора на примере опытного участка Южно-Приобского месторождения / Е. Казаков, И. Файзуллин, А. Шеремеев [и др.] // SPE-196964-RU - 2020. – https://doi.org/10.2118/196964-MS

3. Актуальный подход к комплексированию инженерных решений стимуляции низкопроницаемых коллекторов ачимовской толщи / И.Г. Файзуллин, Д.В. Метелкин, Ю.С. Березовский [и др.] // SPE-202053-RU - 2020. - https://doi.org/10.2118/202053-MS

4. Инновационные дизайны ГРП и рекомендации по выводу скважин на режим в условиях сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского ЛУ Приобского месторождения / А.М. Cадыков, Д.Ю. Капишев, С.А. Ерастов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7. – С. 80–85. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-7-80-85

5. Trends in the North American Frac Industry: Invention through the Shale Revolution / L. Weijers, C. Wright, M. Mayerhofer [et al.] // SPE-194345-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/194345-MS

6. Stimulating unconventional reservoirs: maximizing network growth while optimizing fracture conductivity / N. Warpinski., M. Mayerhofer, M. Vincent [et al.] // SPE-114173-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/114173-MS

7. Comparison of Single- and Dual-Array Microseismic Mapping Techniques in the Barnett Shale / N. Warpinski, R. Kramm, J. Heinze, C. Waltman // SPE-95568-MS. – 2005. – https://doi.org/10.2118/95568-MS

8. Case Studies of High Viscosity Friction Reducers HVFR in the STACK Play / K. Dahlgren, B. Green, B. Williams [et al.] // SPE-189893-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/189893-MS

9. Внедрение новой альтернативы традиционным жидкостям ГРП для Российских традиционных резервуаров / А. Логинов, С. Павлова, О. Оленникова [и др.] // SPE-196971-RU. – 2018. – https://doi.org/10.2118/196971-MS

10. Расчет фильтрационных параметров при проектировании гидравлического разрыва пласта / И.Д. Латыпов, А.К. Макатров, А.М. Кузнецов, С.С. Ситдиков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 70–72.

11. Опыт и перспективы применения низковязких жидкостей при гидроразрыве пласта в зонах с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами и близким водонефтяным контактом / А.М. Садыков, С.А. Ерастов, А.Э. Федоров [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7. – С. 72–77. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-7-72-77

В статье рассмотрен опыт применения систем одновременно раздельной эксплуатации (ОРЭ) в скважинах месторождений СП «Вьетсовпетро» с учетом специфики условий объектов разработки (газовый фактор, содержание газового конденсата, уровень пластовых давлений и температур, состав добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрессивных примесей, песка, парафина, минеральных солей и др). Представлены основные типы и указано количество применяемых систем ОРЭ с 2014 г. по настоящее время. Проанализированы функциональные возможности оборудования. Приведены типовые схемы применяемых систем одновременно-раздельной добычи (ОРД) и закачки (ОРЗ) в скважинах СП «Вьетсовпетро». Выполнен анализ эффективности применения ОРЭ, а также определены основные геологические факторы, осложняющие совместную выработку запасов по объектам разработки месторождений СП «Вьетсовпетро». Показано, что ОРЭ скважины позволяет повысить нефтеотдачу и текущие дебиты за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых пластов и прослоев; увеличить степень охвата и интенсивность освоения многопластовых месторождений; кратно сократить капитальные вложения в строительство скважин (особенно актуально для морских / шельфовых месторождений); оптимизировать процесс регулирования отбора и закачки по разрезу скважины; увеличить рентабельный срок разработки и эксплуатации месторождений, осуществлять контроль добычи и закачки для каждого пласта и др. Сформулированы основные критерии применения и требования к оборудованию компоновок ОРД и ОРЗ для скважин месторождений СП «Вьетсовпетро». Приведен краткий статистический анализ аварийности на месторождениях компании при эксплуатации компоновок, оснащенных оборудованием для ОРЭ. Рассмотрены основные осложняющие факторы (маркеры), приводящие к неэффективной работе внутрискважинного оборудованного систем ОРД и ОРЗ. Выделены основные проблемы и проанализированы применявшиеся решения, а также определены потенциальные решения проблем, возникающих при эксплуатации скважин, оборудованных системами ОРЭ. Намечены перспективы совершенствования систем ОРЭ для скважин месторождений СП «Вьетсовпетро», среди которых адаптация к горно-геологическим условиям, поиск и опытно-промысловые испытания новых систем, в том числе для нижнего заканчивания скважин, постепенный переход к интеллектуализации.

В статье рассмотрены проблема отсутствия информации о фактическом техническом состоянии эксплуатационных колонн и возможные риски осложнений, возникающих в процессе эксплуатации добывающих нефтяных скважин. Дано описание методов определения нарушений целостности эксплуатационной колонны при проведении промысловых геофизических исследований. Приведены условия, при которых стандартный комплекс геофизических исследований малоэффективен для обнаружения негерметичности в скважине при проведении текущего ремонта. Представлен специальный метод геофизических исследований, с помощью которого можно изучить размер и геометрическую форму образовавшейся негерметичности. На фактическом примере проанализированы характер повреждения эксплуатационной колонны и возможные причины его образования. В качестве одного из основных факторов, повлиявших на возникновение осложнения в скважине, рассмотрено возможное образование коррозионных отложений в интервале размещения электроцентробежного насоса. Сделано предположение, что отложения на внутренней стенке эксплуатационной колонны образовались вследствие коррозии металла, возникающей при добычи агрессивной среды из продуктивных пластов юрских отложений. Приведены результаты геофизических исследований, направленных на определение степени коррозии эксплуатационной колонны, в том числе с выделением интервала наибольшего ее развития. Предположение о причине интенсивной коррозии эксплуатационных колонн косвенно подтверждается информацией о степени наработки скважинного оборудования до его износа и другими данным. Предложены мероприятия, направленные на изучение указанной проблемы с целью получения достоверной информации о процессах коррозии эксплуатационных колонн и агрессивности флюидов, добываемых из юрских отложений. Повышение степени изученности проблемы даст возможность принимать своевременные оптимальные решения, продлевающие эксплуатацию скважины.

В статье представлены результаты работ по идентификации причин сквозного разрушения металла трубы эксплуатационных колонн и элементов заканчивания скважин при механизированной добыче нефти на Ванкорском месторождении. По результатам растровой электронной микроскопии и рентгенофазового анализа образцов металла и продуктов коррозии с поверхности трубы эксплуатационных колонн установлено, что процесс коррозии имеет углекислотную природу, сквозные разрушения первоначально произошли по причине коррозии внутренней поверхности трубы. Поведение механических примесей, выносимых продукцией скважины (перенос, накопление по профилю скважины) при различных скоростях потока, оценено в динамическом симуляторе многофазного потока. Для этого построена модель участка ствола скважины в интервале прием установки электроцентробежного насоса – верхняя часть хвостовика – забой и проведено параметрическое исследование работы скважины с изменением дебита. Гидродинамическое моделирование многофазного потока с транспортом механических примесей показало, что при скоростях потока менее 0,2 м/с происходят накопление и перенос песка по нижней составляющей трубы в горизонтальных и наклонно направленных скважинах, что повышает вероятность коррозионно-эрозионного износа по механизму ручейковой и подслойной коррозии. В результате сопоставления данных моделирования переноса песка с данными внутритрубной дефектоскопии (магнитной интроскопии) установлено, что характер и локализация повреждений эксплуатационной колонны напрямую зависят от количества накопленного песка на участке. Решение проблемы подслойной и ручейковой углекислотной коррозии увеличением дебита (повышением скорости потока) требует сбалансированного подхода. Повышение дебита подразумевает использование высокопроизводительного погружного электродвигателя (ПЭД). Это в свою очередь приводит к ускорению электрохимической эрозионной коррозии за счет роста вибрационных нагрузок, влияния блуждающих токов, высокой скорости потока с механическими примесями между корпусом ПЭД и стенкой трубы эксплуатационной колонны. Полученные результаты исследований позволяют обосновать и оптимизировать комплекс мероприятий, направленных на подбор технологий и материалов для защиты эксплуатационной колонны от коррозионно-эрозионного износа.

Список литературы

1. Катодная защита обсадных колонн нефтяных скважин / С.А. Долгих, В.Э. Ткачева, Ф.Ш. Шакиров [и др.]. – Казань: Изд-во КНИТУ, 2018. – 200 с.

2. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. – М: Наука, 1965. – 524 с.  

3. Atlas of Eh-pH diagrams. Intercomparison of thermodynamic databases. National Institute of advanced industrial Science and Technology. Geological Survey of Japan Open File Report № 419, 2005, P. 287

4. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. – М.: ОАО «ВНИИО-ЭНГ», 2005. – 332 с.

5. Schmitt G., Horsremeier M., Fundamental aspects of CO2 metal loss corrosion – part II: influence of different parameters on CO2 corrosion mechanisms, NACE, 2006.

6. NORSOK Standard, M-506, “CO2 corrosion rate calculation model”, Rev. 2, June 2005.

7. Sajeev S.K., McLaury B.S., Shirazi S.A. Experiments and Modelling of Critical Transport Velocity of Threshold (Very Low) Particle Concentration in Single-Phase and Multiphase Flows. – Tulsa University Sand Management Projects (TUSMP), The University of Tulsa, BHR Group MPT. 2019. – Р. 513 – 532.

8. Стендовые испытания сталей для изготовления эксплуатационных колонн и внутрискважинного оборудования в условиях коррозионно-эрозионного воздействия потока добываемой продукции / О.Е. Гамолин, К.В. Литвиненко, Т.Э. Нигматуллин, Р.И. Ахмеров // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 8. – С. 102–106.

9. Даминов А.А. Коррозионные поражения подземного оборудования добывающих скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона. Исследование причин коррозии, разработка и применение мероприятий по снижению коррозионного воздействия // Инженерная практика. – 2010. – № 6. – С. 26–36.

10. Комплексные технологии ремонта и защиты колонн в скважинах Барсуковского месторождения / О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов, С.Е. Мезиков, А.Ю. Пресняков // Нефть. Газ. Новации. – 2009. – № 5–6. – С. 108–112.

В статье рассмотрена проблема долгого расчета бассейновых моделей, которая была и остается актуальной на протяжении многих лет существования технологии. Приведена информация о теоретически возможном приросте производительности расчета моделей благодаря использованию параллельных вычислений. Выявлены факторы, ограничивающие достижение кратного прироста на практике. Проведен анализ технической реализации параллельных вычислений бассейновых моделей в программном обеспечении PetroMod®, ее преимущества и недостатки. Дана характеристика методов моделирования миграции углеводородов Hybrid и Combined, созданных с целью сокращения общего времени расчета бассейновых моделей по сравнению с методом моделирования миграции по закону Дарси. Определены ключевые факторы, влияющие на время расчета бассейновых моделей с использованием разных методов моделирования миграции углеводородов. Дано описание методики проведения бенчмаркинга на основе множества расчетов региональной бассейновой модели, состоящей из более чем 5 млн. ячеек. Определена эффективность параллельных вычислений в зависимости от количества задействованных для расчета ядер/потоков центрального процессора, каналов и общего объема оперативного запоминающего устройства, а также конфигурации бассейновой модели. Численно оценен прирост производительности при использовании электронно-вычислительных машин на основе аппаратных средств как серверного, так и потребительского сегментов. По результатам проведенного бенчмаркинга выявлены главные факторы высокой производительности для всех процессов, входящих в расчет бассейновой модели. Даны рекомендации по выбору аппаратных средств, позволяющих на практике добиться наибольшей производительности расчетов бассейновых моделей в программном обеспечении PetroMod®.

Список литературы

1. Baur F., Scheirer A.H., Peters K.E. Past, present, and future of basin and petroleum system modeling // AAPG Bulletin. – 2018. – V. 102, No. 4. – Р. 549-561. - http://dx.doi.org/10.1306/08281717049

2. Hantschel T., Kauerauf A.I., Wygrala B. Finite element analysis and ray tracing modeling of petroleum migration // Marine and Petroleum Geology. – 2000. – V 17.–

Р. 815–820. - https://doi.org/10.1016/S0264-8172(99)00061-6

3. Hantschel T., Kauerauf A. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. – Berlin Heidelberg: Springer-Verlag, 2009.

4. Sutter, H. The free lunch is over: A fundamental turn toward concurrency in software // Dr. Dobb’s journal. – 2005. – V. 30(3). – P. 202-210.

5. Amdahl G.M. Validity of a single processor approach to achieving large scale computer capabilities. In: Proceedings American Federation of Information Processing Societies (AFIPS) Spring Joint Computer Conference, Atlantic City, NJ, USA. – 1967. – Р. 483–485. - https://doi.org/10.1109/N-SSC.2007.4785615

6. Bücker H.M., Kauerauf A.I., Rasch A. A smooth transition from serial to parallel processing in the industrial petroleum system modeling package PetroMod // Computers & Geosciences.– 2008. – V. 34. – Р. 1473-1479.

7. High-performance reservoir simulations on modern CPU-GPU computational platforms/ K. Bogachev, S. Milyutin, A. Telishev [et al.] // ICE–2018.

8. Comparison between the different approaches of secondary and tertiary hydrocarbon migration modeling in basin simulators./ S. Pegaz-Fiornet, B. Carpentier, A. Michel, S. Wolf // Basin Modeling: New Horizons in Research and Applications: AAPG Hedberg, Series. - 2012. – No. 4. - P. 221 – 236.

9. Kleine A., Kauerauf A.I. Combined migration method for basin modeling, United States patent US20140358502A1 (Dec. 4 2014).

10. Baur F., Katz B. Some practical guidance for petroleum migration modeling.// Marine and Petroleum Geology. – 2018. – V. 93. P. 409–421. – https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.03.003

11. Integrating structural geology and petroleum systems modeling - A pilot project from Bolivian’s fold and thrust belt / F. Baur, M. Di Benedetto, T. Fuchs [et al.] // Marine and Petroleum Geology. – 2009. – V. 26. – Р. 573–579. - https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2009.01.004

В статье рассмотрена проблема определения объемов изысканий, выполняемых при обследовании площадок строительства крупногабаритных стальных резервуаров (РВС), в условиях наличия слабонесущих неоднородных грунтов. Приведены сведения об авариях резервуаров с утечкой нефтепродуктов, а также указаны основные причины таких аварий. Показано, что непроектные нагрузки, вызванные процессом неравномерного оседания конструкции резервуара, создают зоны повышенных напряжений и развития недопустимых деформаций, что является главной причиной аварий на объектах хранения нефти и нефтепродуктов. Проанализированы причины появления зон неоднородности. Отмечено, что основной причиной могут являться ошибочно спланированные и выполненные инженерные изыскания. Выполнен анализ требований отечественных и зарубежных нормативных документов в части назначения объемов изыскательских работ на площадках строительства крупногабаритных вертикальных стальных резервуаров. Использован геометрический подход к определению вероятности попадания изыскательской скважины в зону неоднородности, имеющей случайное расположение внутри контура РВС. Проведено обобщение проведенных ранее расчетов с применением метода конечных элементов и получены зависимости действующих эквивалентных напряжений от величины вертикальной составляющей неравномерной осадки центральной части днища. Построена зависимость вероятности попадания скважины (скважин) в зону неоднородности от радиуса зоны неоднородности для резервуаров наиболее распространенных типоразмеров РВС. Предложены концептуальные подходы и способы, позволяющие полностью исключить вероятность развития локальных зон неоднородности, в том числе на основе применения технологии многоракурсной георадиотомографии, принцип действия которой основан на сканировании сплошных сред антенной решеткой с распределенными приемными и передающими высокочастотными антеннами широкого диапазона.

Список литературы

1. Чепур П.В. Напряженно-деформированное состояние резервуара при развитии неравномерных осадок его основания: дис. ... канд. техн. наук. - М.: 2015. – 181 с.

2. Тарасенко А.А., Грученкова А.А., Тарасенко М.А. Анализ различий в требованиях отечественных нормативов и стандартов США при развитии неравномерной осадки днища резервуара // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №8. – С. 132-135.

3. Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Серия 03. Выпуск 69. — М.: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 240 с.

4. Грученкова А.А. Напряженно-деформированное состояние резервуаров при локальной неоднородности грунтового основания: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2020. – 140 с.

5. Справочник геотехника. Основания, фундаменты и подземные сооружения /под общ. ред. В.А. Ильичева и Р.А. Мангушева. – М.: Изд-во АСВ, 2014. – 728 с.

6. Экспериментальные исследования возможности определения физических и электрофизических свойств многослойной среды с помощью радиоволновой томографии / Д.Б. Романов, А.А. Зыков, И.С. Федянин, Ю.А. Сухобок // Известия вузов. Физика. – 2020. – Т. 63. – № 2 (746). – С. 30-35. –

DOI: https://doi.org/10.17223/00213411/63/2/30

Предложен критерий разрушения трубопровода с поверхностными и сквозными продольными плоскостными дефектами, основанный на разрушающих испытаниях образцов с искусственными трещинами по ширине и толщине образцов. Образцы изготавливались из стенки трубопровода. По глубине трещины, разрушающей нагрузке и диаграмме деформирования металла образца строилась зависимость разрушающего номинального напряжения от глубины трещины и определялась вязкость разрушения при распространении трещины в направлении толщины стенки и сквозной трещины. Выявлено соответствие предложенного критерия критерию разрушения по пределу трещиностойкости. Если предположить, что напряженно-деформированное состояние в образце с трещиной при разрушении близко к напряженно-деформированному состоянию в зоне продольной поверхностной трещины в трубопроводе при разрушении, то можно применить предложенный подход к оценке прочности трубопровода с трещиной при таких же толщине стенки и диаграмме деформирования, как у образца. Рассмотрены условия образования в трубопроводе так называемой «утечки до разрушения» в зависимости от коэффициента анизотропии вязкости разрушения. Предложен и обоснован подход к ранжированию плоскостных дефектов в трубопроводе по степени опасности с использованием образования утечки до разрушения. Показано, что последствия течи существенно меньше последствий разрушения. Это обстоятельство необходимо принимать во внимание при ранжировании плоскостных дефектов по степени опасности. Таким образом, определив по результатам внутритрубной диагностики длину поверхностного дефекта, еще до наступления инцидента можно оценить вид возможной потери герметичности: разрыв или утечка. Те дефекты, которые могут привести к разрыву, должны ремонтироваться в первую очередь.

Список литературы

1. Failure stress levels of flaws in pressurized cylinders / J.F. Kiefner [et al.] // American society of testing and materials report No. ASTM STP 536. – 1973. – P. 461–481. - http://dx.doi.org/10.1520/stp49657s

2. Cosham A., Hopkins Ph., Leis B. Сrack-like defects in pipelines: the relevance of pipeline-specific methods and standards // Proceedings of the 9th International Pipeline Conference, September 24–28, 2012. – Calgary, Alberta. - https://doi.org/10.1115/IPC2012-90459

3. Validate crack assessment models with in-service and hydrotest failures / Y. Jason, Zh. Shenwei, K. Shahani [et al.] // Proceedings of the 12th International Pipeline Conference September 24–28, 2018. – Calgary, Alberta. - https://doi.org/10.1115/IPC2018-78251

4. Model error assessment of burst capacity models for energy pipelines containing surface cracks / Z. Yan [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. – 2014. – August–September. - Р. 120–121. - https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2014.05.007

5. Scott C. Further development of the gamma exponent model for assessment of flaws in oil and gas pipelines // Journal of Pipeline Science and Engineering. – 2021. – V. 1. – Р. 321–328. - DOI: https://doi.org/10.1016/j.jpse.2021.06.002

6. Механика катастроф. Определение характеристик трещиностойкости конструкционных материалов. Методические рекомендации. Т. 2. – М.: ФЦНТП ПП «Безопасность», Ассоциация КОДАС, 2001. – 254 с.

7. Пестриков В.М., Морозов Е.М. Механика разрушения. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2012. – 552 с.

8. Варшицкий В.М., Валиев М.И., Козырев О.А. Методология определения интервала повторных испытаний участка нефтепровода с трещиноподобными дефектами // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 3 (11). – С. 42–46.

9. Броек Д. Основы механики разрушения. – М.: Высшая школа, 1980. – 368 с.

10. Kiefner J.F., Kolovich K.M. Models for predicting failure stress levels for defects affecting ERW and flash-weld seams: Final report as the deliverable of sub-task 2.4 on U.S. Department of Transportation Other Transaction Agreement No. DTPH56-11-T-000003. - 2013.

11. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением / А.Р. Даффи, Дж.М. Мак Клур, Р.Дж. Айбер, У.А. Мэкси // Разрушение: в 7 т. Т. 5 / пер. с англ. - М.: Машиностроение, 1977. – С. 146–209.

В статье расммотрены результаты лабораторных исследований стабильности реологических параметров при прохождении через насос нефти, транспортируемой по нефтепроводу Узень – Атырау – Самара. Объектами исследования являлись две различающиеся по свойствам партии бузачинской нефтяной смеси и партия мангышлакской нефтяной смеси, отобранные на входе нефтеперекачивающей станции им. Т. Касымова. Мангышлакская нефтяная смесь характеризуется большим содержанием парафина, что обусловливает высокую температуру потери текучести; бузачинская нефтяная смесь – повышенным содержанием смол и соответственно высокой плотностью. При моделировании и изучении бузачи-мангышлакских нефтяных смесей показано, что основным компонентом, влияющим на процессы структурирования и, следовательно, тиксотропные свойства, является высокопарафинистая мангышлакская нефть. Наиболее характерные для тиксотропных жидкостей кривые наблюдаются при температурах, соответствующих температурой потери текучести или граничащих с ней, – постепенное увеличение скорости сдвига приводит к сдвиговой деформации и разрушению структурированной нефтяной дисперсной системы, при снижении скорости сдвига происходит постепенное восстановление структуры. Из полученных лабораторных исследований следует, что высокозастывающие бузачи-мангышлакские нефтяные смеси обладают тиксотропными свойствами, благодаря которым структура нефти и реологические свойства могут восстанавливаться после длительных и значительных деформационных воздействий, например, таких как прохождение нефти через насос. При этом ввод депрессорной присадки не только приводит к снижению реологических параметров нефтесмеси, но и способствует сокращению времени тиксотропного ответа нефтяной дисперсной системы на сдвиговые воздействия. Изучение влиянии состава, наличия депрессорных присадок, температуры и деформационных условий на реологические и тиксотропные свойства имеет большое значение при исследовании возможностей регулирования реологических параметров аномальных нефтей. Кроме того, полученные данные необходимы для проведения теплогидравлических расчетов и определения условий безопасной перекачки нефти

Список литературы

1. Физико-химические и реологические параметры нефтей Республики Казахстан. Справочник / Е.С. Махмотов, В.Б. Сигитов, О.Б. Исмурзин [и др.]. – Алматы: Жибек Жолы, 2008.

2. Матвеенко В.Н., Кирсанов Е.А., Ремизов С.В. Реология структурированных дисперсных систем // Вестник Московского университета. Серия 2: Химия. – 2006. – Т.47. – №6. – С. 393–397.

3. Физический смысл реологических коэффициентов в обобщенной модели Кэссона / Е.А. Кирсанов, С.В. Ремизов, Н.В. Новоселова, В.Н. Матвеенко // Вестник Московского университета. Серия 2: Химия. – 2007. – Т. 48. – № 1. – С. 22–26.

4. Малкин А.Я., Исаев А.И. Реология: концепции, методы, приложения / пер. с англ. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2010 – 560 с.

5. Васенева А.А., Некучаев В.О., Филиппов И.С. Неньютоновские и тиксотропные свойства смесей нефтей Тимано-Печорской провинции // Нефтегазовое дело. – 2013. – №3. – С. 75–86.

6. Аллаяров И.Р., Лаздин Р.Ю., Кулиш Е.И. Изучение тиксотропных свойств растворов карбоксиметилцеллюлозы // Вестник Башкирского университета. – 2017. – Т. 22. – № 4. – С. 981–984.

7. Изучение реологических свойств тяжелой высоковязкой нефти Ярегского месторождения / М.Н. Никитин, П.Д. Гладков, А.В. Колонских [и др.] // Записки Горного института. – 2012. – Т. 195. – С. 73–77.