В статье приведены результаты исследований научно-технологических приоритетов топливно-энергетического комплекса Российской Федерации. В исследованиях применен ряд методик, позволяющих изучать обеспечение технологического суверенитета энергетики в разрезе мирового энергетического перехода и климатической повестки с учетом уровней технологического развития базовых и перспективных отечественных технологий в нефтегазовой отрасли, угольной отрасли и электроэнергетике. Кроме того, методики дают возможность учесть обеспечение непрерывности ведения бизнеса компаний, уровень текущей локализации производства оборудования, компонентов, материалов и специализированного программного обеспечения. Отдельно рассмотрены «сквозные» технологии, применяемые в каждой из отраслей топливно-энергетического комплекса. Установлены особенности развития технологий энергетического перехода, в том числе в области водородной энергетики, CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage – улавливание, использование и хранение диоксида углерода), а также систем накопления электрической энергии, утилизации и применения отходов, биоэнергетики, мониторинга выброса парниковых газов и сохранности многолетнемерзлых пород. Проанализированы особенности научно-технологических приоритетов в нефтегазовой сфере для вертикально-интегрированных нефтяных компаний, нефтесервисных, нефте- и газоперерабатывающих предприятий. В энергетике приоритеты разделены на генерацию, передачу и распределение электроэнергии, в угольной отрасли на шахтную и карьерную добычу угля. Для достижения представленных в статье приоритетов технологического развития топливно-энергетического комплекса России предложен ряд мер, в том числе с возможностью интеграции российских науки, инжиниринга и производства с программами развитии энергетического сектора стран БРИКС. Для примера рассчитан и обоснован один из векторов развития нефтегазовой промышленности – создание высокотехнологичной нефтесервисной отрасли.

Список литературы

1. Жданеев О.В. Технологический суверенитет топливно-энергетического комплекса Российской Федерации // Записки Горного Института. – 2022. – № 7 (57). – C. 32–37. – http://doi.org/10.31897/PMI.2022.107

2. Brás G.R. Pillars of the Global Innovation Index by income level of economies: longitudinal data (2011-2022) for researchers’ use // Data Brief. – 2023. – V. 46. – P. 108818. – http://dx.doi.org/10.1016/j.dib.2022.108818

3. Крюков В.А. О взаимосвязи и взаимодействии экономической, промышленной и научно-технологической политик // Управление наукой: теория и практика. – 2020. – Т. 2. – № 2. – С. 15-46. – https://doi.org/10.19181/smtp.2020.2.2.1

4. Проблемы реализации нефтегазового потенциала баженовско-абалакского нефтегазоносного комплекса в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре / Е.Е. Оксенойд [и др.] // Георесурсы. – 2023. – № 2(1). – С. 51–59. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.1.6

5. Особенности построения геологической модели залежи сверхвязкой нефти при планировании системы разработки методом парогравитационного дренажа / С.П. Новикова, Д.К. Нургалиев, В.А. Судаков [и др.] // Георесурсы. –2017. – Т. 19. – № 4. – Ч. 1. – С. 331-340. – https://doi.org/10.18599/grs.19.4.5

6. Жданеев О.В., Фролов К.Н. О приоритетных направлениях развития буровых технологий в России // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 42–48. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-42-48

7. Groenendijk D.J., Bouts S., van Wunnik J.N.M. Performance improvement of chemical enhanced oil recovery by divalent ion–complexing agents // J. Pet. Sci. Eng. – 2022. – V. 215. – P. 110609. – http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110609

8. Digital Twin for the Oil and Gas Industry: Overview, Research Trends, Opportunities, and Challenges / T.R. Wanasinghe, L. Wroblewski, B.K. Petersen [et al.] // IEEE. – 2020. – V. 8. – P. 104175–104197. – http://dx.doi.org/10.1109/ACCESS.2020.2998723

9. Multiphase Flow Meters Targeting Oil & Gas Industries / M. Meribout, A. Azzi, N. Ghendour [et al.] // Measurement. – 2020. – V. 165. – P. 108111. –http://dx.doi.org/10.1016/j.measurement.2020.108111

10. Theoretical study of brine secondary imbibition in sandstone reservoirs: Implications for H2, CH4, and CO2 geo-storage/ B. Pan, X. Yin, W. Zhu [et al.] // Int. J. Hydrogen Energy. – 2022. – V. 47. – № 41. – P. 18058–18066. – http://dx.doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.03.275

11. Litvinenko V. The Role of Hydrocarbons in the Global Energy Agenda: The Focus on Liquefied Natural Gas // Resources. – 2020. – V. 9. – № 5. – P. 59. – http://dx.doi.org/10.3390/resources9050059

12. Жданеев О.В., Коренев В.В., Рубцов А.С. О приоритетных направлениях и развитии технологий переработки нефти в России (обзор) // Журнал прикладной химии. – 2020. – Т. 93. – № 9. – С. 1314-1325. – https://doi.org/10.31857/S0044461820090029  

13. Нефтехимическая отрасль России: анализ текущего состояния и перспектив развития / Е.А. Голышева, О.В. Жданеев, В.В. Коренев [и др.] // Журнал прикладной химии. – 2020. - Т. 93. - № 10. - С. 1499-1507. - https://doi.org/10.31857/S0044461820100126

14. Жданеев О.В., Зуев С.С. Вызовы для энергосектора России до 2035 года // Энергетическая политика. – 2020. - № 3(145). - С. 12-23. - https://doi.org/10.46920/2409-5516_2020_3145_12

15. Milošević N.D., Popović Ž.N., Kovački N.V. A multi-period multi-criteria replacement and rejuvenation planning of underground cables in urban distribution networks // Int. J. Electr. Power Energy Syst. – 2023. – V. 149. – P. 109018. – http://dx.doi.org/10.1016/j.ijepes.2023.109018

16. Key challenges for the development of the hydrogen industry in the Russian Federation / S. Bazhenov, Y. Dobrovolsky, A. Maximov, O. Zhdaneev // Sustainable Energy Technologies and Assessments. – 2022. – V. 54. – P. 102867. – https://doi.org/10.1016/j.seta.2022.102867

17. Филиппов С.П., Жданеев О.В. Возможности использования технологий улавливания и захоронения диоксида углерода при декарбонизации мировой экономики // Теплоэнергетика. – 2022. - Т. 69. - № 9. - С. 637-652. - https://doi.org/10.56304/S0040363622090016

18. Renewable electricity business models in a post feed-in tariff era / P. Rövekamp, M. Schöpf, F. Wagon, [et al.] // Energy. – 2021. – V. 216. – P. 119228. –http://dx.doi.org/10.1016/j.energy.2020.119228

19. Dai X., Wei K., Zhang X. Analysis of the Peak Load Leveling Mode of a Hybrid Power System with Flywheel Energy Storage in Oil Drilling Rig // Energies. – 2019. – V. 12. – № 4. – P. 606. –http://dx.doi.org/10.3390/en12040606

20. Яценко В.А., Лебедева М.Е. Прогноз динамики спроса на мировом рынке редкоземельных металлов // Мир экономики и управления. – 2021. – V. 21(4). –P. 124-145. – http://dx.doi.org/10.25205/2542-0429-2021-21-4-124-145

21. Waterborne polymers as kinetic/anti-agglomerant methane hydrate and corrosion inhibitors: A new and promising strategy for flow assurance / A. Farhadian, M.A. Varfolomeev, A. Kudbanov [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2020. – V. 77. – P. 103235. –http://dx.doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103235

22. Вопросы технической политики отраслей ТЭК Российской Федерации / О.В. Жданеев, П.В. Бравков, А.А. Дурдыева [и др.]. – М.: Наука, 2020. – 304 с. –http://dx.doi.org/10.7868/9785020408241

Высокая выработанность традиционных коллекторов нефтегазовых месторождений обусловливает необходимость изучения и моделирования резервуаров сложного строения, в том числе краевых участков залежей с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Для прогноза литологических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов получили распространение методы атрибутного анализа и петроупругого моделирования. Общепринятый подход к петроупругому моделированию состоит в построении флюидоминеральной модели и на ее основе – петроупругой модели. Для построения флюидоминеральной модели используются простые уравнения, например, по данным акустического каротажа. При этом для получения решения общее число минеральных компонентов не должно превышать число уравнений. В случае сложного разреза часто не хватает комплекса данных геофизических исследований скважин (ГИС) для определения основного минерально-компонентного состава. В то же время петроупругое моделирование базируется на сложных теоретических моделях, основанных на упругих модулях. Это приводит к противоречию с уравнениями, использованными при построении минеральной модели с привлечением данных ГИС. Для сохранения более детального минерально-компонентного состава и получения согласованных между собой флюидоминеральной и петроупругой моделей предложен подход к их совместному построению. Ввиду ограниченного комплекса ГИС компоненты минерального состава объединяются, что требует донастройки табличных констант. Поэтому при совместном флюидоминеральном и петроупругом моделировании реализованы механизмы автоматической настройки параметров модели и настройки параметров модели и петрофизических констант в условиях ограниченных данных.

Список литературы

1. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 258 с.

2. Вендельштейн Б.Ю., Козяр В.Ф., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. – Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. – 260 с.

3. Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа. – М.: ВНИГНИ, 1987. – 20 с.

4. Разработка алгоритмов настройки изотропных петроупругих моделей / О.В. Надеждин, И.Д. Латыпов, А.В. Марков [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2022. – № 6. – C. 13–19. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-6-13-19

5. Совершенствование методов атрибутного анализа и петроупругого моделирования / О.В. Надеждин, И.Д. Латыпов, Г.Г. Елкибаева [и др.]. – М.: РОСНЕФТЬ. Технологический буклет, 2019.

6. Опыт применения технологий анализа данных при поиске пропущенных продуктивных интервалов / О.В. Надеждин, Д.В. Ефимов, Л.Р. Миникеева, А.В. Марков // SPE-191597-18RPTC-MS. – 2018. - https://doi.org/10.2118/191597-18RPTC-MS

Применение постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей позволяет решать задачи повышения эффективности разработки месторождений. Качество и достоверность геологической основы напрямую зависит от использования литолого-фациальной составляющей с интеграцией седиментологических факторов, что дает возможность оценить уровень изученности объекта и является базой для планирования геолого-разведочных работ на всех стадиях, включая доразведку. Целью работы являлось выявление перспективных зон пласта U₂ месторождений восточного склона Сургутского свода на основе реконструкции фациальной обстановки седиментации. Основные перспективы связаны с верхней частью тюменской свиты – пластами U₂ и U₃. Несмотря на большой объем накопленных результатов исследований слагающих пород, степень изученности пластов все еще недостаточна вследствие сложности геологического строения, невыдержанности отложений и отсутствия четких прогнозных критериев выделения зон промышленной продуктивности на фоне противоречивых результатов испытаний и технологических проблем вскрытия и освоения. Выделение и районирование зон распространения предполагаемых резервуаров с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами сопряжено с трудностями, обусловленными особенностями формирования отложений в континентальных и прибрежно-морских обстановках осадконакопления. В ходе исследования изучены состав и структура разноранговых осадочных систем, определены механизм и обстановки их формирования с последующим анализом постседиментационных изменений пород. Это позволило с разной степенью детальности спрогнозировать распределение в пространстве осадочных тел с различными фильтрационно-емкостными свойствами. При восстановлении обстановок осадконакопления учитывался широкий спектр признаков: минеральный состав пород, текстурно-структурные особенности, характер границ между литологическими единицами, минеральные новообразования, фаунистические и флористические остатки. Приведена литолого-фациальная характеристика отложений изучаемого пласта, определены закономерности распространения выделенных фациальных и литологических типов пород по разрезу и площади, установлены перспективные зоны развития лучших коллекторов изучаемого пласта.

Совместное российско-вьетнамское предприятие «Вьетсовпетро» уже более 40 лет успешно осуществляется свою деятельность на шельфе Социалистической Республики Вьетнам. Предприятие располагает обширным собственным флотом технологических судов и плавучих буровых установок. Флот буровых установок состоит из пяти самоподъемных плавучих буровых установок (СПБУ): «Там Дао-01», «Там Дао-02», «Там Дао-03», «Там Дао-05» и «Кыу Лонг». Для обеспечения безусловной безопасности эксплуатации СПБУ и исполнения требований надзорных классификационных обществ систематически выполняется плановый и капитальный ремонт установок, в том числе с проведением работ в сухом доке. В 2023 г. ремонтные работы в сухом доке были запланированы для СПБУ «Там Дао-01». Однако значительные габариты СПБУ и существующая доковая инфраструктура Вьетнама позволяют осуществить постановку плавучих буровых установок только на судоремонтном заводе Dung Quat, расположенном в центральном Вьетнаме на расстоянии более 400 морских миль от производственной базы СП «Вьетсовпетро». Учитывая активно развивающийся и непрерывно растущий флот, работающий на шельфе Вьетнама, сухой док предприятия Dung Quat имеет высокую востребованность и, как следствие, повышенную загрузку. Удаленность и ограниченная доступность дока Dung Quat привели к тому, что для организации ремонта СПБУ «Там Дао-01» потребовалось применить высокий уровень компетенций «Вьетсовпетро» в области осуществления морских операций и разработать уникальные решения для постановки буровой установки на ремонт в условиях ограниченной доступности сухого дока. В результате удалось своевременно и безопасно осуществить транспортировку и постановку на ремонт СПБУ «Там Дао-01».

Точная оценка добычи является сложной задачей, что ограничивает эффективную разработку месторождений нефти, особенно в условиях нерешенности проблемы взаимодействия существующих и новых скважин. Сложность получения таких оценок заключается в неопределенности пластовых условий, в том числе характера взаимовлияния скважин. В статье приведены результаты анализа связанности пласта на основе оценки взаимовлияния скважин в динамике. Эмпирической базой для построения моделей стали ежедневные данные о добыче жидкости, пластовом и забойном давлении по 82 добывающим скважинам одного месторождения в динамике с января 1997 г. по октябрь 1999 г.. Анализ предусматривал оценку пространственной автокорреляции ежедневного дебита жидкости добывающих скважин с помощью индекса Морана и построение пространственно-панельной модели с пространственной и лаговой компонентами с фиксированными эффектами. Выбор спецификации модели осуществлялся на основе тестов Балтаги – Сонга – Коха и Хаусмана. Расчеты показали наличие положительной пространственной авторегрессионной зависимости средней добычи жидкости скважины с добычей соседних скважин, более сильно проявляющуюся на расстоянии 750 м, нежели 1000 м. Построенная модель показала отрицательную пространственную связь продуктивности скважин при наличии не учтенных в модели факторов, имеющих положительное пространственное влияние на соседние скважины в условиях влияния пластового и забойного давлений. Показано, что пространственные модели, построенные на панельных данных, пригодны для прогнозирования и позволяют учитывать как пространственную, так и временную изменчивость продуктивности расположенных по соседству скважин.

Список литературы

1. Montgomery J.B., O’Sullivan F.M. Spatial variability of tight oil well productivity and the impact of technology // Applied Energy. – 2017. – V. 195. – P. 344–355. http://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.03.038

2. Zhang Y., Hu J., Zhang Q. Application of locality preserving projection-based unsupervised learning in predicting the oil production for low-permeability reservoirs // SPE-201231-PA. - 2021. - http://doi.org/10.2118/201231-PA

3. Ahmadi M.A., Galedarzadeh M., Shadizadeh S.R. Low parameter model to monitor bottom hole pressure in vertical multiphase flow in oil production wells // Petroleum. – 2016. – V. 2(3). – P. 258–266. - http://doi.org/10.1016/j.petlm.2015.08.001

4. A review on application of data-driven models in hydrocarbon production forecast / Ch. Cao, P. Jia, L. Cheng [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 212. – 110296 p. http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110296

5. Attanasi E.D., Freeman P.A. Growth drivers of Bakken oil well productivity // Natural Resources Research. – 2020. – V. 29. – P. 1471-1486. http://doi.org/10.1007/s11053-019-09559-5

6. Бахитов Р.Р. Применение алгоритмов машинного обучения в задачах прогноза коэффициента продуктивности скважин карбонатных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 82–85. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-82-85

7. Evaluating the relationship between well parameters and production using multivariate statistical models: a Middle Bakken and Three Forks case history / E. Lolon, K. Hamidieh, L. Weijers [et al.] // SPE-179171-MS. – 2016. - https://doi.org/10.2118/179171-MS

8. Application of geographically weighted regression to model the effect of completion parameters on oil production – case study on unconventional wells / M.E. Wigwe, M.C. Watson, A. Giussani [et al.] // SPE–198847–MS. – 2019. - https://doi.org/10.2118/198847-MS

9. Comparative evaluation of multi-basin production performance and application of spatio-temporal models for unconventional oil and gas production prediction / M.E. Wigwe, E.S. Bougre, M.C. Watson, A. Giussani // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10(8). – P. 3091–3110. - http://doi.org/10.1007/s13202-020-00960

10. Malanichev A. Limits of technological efficiency of shale oil production in the USA // Foresight and STI Governance. – 2018. – V. 12(4). – P. 78–89. - http://doi.org/10.17323/2500-2597.2018.4.78.89

11. Millo G., Piras G. Splm: Spatial Panel Data Models in R // Journal of Statistical Software. – 2012. – V. 47(01). – P. 1–38. - http://doi.org/10.18637/jss.v047.i01

В статье представлена компьютерная технология оптимизации добычи нефти по группе скважин при наличии ограничений различного уровня, включая инфраструктурные. Технология основана на интегрированном моделировании системы пласт – скважина – наземная инфраструктура, которое охватывает весь цикл управления разработкой месторождения. Оригинальная интегрированная модель включает иерархическую модель фильтрации, описывающую многофазный приток к группе скважин в трещиноватом пласте, модель оптимизации добычи нефти при ограничениях на отборы нецелевого флюида, модель наземного обустройства месторождения, модель многофазного течения в системе сбора куста и в стволе скважины с учетом скважинного оборудования. Интегрированная модель реализована в виде расчетного модуля оптимизации добычи в программном комплексе «РН-КИН». Модуль является удобным инструментом для оперативного управления режимами работы скважин. С применением данной технологии можно воспроизводить параметры работы скважин (забойное давление, дебиты фаз), прогнозировать их изменение для заданного краткосрочного периода, управлять режимами работы с учетом пластовой и наземной интерференции, а также находить оптимальные режимы работы скважин, которые наилучшим образом реализуют потенциал пласта и согласуются с системой обустройства в целом. Апробация технологии и разработанного на ее основе расчетного модуля выполнена на данных одного из крупных нефтегазовых месторождений Российской Федерации, приуроченного к трещиноватому карбонатному коллектору. Представлен пример использования технологии для группы скважин, для которых найдены оптимальные значения дебитов и соответствующая им накопленная добыча нефти, воды и газа за период прогноза, а также определены параметры скважинного оборудования.

Список литературы

1. Уточнение геологического строения Юрубчено-Тохомского месторождения по данным исследований скважин методом гидропрослушивания / Р.К. Разяпов, А.С. Сорокин, С.Г. Вольпин [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 80–84.

2. 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.

3. Киселев В.М., Козяев А.А., Коротышева А.В. Анализ систем естественной трещиноватости Юрубчено-Тохомского месторождения // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 6. – С. 22–25.

4. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А.Э. Конторович, А.Н. Изосимова, А.А. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 1996. – Т. 7. – № 8. – С. 166-195.

5. Интегрированный подход к построению модели сложнопостроенного карбонатного коллектора на территории Восточной Сибири / Н.М. Кутукова, В.Л. Шустер, М.В. Панков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 23–27. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-23-27

6. Кошманов П.Е., Исбир Ф.А. Стабилизация энергетического состояния пласта путем балансировки отборов нефти и газа газовой шапки в условиях карбонатного каверново-трещинного коллектора Юрубченской залежи // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 5. – С. 80–84. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-80-83

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

8. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 396 с.

9. Базара М., Шетти К. Нелинейное программирование. Теория и алгоритмы. – М.: Мир, 1982. – 583 с.

10. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 c.

При анализе производительности скважин часто используются ресурсозатратные гидродинамические модели, альтернативой которым являются простые аналитические модели. Для построения точной гидродинамической модели при проведении численных расчетов необходимы корректные исходные данные, которых может и не быть, и большие вычислительные мощности, поэтому использование такой модели не всегда оправдано. С другой стороны, аналитический подход, обладая высокой скоростью расчета, не учитывает ряд параметров исследуемой системы. В простейших случаях рассматривается однородный изотропный пласт, в котором происходит однофазная фильтрация. В качестве примера решения однородной задачи можно привести функцию Грина для бесконечного плоского однородного изотропного пласта. Такой подход не всегда приемлем с точки зрения практического применения, по меньшей мере, необходимо моделировать конечный неоднородный коллектор. Существует также класс обратных задач гидродинамических исследований скважин, адаптации динамики и др., где требуется как высокая скорость расчетов, так и учет многих особенностей рассматриваемой области, однако имеющиеся коммерческое программное обеспечение (ПО) и аналитические подходы не всегда могут удовлетворить этим условиям по указанным выше причинам.

В данной статье рассмотрен подход, который сочетает преимущества как численного, так и аналитического подходов при моделировании фильтрации и производительности скважин. Идея заключается в численном поиске поправочного слагаемого к простейшим аналитическим моделям скважин и трещин для учета неоднородности области фильтрации. В поправочном слагаемом заложены фильтрационно-емкостные свойства пласта и учтены граничные условия, что позволяет существенно ускорить сложные гидродинамические расчеты. На основе рассмотренного подхода реализована программа, которая оперативно рассчитывает производительность скважин в неоднородных пластах и вычисляет матрицу взаимных продуктивностей для оценки работы скважин.

Список литературы

1. A Semi-Analytical Approach for Productivity Evaluation of Wells with Complex Geometry in Multilayered Reservoirs / R. Basquet [et al.] // SPE-49232-MS. – 1998. - https://doi.org/10.2118/49232-MS

2. Blasingame T., Shahram A., Rushing J. Evaluation of the Elliptical Flow Period for Hydraulically-Fractured Wells in Tight Gas Sands - Theoretical Aspects and Practical Considerations // SPE-106308-MS. – 2007. - http://doi.org/10.2118/106308-MS

3. Henk A. vander Vorst. Iterative Krylov Methods for Large Linear Systems. – Cambridge University Press, 2003. - 230 p.

4. Kikani J. Modelling Pressure-Transient Behavior of Sectionally Homogeneous Reservoirs by Boundary-Element Method // SPE-19778-PA. - 1993. - https://doi.org/10.2118/19778-PA

5. Kuchuk F.J., Habashy T. Pressure Behavior of Laterally Composite Reservoirs // SPE-24678-PA. – 1998. - https://doi.org/10.2118/24678-PA

6. Levitan M.M., Crawford G.E. General Heterogeneous Radial and Linear Models for Well-Test Analysis // SPE-78598-PA. – 2002. - http://doi.org/10.2118/78598-PA

7. Jin Y., Chen K.P., Chen M. Analytical solution and mechanisms of fluid production from hydraulically fractured wells with finite fracture conductivity // J Eng Math. – 2015. – V. 92. – P. 103–122. - http://doi.org/10.1007/s10665-014-9754-x

8. Yudin E., Gubanova A., Krasnov V. The method of express estimation of pore pressure map distribution in reservoirs with faults and wedging zones // SPE-191582-18RPTC-MS. – 2018. - http://doi.org/10.2118/191582-18RPTC-MS

9. Differential Approach to Determination of Compartmentalized Reservoir Properties / E. Yudin, A. Lubnin [et al.] // SPE-161969-MS. – 2012. - http://doi.org/10.2118/161969-MS

10. Analysis and Prediction of Well Performance in Heterogeneous Reservoirs Based on Field Theory Methods / E. Yudin, P. Poroshin, D. Korikov [et al.] // SPE-201955-MS. – 2020. - http://doi.org/10.2118/201955-MS

11. Oliver D.S. The Averaging Process in Permeability Estimation from Well Test Data // SPE 19845-PA. – 1990. - https://doi.org/10.2118/19845-PA

12. Ильин А.М. Краевая задача для эллиптического уравнения второго порядка в области с узкой щелью. 1. Двумерный случай // Математический сборник. – 1976. – Вып. 99(141):4.

13. Ильин Е.М. Особенности слабых решений эллиптических уравнений с разрывными старшими коэффициентами. II. Угловые точки линий разрыва // Записки научного семинара ЛОМИ. – 1974. – Т. 47. – C. 166–169.

14. Ладыженская О.А., Уральцева Н.Н. Линейные и квазилинейные уравнения эллиптического типа. – М.: Наука, 1973. – 576 c.

15. Назаров С.А., Пламеневский Б.А. Эллиптические задачи в областях с кусочно-гладкой границей. – М.: Наука, 1991. – 335 c.

16. Оганесян Л.А., Руховец Л.А. О вариационно-разностных схемах для линейных эллиптических уравнений второго порядка в двумерной области с кусочно-гладкой границей // Журнал вычислительной математики и математической физики. – 1968. – № 8:1. – P. 97–114.

17. Измаилов А.Ф., Солодов М.В. Численные методы оптимизации. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2005. - 304 с.

18. Prats M., Hazebroek P., Strickler W.R. Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior – Compressible-Fluid Case // SPE–98–РА–1962. – https://doi.org/10.2118/98-PA

19. Ramey H.J. Approximate Solutions for Unsteady Liquid Flow in Composite Reservoirs. // JCPT. – 1970. – 70-01-04. - https://doi.org/10.2118/70-01-04

20. Pressure Transient Behavior In Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity / A.J. Rosa [et al.] // SPE-26455-PA. - 1996. - https://doi.org/10.2118/26455-PA

При гидроразрыве пласта (ГРП) в наклонной скважине плоскость трещина развивается в вертикальной плоскости и расходится со стволом скважины выше и ниже места инициации. Оценка высоты трещины малоглубинными геофизическими методами в таком случае невозможна и ранее никогда не выполнялась в наклонно направленных скважинах. Для определения высоты и простирания трещины ГРП впервые применен метод скважинного сейсмоакустического зондирования по отраженным волнам, обладающий глубинностью исследования до 30 м. Применение метода включает регистрацию полной волновой картины по направлениям оси прибора, фильтрацию и суммирование данных, выделение полезного сигнала и его интерпретацию на основании данных об искривлении скважины и положении прибора в момент исследования. Представлены описание метода исследования, его ограничения. Приведены результаты работ и их сопоставление с изначальной моделью трещинообразования, для калибровки которой выполнялись исследования. Показана высокая сходимость параметров фактически полученной трещины с дизайном, рассчитанным аналитическими методами. Верификация используемой модели позволила выработать стратегию проведения ГРП в других скважинах и добиться высоких начальных дебитов при минимальной обводненности притока. В качестве ограничений метода отмечено отсутствие в настоящий момент математической базы для оценки раскрытости и полудлины трещины. Дальнейшее тестирование технологии, учитывающее деградацию трещины ГРП со временем, вероятно, позволит преодолеть данные ограничения и сделать представленное технологическое решение экономически целесообразной альтернативой методам микросейсмического мониторинга.

Список литературы

1. Сейсмоакустическое зондирование продуктивного пласта в горизонтальных скважинах для уточнения структуры и прогноза фильтрационных свойств. Скважинное сейсмоакустическое зондирование / Е. Карпекин, С. Орлова, Р. Тухтаев [и др.] // SPE-196958-RU. – 2019. - https://doi.org/10.2118/196958-MS

2. Revisiting Sonic Imaging with 3D Slowness Time Coherence / N. Bennett, A. Donald, T. Endo [et al.] // SEG. – 2020. – Р. 839–43. https://doi.org/10.1190/segam2019-3213539.1

3. Borehole Acoustic Imaging Using 3D STC and Ray Tracing To Determine Far-Field Reflector Dip and Azimuth / N. Bennett, A. Donald, S. Ghadiry [et al.] // SPWLA. – 2018. - Р. 48-56. - http://doi.org/10.30632/PJV60N2-2019a10

4. Pistre V., Sinha B., Kinoshita H. A New Modular Sonic Tool Provides Complete Acoustic Formation Characterization // SEG. – 2005. – Р. 1261–1265. - http://doi.org/10.1190/1.2144344

5. Hirabayashi N. Beamform Processing for Sonic Imaging Using Monopole and Dipole Sources // Geophysics. – 2020. – No. 86 (1). – Р. 1–58. – https://doi.org/10.1190/geo2020-0235.1.

В последнее время наблюдается повышенное внимание научного сообщества к газовым методам увеличения нефтеотдачи (МУН), что обусловлено в первую очередь необходимостью повышения коэффициента извлечения нефти на «зрелых» месторождениях, рационального использования нефтяного газа и снижения эмиссии углекислого газа. Кроме этого, газовые МУН являются весьма перспективными для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (низкопроницаемые и низкопродуктивные коллекторы, залежи высоковязкой нефти, и др.). В настоящее время многие нефтегазовые компании проводят научные исследования, направленные на оценку эффективности реализации таких проектов. Актуальной становится выработка научно обоснованных подходов к оценке эффективности проектов газовых МУН и выбору объектов для их реализации. Одним из ключевых этапов научных исследований являются лабораторные испытания, которые позволяют изучить физические процессы, происходящие в пластовой системе, установить механизмы нефтеизвлечения и получить экспериментальные данные, необходимые для создания композиционных моделей, на основе которых выполняется технико-экономическая оценка проектов.

В статье представлены методология и лабораторно-методическя база для проведения комплексных экспериментальных исследований в рамках научного сопровождения проектов с применением газовых МУН. Приведены результаты исследований эффективности использования нефтяного газа для повышения нефтеотдачи пласта одного из месторождений Восточной Сибири. Методология лабораторных исследований предусматривает последовательное выполнение следующего комплекса работ: подготовка и определение свойств кернового материала и пластовых флюидов, создание рекомбинированных проб флюидов, проведение стандартного и специализированного комплекса PVT-исследований, оценка параметров взаимодействия пластовых флюидов и газового агента, фильтрационные исследования на керновом материале, оценка рисков и негативных факторов при закачке газа, гидродинамическое моделирование на линейных моделях пласта. Основная цель лабораторных исследований – предварительная оценка эффективности использования газовых МУН для повышения углеводородоотдачи пласта изучаемого объекта и получение необходимых исходных данных для дальнейшего масштабирования и технико-экономической оценки проекта. По результатам комплексных исследований подтвержден высокий потенциал эффективного использования газовых агентов для рассмотренного объекта. Предложенная методология комплексных исследований будет тиражироваться в периметре компании при научном сопровождении проектов с применением газовых МУН.

Список литературы

1. Декарбонизация нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России / Е. Грушевенко, С. Капитонов, Ю. Мельников [и др.] / под ред. Т. Митровой, И. Гайда. – М.: Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, 2021. – 158 с. – https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_Decarbonization_of_oil_a...

2. Эдер Л.В., Проворная И.В., Филимонова И.В. Добыча и утилизация попутного нефтяного газа как направление комплексного освоения недр: роль государства и бизнеса, технологий и экологических ограничений // Бурение и нефть. – 2016. – № 10. – С. 8–15.

3. Применение углекислого газа в добыче нефти / В. Балинт, А. Бан, Ш. Долешал [и др.]. – М.: Недра, 1977. – 240 с.

4. Рязанцев М.В., Лозин Е.В. СО2-воздействие: из истории мировых и отечественных исследований // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 100-103. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-100-103

5. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

6. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин [и др.]. – М.: Недра, 1991. – 347 с.: ил.

7. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. – М.: Газоил пресс, 2006. – 200 с.

8. Испытания технологий газового и водогазового воздействия на Самотлорском месторождении / А.И. Вашуркин [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – 37 с.

9. Системный подход к ранжированию потенциальных объектов для применения газовых методов увеличения нефтеотдачи // Д.Г. Афонин, С.А. Левагин, Н.А. Морозовский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 69-75. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-69-75

10. Экспресс-оценка прироста коэффициента извлечения нефти в результате применения водогазового метода увеличения нефтеотдачи // А.В. Аржиловский, Д.Г. Афонин, А.А. Ручкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 63-67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-63-67

11. Эффективность водогазового воздействия в условиях гидрофильных и гидрофобных сред по данным лабораторных экспериментов на составных керновых колонках / В.А. Захаренко, А.В. Кобяшев, А.А. Пятков [и др.] // Нефтяная провинция. – 2021. – № 4. – С. 136-154. - https://doi.org/10.25689/NP.2021.4.136-154

12. Сравнение эффективности различных агентов воздействия (вода, водогазовое воздействие) в геологических условиях кавернозно-порового коллектора пласта Б Северо-Даниловского месторождения по результатам лабораторных экспериментов / А.В. Кобяшев, В.А. Захаренко, А.А. Пятков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 10. – С. 14-22. - https://doi.org/10.33285/0207-2351-2021-10(634)-14-22

13. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти диоксидом углерода из карбонатных пород / О.А. Морозюк, Н.Н. Барковский, С.А. Калинин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6. – С. 51-56. - https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-6(330)-51-56

14. Калинин С.А., Морозюк О.А., Лабораторные исследования карбонатных коллекторов месторождений высоковязкой нефти с использованием диоксида углерода (In Russ.), Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 2020, V. 20, no. 4, pp. 369-385. - https://doi.org/10.15593/2712-8008/2020.4.6

15. Оценка влияния попутного нефтяного газа с высоким содержанием диоксида углерода на режим вытеснения нефти при разработке Толумского месторождения / О.А. Морозюк, С.А. Калинин, С.А. Калинин [и др.] // Недропользование. – 2021. – Т.21. – № 1. – С. 42-48. - https://doi.org/10.15593/2712-8008/2021.1.7

16. Лабораторные исследования применения попутного нефтяного газа с высоким содержанием СО2 для закачки на Толумском месторождении / Р.Р. Мардамшин, А.В. Стенькин, С.А. Калинин [и др.] Недропользование. – 2021. – Т. 21. – № 4. – С. 163-170. - https://doi.org/10.15593/2712-8008/2021.4.3

17. Сhung F.T.H., Jones R.A., Nguyen H.T. Measurements and Correlations of the Physical Properties of CO2/Heavy-Crude-Oil Mixtures // SPE-15080-PA. – 1988. – https://doi.org/10.2118/15080-PA

18. Wu R.S., Batycky J.P. Evaluation of miscibility from slim tube tests // The Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1990. – V. 29. – No. 6. – P. 63–70. - https://doi.org/10.2118/90-06-06

19. Farouq Ali S.M., Thomas S. Steam and СО2 Combination Flooding of Fractured Cores: Experimental Studies // PETSOC-95-80. – 1995. – https://doi.org/10.2118/95-80

20. Rao D.N., Lee J.I. Evaluation of Minimum Miscibility Pressure and Composition for Terra Nova Offshore Project Using the New Vanishing Interfacial Tension Technique // SPE-59338-MS. – 2000. – https://doi.org/10.2118/59338-MS

21. Physical simulation experiments on CO2 injection technology during steam assisted gravity drainage process / Zhang Yunjun, Shen Dehuang, Gao Yongrong [et al.] // Acta Petrolei Sinica. – 2014. – V. 35. – No. 6. – P. 1147-1152. – http://www.syxb-cps.com.cn/CN/10.7623/syxb201406012

22. Лян Мэн. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim-tube: дис. … канд. техн. наук. – М., 2017. – 118 с.

23. Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовым и водогазовым воздействием / А.М. Петраков, Ю.А. Егоров, Т.Л. Ненартович [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 60-63.

24. Физическое моделирование режимов газового воздействия на нефтегазоконденсатных месторождениях Восточной Сибири / И.В. Сабанчин, Р.В. Титов, А.М. Петраков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 92-96. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-6-92-97

25. Калинин С.А. Повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти путем воздействия на пласт теплоносителем и диоксидом углерода: дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 2022. – 147 с.

Переход к проектированию объектов капитального строительства сразу в цифровой среде и созданию информационной модели затрагивает все отрасли промышленности. Для создания информационной модели необходимо кодирование структуры и элементов технологического процесса. Базовыми элементами кодирования технологических объектов топливно-энергетического комплекса (ТЭК) являются принципиальная технологическая схема (process flow diagram – PFD) и схема трубной обвязки и контрольно-измерительных приборов и аппаратуры (piping and instrumentation diagram – P&ID), выполненные с применением современных средств расчета и автоматизации проектных работ. Регулируют разработку безопасного технологического процесса с учетом материально-теплового баланса нормы технологического проектирования по отраслям ТЭК. Изучение норм по пяти направлениям (нефте- и газоперерабатывающие заводы, производство сжиженного природного газа, обустройство нефтяных и газовых месторождений) показало, что в этих документах отсутствуют описания правил расчетов технологических процессов, требования к графическому оформлению процессов, требования к символическим отображениям оборудования, требования и принципы построения P&ID схем, являющихся научно-технической основой информационной модели (цифрового двойника). Нормы изобилуют запретительными позициями, не содержат рекомендаций по созданию информационной модели объекта. Предложено провести тотальную ревизию и ввести в нормы технологического проектирования понятия о PFD и P&ID схемах, типовых условных обозначениях, применяемых для графического отражения технологического процесса с целью скорейшего перехода к машиночитаемому формату проектной документации, передаваемой на экспертизу.

Ключевые слова: технологическое проектирование, нормы, информационная модель

Список литературы

1. Поставщикам и заказчикам / М.Ю. Константинов, Е.С. Панов, А.Ю. Филипповский, Т.С. Манукян // Газовый бизнес. – 2021.– № 4. – С. 62-68.

2. Андреева Н.Н., Сивоконь И.С. Поддержание инфраструктуры месторождений нефти и газа. Управление целостностью опасных производственных объектов. – М.: ИЦ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. – 207 с.

3. Арнольд К., Стюарт М. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки нефти /пер. с англ. Б.Л. Фалалеев; под ред. А.О. Палия. – М.: Премиум Инжиниринг, 2011. - 752 с.

Одной из ключевых задач, стоящих перед нефтеперерабатывающими и нефтехимическими производствами, является повышение качества наиболее маржинальных нефтепродуктов и экономической эффективности их производства. Данные показатели можно улучшить за счет снижения колебаний технологических параметров с помощью системы усовершенствованного управления технологическим процессом (СУУТП). СУУТП – это одно из направлений повышения эффективности производства. Ее основными целями являются уменьшение колебаний параметров технологического процесса, за счет ежеминутного расчета управляющих воздействий, передаваемых по каналам связи на сервер автоматизированной системы управления технологическим процессом технологического объекта, и прогнозирование поведения процесса. В настоящее время необходимо актуализировать многие внедренные ранее системы. Это связано с уходом иностранных разработчиков и недостатком квалифицированных специалистов на рынке труда.

В статье рассмотрены вопросы актуализации и поддержания систем усовершенствованного управления технологическими процессами. Приведено описание СУУТП на современном нефтеперерабатывающем заводе, а также проанализированы возможные предпосылки к деградации. Дано описание возможного подхода, позволяющего восстановить работоспособность системы. Подход предполагает проведение обследования технологической установки, разработку логики оптимизации технологического процесса и программы пошагового тестирования технологического объекта, определение целевых задач оптимизации, разработку контуров управления, пошаговое тестирование технологической установки, разработку моделей виртуальных анализаторов, внедрение моделей контуров управления и виртуальных анализаторов на сервер СУУТП. Отмечено, что для выявления фактов снижения эффективности необходимо вести ежемесячный мониторинг работоспособности СУУТП, оценивать работу контуров управления и виртуальных анализаторов. Рекомендовано проводить обновление моделей виртуального анализатора не реже одного раза в полугодие. Показано, что актуализация моделей должна проводиться с учетом изменений характеристик технологического оборудования после проведения капитальных ремонтов, чистки и др.

Список литературы

1. Критерии выбора системы управления технологическим процессом / С.И. Недельченко, М.С. Гайфуллин, Е.С. Головина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 90–93. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-90-93

2. Применение динамических моделей систем усовершенствованного управления технологическими процессами нефтепереработки в ПАО АНК «Башнефть» / С.И. Недельченко, М.С. Гайфуллин, Е.С. Головина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 108–112. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-108-112

3. Стрижов В.В., Крымова Е.А. Методы выбора регрессионных моделей. – М.: Вычислительный центр им. А.А. Дородницына Российской акад. наук, 2010. – 60 с.

В статье рассмотрена методика автоматизации процесса проектирования свайных фундаментов опор воздушных линий электропередачи (ВЛ) с применением цифровой модели воздушных линий электропередачи (ЦМВЛ). Предложенная сотрудниками ПАО «НК «Роснефть» технология проектирования имеет следующие преимущества: автоматизированный сбор нагрузок и инженерно-геологических условий; расчет свайных фундаментов в сертифицированном программном комплексе «Свая-САПР Про»; высокая скорость расчетов; учет индивидуальных для каждой опоры нагрузок и геологических условий; подбор оптимальных решений по свайным фундаментам; формирование текстовой и графической части рабочей документации архитектурно-строительных решений (марки АС) с применением типизированных чертежей фундаментов; формирование ведомости объемов работ для подготовки сметной документации. Применение ЦМВЛ снижает трудоемкость и сокращает сроки проектирования фундаментов на 30 % по сравнению с типовым подходом, уменьшает стоимость строительства фундаментов объектов обустройства не менее чем на 10 %. Оптимальное решение принимается по итогам расчетов при переборе различных конструктивных характеристик фундаментов: числа свай в ростверке, длины и сечения свай, наличия термостабилизаторов грунтов. В переборе задействованы следующие виды свайных фундаментов: стальные из круглых труб, квадратные железобетонные или винтовые. Одновременно рассчитывается стоимость устройства возможных вариантов фундаментов и выполняется их технико-экономическое сравнение.

Технология ЦМВЛ разработана в дочернем обществе ПАО «НК «Роснефть» - ООО «НК «Роснефть» ‑ НТЦ». В рамках ее реализации созданы программные продукты «ЦМВЛ-6 Про» и «ЦМВЛ-35 Про», которые позволяют проектировать свайные фундаменты соответственно одностоечных опор ВЛ напряжением 6-10 кВ и решетчатых опор ВЛ напряжением более 35 кВ, а также дают возможность унифицировать схемы закрепления опор ВЛ в грунте на основании типовых чертежей, сохраненных в библиотеках. Программы взаимодействуют с программным комплексом «Свая-САПР Про», в котором рассчитываются основания и свайные фундаменты в полном соответствии с требованиями и методиками, приведенными в соответствующих нормативных документах.

Список литературы

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

2. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2022615198 ЦМЛО Про / А.Д. Дубров, С.С. Медяник, Ю.С. Поверенный, М.Ю. Лахин. – № 2022611132; заявл. 31.01.2022; опубл. 30.03.2022.

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

4. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2020618505 Свая-САПР Про / С.С. Медяник, Г.А. Кесиян, А.Д. Дубров, Е.В. Зенков, А.В. Загуменникова, Ю.С. Поверенный, В.О. Федосеенко, Н.Г. Гилев. –№ 2020617851; заявл. 27.07.2020; опубл. 30.07.2020.

5. Расчеты свайных фундаментов с применением программы «Свая-САПР Про» / А.Д. Дубров, Ю.С. Поверенный, С.С. Медяник [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022, – № 3. – C. 82-86. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-82-86

6. Оптимизация капитальных вложений в свайные фундаменты при строительстве объектов нефтегазодобычи на многолетнемерзлых грунтах // Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, Ю.С. Поверенный [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 46-49. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-46-49

Хлорорганические соединения (ХОС) являются нежелательным компонентами нефти. При определенных условиях они могут образовывать хлоридные соли и соляную кислоту, которые могут вызывать коррозию оборудования. ХОС могут образовываться либо попадать в нефть как на этапе добычи, так и в процессе ее переработки. Принципиально ХОС в нефти можно разделить две группы: природные (нативные) ХОС и техногенные. В статье рассмотрены результаты модельных исследований взаимодействия в многокомпонентной системе нефть - пластовая вода – керн - буровой раствор/химический реагент в пластовых условиях. Представлены результаты исследований составляющих многокомпонентной системы: нефти, пластовой воды, реагентов, буровых растворов, керна. Проверено наличие в смесях компонентов, которые потенциально могут привести к образования ХОС либо ускорить реакцию. Дано описание методики проведения модельных экспериментов с использованием автоклавной установки. Рассмотрена возможность образования ХОС при высоком окислительном потенциале водной среды. Предложен механизм реакции хлорирования с участием «активного» (молекулярного) хлора. Представлены термодинамические расчеты с использованием стандартных окислительно-восстановительных потенциалов. Рассчитаны условия протекания процесса генерации значимых количеств активного хлора в зависимости от природы окислителя, концентрации хлорид-иона и рН. Показано, что при увеличении кислотности пластовых вод возрастает число веществ, способных окислять хлорид-ион с образованием молекулярного хлора. Данные условия могут реализовываться как при кислотной обработке скважин, так и в результате некоторых окислительно-восстановительных процессов, протекающих с образованием кислот. При этом некоторые окислители, например, персульфат-ионы, способны генерировать молекулярный хлор при любых значениях рН. Проведенные расчеты позволяют провести приблизительную оценку условий генерации хлора в кислой среде. Для прогнозирования процессов образования ХОС необходимо проводить детальное исследование систем керн - пластовая вода – нефть - реагенты/буровые растворы.

Список литературы

1. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов . – CПб.: Недра, 2006. — 278 с.

2. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. – М.: Химия. – 1985. – 168 с.

3. Камьянов В.Ф., Аксенов B.C., Титов В.И. Гетероатомные соединения нефтей. – Новосибирск: Наука. – 1983. – 240 с.

4. Идентификация органических соединений / Р. Шрайнер, Р. Фьюзон, Д. Кёртин, Т. Моррилл. – М.: Мир, 1983. – 704 с.

5. Справочник химика: в 7 т. Т. 3. Химическое равновесие и кинетика. Свойства растворов. Электродные процессы. – Л.: Изд-во «Химия», 1964. – 1005 с.

6. Giger F.M. The Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling // SPE-13024-MS. – 1984. - https://doi.org/10.2118/13024-MS

7. Лурье Ю.Ю. Справочник по аналитической химии. – М.: Химия, 1989. 480 с.

В статье приведены результаты анализа асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), образующихся при взаимодействии нефти и кислотных составов с применением ИК-фурье-спектроскопии. Для исследований на основе проб нефти, отобранных из трех скважин, готовили образцы с добавлением кислотных составов определенной концентрации. Исследования проводили при помощи ИК-фурье-спектрометра IRAffinity-1S с спектральным диапазоном по шкале волновых чисел от 7800 до 350 см^-1. Спектральное разрешение составляло не менее 0,5 см^-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ±1,5 см^-1. Получены спектры оптической плотности контрольной пробы исследуемой нефти и смесей нефти с кислотными составами в диапазоне 700-1700 см^-1. По этим данным выполнен расчет коэффициентов алифатичности, разветвленности и ароматичности. Установлено, что коэффициенты алифатичности и разветвленности по мере реагирования составов возрастают, коэффициент ароматичности снижается, что указывает на существенное уменьшение содержания асфальтенов (их осаждения в кислотной эмульсии). Полученные результаты подтверждены фильтрацией кислотных составов через металлическое сито. Показано, что спектральные коэффициенты, рассчитанные на основе ИК-спектров нефти, позволяют описать ее групповой химический состав и дают дополнительную информацию о строении алифатической части углеводородов нефти при взаимодействии с кислотными составами. Сделан вывод, что применение рассмотренного метода исследований позволит предупреждать осложнения, вызванные образованием эмульсий, плохо фильтрующихся в нефтенасыщенной толще, и кольматацией призабойной зоны пласта вследствие образования АСПО при взаимодействии кислотного состава с пластовой нефтью.

Список литературы

1. Иванова Л.В., Сафиева Р.З., Кошелев В.Н. ИК-спектрометрия в анализе нефти и нефтепродуктов // Вестник Башкирского государственного университета. – 2008. – Т. 13. – №4. – С. 869–874.

2. Состав и свойства продуктов взаимодействия асфальтенов тяжелых нефтей с серной кислотой / М.Р. Якубов, С.Н. Миникаева, Д.Н. Борисов [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2010. – № 7. – С. 227–233.

3. Беллами Л. Инфракрасные спектры сложных молекул. М: Иностранная литература, 1963. – 590 с.

4. Структурные особенности фракций асфальтенов и нефтяных смол / Л.М. Петрова, Н.А. Аббакумова, Т.Р. Фосс, А.Г. Романов // Нефтехимия.– 2011. – Т.51. – №4. – С.262–266.

5. Петрова Л.М. Состав и свойства остаточных нефтей (на примере месторождений Татарстана): дис. ... д-ра хим. наук. – Казань, 1998. – 290 с.

6. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены – М.: Наука, 1979. – 269 с.

7. Поконова Ю.В. Химия высокомолекулярных соединений нефти. – Л.: Изд-во Ленинградского университета, 1980. – 172 с.

8. Поконова Ю.В., Поташов В.А. Асфальтеновые концентраты как основа углеродных адсорбентов // Химия и технология топлив и масел. – 2002. – № 3. – С. 44–49.

9. Юркевич И.А., Разумова Е.Р. Сравнительное изучение высокомолекулярной части нефтей и битумов (в аспекте проблемы нефтеобразования) – М.: Наука, 1981. – 160 с.

10. Петрова Л.М. Формирование состава остаточных нефтей. – Казань: ФЭН, 2008. – 204 с.

11. Рыбаков А.А., Закиров Р.Р., Зимин В.Д. Обзор проведения кислотного гидравлического разрыва пласта, методики ИК-спектроскопии и промежуточные результаты исследований // Нефтяная провинция. – 2023. – №1(33). – С. 95–108. – https://doi.org/10.25689/NP.2023.1.95-108

12. Охлопков А.С. Свойства товарной сырой нефти, позволяющие идентифицировать источник нефтяного загрязнения окружающей природной среды: дис. ... канд. хим. наук. - Нижний Новгород, 2015. – 130 с.

13. Возможности метода ИК-спектроскопии в оценке нефтегенерационного потенциала нефтяных сланцев / Ю.Ю. Петрова, Н.Г. Таныкова, М.Ю. Спасенных, Е.В. Козлова // Вестник Московского университета. Сер. 2 Химия – 2020. – Т. 61. – № 1. – С. 34–42.

14. ИК-спектрометрия в анализе нефтей (на примере нефтей Волгоградской области) / Л.В. Иванова, В.Н. Кошелев, А.А. Васечкин, О.В. Примерова // Бутлеровские сообщения. – 2012. – Т.29. – № 3. – С. 120–124.

Массовое применение заводнения для поддержания пластового давления обусловливает неуклонный рост обводненности нефтяных месторождений. Из-за высокой обводненности расходы на отделение воды и солей составляют значительную часть общих затрат на подготовку нефти. Обезвоживание добываемой жидкости гравитационной сепарацией с добавлением специальных химических реагентов-деэмульгаторов является общепринятым методом разрушения стойких эмульсий. Понимание взаимосвязи между химическим составом и эффективностью деэмульгатора имеет большое значение для оптимизации действующих, а также проектирования новых схем подготовки на объектах добычи. В настоящее время анализ состава не входит в перечень обязательных лабораторных исследований химических реагентов данного класса на нефтедобывающих предприятиях, что обусловливает необходимость выполнения большого количества трудоемких испытаний по подбору деэмульгаторов из ассортимента десятков поставщиков в ходе закупочных мероприятий. Информация о природе действующих компонентов в сочетании с историей эксплуатации позволит сократить список кандидатов, исключив заведомо неэффективные и дублирующие марки. Как подтверждено многочисленными исследованиями, основополагающей характеристикой деэмульгаторов выступает гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) полимерных неионогенных ПАВ активной основы. Численное значение ГЛБ пропорционально доле гидрофильных звеньев в полимере. В статье методами инфракрасной (ИК) спектроскопии и спектроскопии ядерного магнитного резонанса (ЯМР) установлен состав представительной коллекции из 25 образцов промысловых деэмульгаторов отечественного производства. Для придания товарным формам химических реагентов необходимых технологических свойств в качестве растворителя используются смеси метанола, воды, толуола и о-ксилола. Показано, что сухой остаток изученных образцов состоит из блок-сополимеров оксидов этилена и пропилена, в ряде случаев с добавкой 1-10 % Неонола и/или сложных эфиров. Путем деконволюции области валентных колебаний связей C–H при частоте 3000-2800 см^‑1 на ИК-спектрах и сопоставления с данными ¹³С ЯМР в 24 активных основах установлено содержание оксида этилена (от 6 до 46 %, в среднем – 23 %). Рассчитанные по формуле Гриффина числа ГЛБ преимущественно составляют от 3 до 7, что соответствует гидрофобной части шкалы и может объясняться целесообразностью распределения действующих компонентов в нефтяную фазу высокообводненных эмульсий, характерных для большинства месторождений.

Список литературы

1. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова, Н.М. Николаева. – М.: Химия, 1967. – 200 с.

2. Berger P.D., Hsu C., Arendell J.P. Designing and selecting demulsifiers for optimum field performance on the basis of production fluid characteristics // SPE-16285-РА. – 1988. – https://doi.org/10.2118/16285-PA

3. Kim Y.H., Wasan D.T. Effect of demulsifier partitioning on the destabilization of water-in-oil emulsions // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 1996. – V. 35 – No. 4 – P. 1141–1149. – https://doi.org/10.1021/ie950372u

4. Optimizing the polyethylene oxide and polypropylene oxide contents in diethylenetriamine-based surfactants for destabilization of a water-in-oil emulsion / Y. Xu, J. Wu, T. Dabros [et al.] // Energy & Fuels. – 2005. – V. 19 – No. 3 – P. 916–921. – https://doi.org/10.1021/ef0497661

5. Pasquali R.C., Sacco N., Bregni C. The studies on hydrophilic-lipophilic balance (HLB): sixty years after William C. Griffin’s pioneer work (1949-2009) // Latin American Journal of Pharmacy. – 2009. – V. 28 – No. 2 – P. 313–317. – http://www.latamjpharm.org/resumenes/28/2/LAJOP_28_2_4_1.pdf

6. Инфракрасная спектроскопия для контроля качества ингибиторов коррозии / А.Р. Ракитин, Г.С. Боженкова, С.А. Киселев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2022. – №. 11. – С. 69–76. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-11(647)-69-76

7. Стеванович Е., Ракитин А.Р., Стоянович К. Связь валентных колебаний алифатических групп со структурно-геохимическими характеристиками нефтей единого генетического типа на примере месторождения Турия-север (Паннонский бассейн, Сербия) // Нефтехимия. – 2021. – Т. 61. – № 5 – С. 620–631. – https://doi.org/10.1134/S0965544121090024

8. Synthesis, characterization, and evaluation of petroleum demulsifiers of multibranched block copolymers / E.I. Hernández, L.V. Castro-Sotelo, J.R. Avendaño-Gómez [et al.] // Energy & Fuels. – 2016. – V. 30 – No. 7 – P. 5363–5378. – https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b00419

9. Разрушение нефтяных эмульсий в нефтесборном коллекторе с применением маслорастворимых неионогенных ПАВ / Н.С. Князев, Ф.Л. Алсынбаева, И.Д.Муратова, Н.И. Аскаров // Нефтяное хозяйство. – 1976. – № 7 – С. 74–75.

10. Mechanistic study on demulsification of water-in-diluted bitumen emulsions by ethylcellulose / X. Feng, P. Mussone, S. Gao [et al.] // Langmuir. – 2010. – V. 25 – No. 5. – P. 3050–3057. – https://doi.org/10.1021/la9029563

11. Polymeric surfactants and emerging alternatives used in the demulsification of produced water: a review / F. Shehzad, I.A. Hussein, M.S. Kamal [et al.] // Polymer Reviews. – 2018. – V. 58 – No. 1 – P. 63–101. – https://doi.org/10.1080/15583724.2017.1340308

12. Development of a method for measurement of relative solubility of nonionic surfactants / J. Wu, Y. Xu, T. Dabros, H. Hamza // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2004. – V. 232 – No. 2-3 – P. 229–237. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2003.10.028

13. Особенности формирования и разрушения нефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Х.З. Хасабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 324 с.

Список литературы

1. Особенности контроля разработки месторождений с морских платформ / Р.Ю. Дашков, Т.Н. Гафаров, А.А. Сингуров [и др.] // Газовая промышленность. – 2022. – № 7. – С. 28-38.

2. Ануфриев С.Н. Добыча нефти механизированными способами на шельфе – МЛСП «Приразломная» // Нефтегазовая вертикаль. – 2015. – № 17–18. – С. 92–93.

3. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 105 от 18.03.14 г. "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса". – https://docs.cntd.ru/document/499086258?marker=6560IO

4. Comparison of characteristic of anti-scaling coating for subsurface safety valve for use in oil and gas industry / S. Baraka-Lokmane, T.V.J. Charpentier, A. Neville [et al.]. // IPTC-17953-MS. – 2014. - http://doi.org/10.2523/IPTC-17953-MS

5. Schaefer H. Subsurface safety valves // OTC-1295-MS. – 1970. - https://doi.org/10.4043/1295-MS

6. Gazaq N.M., Hedjazi A-K.G., Hilts R.L. Modified SSSV for oil wells with sanding tendency // SPE-25552-MS. – 1993. - https://doi.org/10.2118/25552-MS

7. Barnes J.A., Snlder P.M., Swafford Ch.V. Deep-set subsurface safety valve actuated by jet-pump differential pressure // SPE-18202-PA. – 1990. - https://doi.org/10.2118/18202-PA

8. Bane D. Subsurface safety valve control system for ultradeepwater applications // OTC-19870-MS. – 2009. - https://doi.org/10.4043/19870-MS

9. Шмелев Г.А. Внутрискважинное противовыбросовое оборудование фонтанных скважин. Клапан отсекатель // VI Всероссийская конференция «Молодежь и наука: начало XXI века». – Красноярск: Сибирский федеральный ун-т, 2011. - https://elib.sfu-kras.ru/handle/2311/4196

10. Going W.S., Pringle R.E. Safety valve technology for the 1990’s // SPE-18393-MS. – 1988. - https://doi.org/10.2118/18393-MS

11. Sloan J., Darren B. Safety valve for ultradeepwater applications // SPE-136867-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/136867-MS

В настоящее время поиск оптимальных решений в области сбора и подготовки скважинной продукции на месторождениях является очень важной задачей. Основной проблемой развития активов добывающих обществ является необходимость совершенствования систем обустройства и развития технологических схем с целью оптимизацию капитальных вложений и эксплуатационных затрат на поздних стадиях разработки месторождений. Одним из эффективных способов наращивания мощностей и исключения их дефицита при подготовке и транспорте продукции скважин как на поздних стадиях разработки месторождений, так и на стадиях опытно-промышленной экксплуатации является применение мобильных установок подготовки нефти (МУПН). МУПН имеют модульную компоновку, что ускоряет начало добычи продукции скважин в результате сокращения сроков строительно-монтажных и пуско-наладочных работ. Дополнительный эффект от применения МУПН достигается в комбинации со скважинными установками предварительного сброса воды (СУПСВ), что позволяет снизить объемы перекачки воды и повышает энергоэффективность добычи и транспорта высокообводненных нефтяных эмульсий.

В статье выполнено сравнение двух вариантов сбора и подготовки нефти на месторождении: 1) сбор и обезвоживание газожидкостной смеси на СУПСВ с подготовкой нефти на МУПН; 2) сбор и сепарация газожидкостной смеси на установках предварительного сброса воды в стационарном исполнении (объект капитального строительства). Главной задачей сравнения являлся выбор оптимального варианта первичной подготовки нефти для обеспечения устойчивого профиля добычи и максимального коэффициента извлечения углеводородов. Приведены необходимые условия, особенности и преимущества применения СУПСВ. Приведены показатели экономической эффективности двух вариантов подготовки нефти на месторождениях.

Список литературы

1. Хасанов Ф.Ф., Исланова Г.Ш., Зейгман Ю.В. Скважинные установки предварительного сброса попутно добываемых вод// Нефтегазовое дело. – 2006. – Т. 4. – № 1. – С. 91–94.

2. ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. –М.: Миннефтепром, 1982.

3. Технология кустового сброса и утилизации попутно добываемых вод / В.Ф. Шаякберов [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 1. – С. 55–58.

4. Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р., Латыпов И.А. Новые технологии мо-дернизации обустройства старых нефтяных месторождений // Научно-технический вестник ОАО НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 8–11.

5. Шаякберов В.Ф. Скважинная установка сброса воды для кустов скважин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2009. – № 3. – С. 15–16.

6. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1979. – С. 157.

7. Технология предварительного кустового сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин / В.Ф. Шаякберов, И.А. Латыпов Р.Р. Исмагилов, Д.Н. Белых // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – № 3. – С. 6–37.

Эксплуатация нефтепроводов естественным образом в рамках их жизненного цикла сопряжена с рядом осложнений, к числу которых относится образование скоплений воды и газа соответственно в пониженных и повышенных точках профиля. Вследствие многофакторности гидродинамического взаимодействия с основным потоком поведение этих структур носит сложно прогнозируемый характер. В то же время эти взаимодействия существенно влияют на показатели эффективности и безопасности эксплуатации магистральных трубопроводов за счет повышения энергозатрат на перекачку, усложнения работы систем обнаружения утечек, появления проблем с учетом нефти, а также появления рисков, связанных с коррозионными процессами. Рациональным способом устранения осложнений, связанных с образованием водных скоплений, является их удаление потоком перекачиваемой жидкости, поскольку для этого не требуется введение во внутреннюю полость трубопровода дополнительного оборудования или химических реагентов. Для планирования подобных мероприятий необходимо располагать зависимостями, адекватно описывающими условия и интенсивность выноса воды потоком перекачиваемой жидкости, основанными на результатах тщательно проведенных экспериментов и квалифицированной обработке их результатов. Проблемой большинства исследований в данной области является проведение экспериментов на трубопроводах малого диаметра. Перенос результатов таких экспериментов на промышленные нефтепроводы требует дополнительного обоснования.

В статье дано описание уникального стенда, позволяющего изучать поведение водных скоплений в трубопроводе с изменяемым профилем, включающим секции труб номинальным диаметром DN100. Приведены некоторые результаты экспериментов на стенде. Предложено использовать методы вычислительной гидродинамики для моделирования процессов выноса водных скоплений потоком перекачиваемой жидкости. Даны некоторые расчетные уравнения применительно к решению поставленной задачи. В результате апробации полученных алгоритмов показано высокое совпадение полученных результатов с данными экспериментальных исследований на стенде. Успешность апробации позволяет утверждать, что разработаны методологические основы для переноса экспериментальных данных на действующие нефтепроводы.

Список литературы

1. Климовский Е.М., Колотилов Ю.В. Очистка и испытание магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1987. – 173 с.

2. Черняев Д.А., Сощенко Е.М. Освобождение от воды магистральных трубопроводов после опрессовки при помощи механических разделителей // Нефтяное хозяйство. – 1962. – № 5. – С. 54–58.

3. Конторович З.Л.  Опыт ввода в эксплуатацию магистрального нефтепродуктопровода// Новости нефтяной и газовой техники. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1962. – № 5. – С. 7–11.

4. Ахатов Ш.Н., Каримов З.Ф. Технология вытеснения воды из магистральных нефтепроводов// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1972. – № 2. – С. 14–18.

5. Маслов Л.С. Удаление воды и воздуха из трубопроводов в пусковой период // Строительство трубопроводов. – 1963. – № 7. – С. 13–15.

6. Осипов В.А., Дергачева А.Е. Расслоение потока на нефть и воду при движении по нефтепродуктопроводу «Александровское – Анжеро-Судженск»// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1975. – № 7. –С. 13–15.

7. Лурье М.В. Удаление скоплений воды из трубопровода потоком перекачиваемой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1. – С. 62–68.

8. Жолобов В.В., Морецкий В.Ю., Талипов Р.Ф. Распределение объема водных скоплений в профильном нефтепроводе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – № 5. – С. 438–451. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-438-451

9. Чарный И.А. Влияние рельефа местности и неподвижных включений жидкости или газа на пропускную способность трубопроводов // Нефтяное хозяйство. – 1965. – № 6. – С. 51–55.

10. Галлямов А.К. Исследование по повышению эффективности эксплуатации нефтегазопроводов: дис. ... д-ра техн. наук. – Уфа, 1974. – 388 с..

11. Дидковская А.С., Воронин И.В., Левин М.С. Условия выноса воды из пониженных участков нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 1997. – № 12. – С. 20–22.

12. Lovick J., Angeli P. Experimental studies on the dual continuous flow pattern in oil-water flows // International Journal of Multiphase Flow. – 2004. – V. 30. – Nо. 2. – P. 139–157. – http://doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2003.11.011

13. Wei Wang, Jing Gong, Panagiota Angeli, Investigation on heavy crude-water two phase flow and related flow characteristics // International Journal of Multiphase Flow. – 2011. – V. 37. – No. 9. – P. 1156–1164. -https://doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2011.05.011

14. Nonlinear dynamic analysis of large diameter inclined oil–water two phase flow pattern / Yan-Bo Zong, Ning-De Jin, Zhen-Ya Wang [et al.] // International Journal of Multiphase Flow. – 2010. – V. 36. – No. 3. – P. 166–183. - https://doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2009.11.006

15. Numerical modeling of the critical pipeline inclination for the elimination of the water accumulation on the pipe floor in oil-water fluid flow / X. Song, D. Li, X. Sun [et al.] // Petroleum. – 2021. – V. 7(2). – P. 209–221. . – https://doi.org/10.1016/j.petlm.2020.07.001

16. Numerical study of water displacement from the elbow of an inclined oil pipeline / M. Magnini, A. Ullmann, N. Brauner, J.R. Thome // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 166. – P. 1000–1017. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.03.067

17. Numerical Study on Diesel Oil Carrying Water Behaviors in Inclined Pipeline Based on Large Eddy Simulation / T. Zhang, B. Chen, S. Wen // IEEE Access. – 2019. – V. 7. –  P. 123219–123230. – https://doi.org/10.1109/access.2019.2930757

В практике трубопроводного транспорта нефти могут возникать обстоятельства, требующие применения противотурбулентных присадок (ПТП). С учетом того, что ПТП помимо снижения гидравлического сопротивления (снижения диссипативного выделения тепла) способны в еще большей мере снижать теплоотдачу (обладают свойством «изолятора»), представляет интерес выявление области преобладающего проявления этих конкурирующих факторов с целью возможного практического применения при неизотермической перекачке. Классические соотношения теории теплообмена не учитывают возможность присутствия в движущихся средах веществ, малые концентрации которых способны существенно влиять на интенсивность теплообмена. Существует лишь ограниченное число работ, связанных с количественным описанием и применением этого эффекта в инженерных приложениях. Один из путей учета влияния присадки на процесс теплоотдачи — модификация критериальной зависимости для числа Нуссельта. В статье рассмотрен иной подход, вытекающий из предположения о приближенном подобии поля скоростей полю температур. Сформулирована модель косвенных измерений коэффициента теплоотдачи и разработана процедура экспериментального определения эффективности присадки в части снижения теплообмена с окружающей средой. Приведены результаты сопоставления расчетных значений со результатами стендовых измерений на установке НТЦ ООО «НИИ Транснефть» (г. Уфа). Подтверждено, что эффект «изолятора» проявляется для больших температурных напоров и высокой гидравлической эффективности ПТП. Эксперименты по охлаждению раствора ПТП в дизельном топливе при условии термостатирования измерительной линии показали, что в стендовой установке реализуется теплогидралический режим течения, близкий к автомодельному. Определяющими критериями подобия являются число Эккерта и критерии, характеризующие закон сопротивления движению жидкости по трубам круглого сечения.

Список литературы

1. Снижение гидродинамического сопротивления при течении углеводородных жидкостей в трубах противотурбулентными присадками/ А.И. Гольянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 2. – С. 80–87.

2. Применение противотурбулентных присадок на ≪горячих≫ нефтепроводах / В.В. Жолобов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 5. – С. 496–509. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-5-496-509

3. Гинзбург И.П. Прикладная гидрогазодинамика. – Л.: Изд-во. Ленинградского университета, 1958. – 338 с.

4. Жуков В.А., Ратнов А.Е., Жукова Н.П. Критериальные уравнения теплообмена в системах охлаждения ДВС при использовании присадок к охлаждающим жидкостям. Двигатели внутреннего сгорания // Научно-технический журнал НТУ ХПИ. – 2005. – № 2. – С. 27–30.

5. Пилипенко В.Н. Трение и теплообмен при турбулентном течении слабых полимерных растворов в гладких трубах //Известия Академии Наук СССР. Механика жидкости и газа. – 1975. – № 5. – С. 53–59.

6. Шагиев Р.Г. Анализ нагрева нефти в трубопроводах с применением противотурбулентных присадок // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Вып. 1 (129). – С. 79–91. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2021-1-79-91

7. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. О тепловом расчете магистральных нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. – С. 104–105.

8. Валеев А.Р. Тепловые режимы трубопроводов. Вопрос учета нагрева нефти и газа в трубопроводах // Тепловые режимы трубопроводов. Вопрос учета нагрева нефти и газа в трубопроводах // Нефтегазовое дело. – 2009. – № 2.

9. Колосов Б.В. Исследование нагрева жидкости за счет трения при движении ее в трубопроводе // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 10. – С. 51–52.

10. Жолобов В.В., Морецкий В.Ю., Талипов Р.Ф. Оценка влияния противотурбулентной присадки на температуру транспортируемой жидкости. Трубопроводный транспорт – 2021 // Тезисы докладов XVI Международной конференции «Трубопроводный транспорт – 2021». – Уфа: УГНТУ, 2021. – С. 77–78.

11. Применение полимерных агентов снижения сопротивления в трубопроводном транспорте нефти / Г.В. Несын, В.В. Жолобов, Ф.С. Зверев [и др.]. – М.: ТЕХНОСФЕРА, 2022. – 312 с.

12. Янышев Д.С. К вопросу о расчете гидродинамически нестационарных течений и оптимизации процессов с ними связанных // Наука и образование. – 2009. – № 10.

13. Фогельсон Р.Л., Лихачев Е.Р. Температурная зависимость вязкости // Журнал технической физики. – 2001. – Т. 71. – Вып. 8. – С. 129–131.