В статье рассмотрены вопросы перехода человечества к энергетике будущего, получившего название «энергетического перехода» – Energy Transition (или энергетической трансформации – Global Energy Transformation). Дан анализ причин необходимости этого перехода, возможностей и условий его реализации, включая необходимые инвестиции. Показано, что энергетический переход стал возможным в результате целого ряда технологических инноваций, появившихся в начале XXI века в энергетическом секторе мировой экономики. Проведен анализ основных прогностических исследований и сценариев перехода к энергетике будущего. Показано влияние различных факторов, определяющих глобальный спрос на энергоресурсы и его структуру в период до 2040-2050 гг.: рост энергоэффективности, внедрение низкоуглеродных технологий, развитие возобновляемых источников энергии и увеличение их доли в суммарном потреблении первичных энергоносителей. Представлены возможные результаты энергоперехода: объемы и структура глобального энергопотребления, динамика спроса на нефть и природный газ. Сделан вывод, что в переходный период (до 2035-2040 гг.) нефть сохранит значительную роль в формировании мирового энергобаланса, но спрос на нее будет сокращаться. Отмечена роль технологических инноваций. Рассмотрены основные факторы, определяющие прогнозируемое сокращение потребности в нефти: электрификация легкового, пассажирского и легкого коммерческого автотранспорта; рост эффективности использования топлива; рост использования на автотранспорте биотоплива и природного газа; сокращение использования нефтепродуктов в судоходстве; переход на производство биопластмасс и рост вторичной переработки пластиков. Показана роль нефтегазовых компаний в условиях энергетического перехода и стоящие перед ними задачи. Приведены рекомендации Восточного экономического форума для политиков и правительств.

Список литературы

1. Мастепанов А.М. Мировая энергетика: основные проблемы и тенденции развития // Современная мировая политика / Под ред. Е.П. Бажанова. 2-ое издание. – М.: Издательско-торговая корпорация «Дашков и К», 2019. –   450 с.

2. Мастепанов А.М. Основные тенденции и факторы развития мировой энергетики в 2010-е годы // Вестник Дипломатической академии МИД России. Россия и мир. – 2019. –№ 2 (20). – С. 40–63.

3. Top 10 Emerging Technologies 2019. Insight Report. World Economic Forum, June 2019. – http://www3.weforum.org/docs/WEF_Top_10_Emerging_Technologies_2019 – Report.pdf

4. Future of Energy. Global Issue. Co-curated with: Massachusetts Institute of Technology. – https://intelligence.weforum.org/topics/a1Gb00000038oN6EAI?tab=­publications

5. Сидорович В. Куда в энергетике ветер дует – https://www.vedomosti.ru/opinion/articles/2019/07/15/806611-kuda-v-energetike-veter-duet?utm_campaig...

6. Fostering Effective Energy Transition. 2019 edition. Insight Report. World Economic Forum, March 2019. – http://www3.weforum.org/docs/WEF_Fostering_Effective_Energy_Transition_2019.pdf

7. Global Energy Transformation: A roadmap to 2050. International Renewable Energy Agency, 2018. – 76 р. – https://www.irena.org/publications/2018/Apr/Global-Energy-Transition-A-Roadmap-to-2050

8. Global Energy Transformation: A roadmap to 2050 (2019 edition). International Renewable Energy Agency, 2018. – 52 р. – https://www.irena.org/publications/2019/Apr/Global-energy-transformation-A-roadmap-to-2050-2019Editi...

9. World Energy Outlook 2018. OECD/IEA, 2018. 645/661 p. – https://webstore.iea.org/world-energy-outlook-2018.

10. Мастепанов А.М. Нефть в перспективном мировом энергетическом балансе: на перепутье мнений и оценок // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом // Научно-экономический журнал. – 2019. – № 4 (172). – С. 5–8.

11. Perspectives for the Energy Transition: Investment needs for a low-carbon energy system (OECD/IEA and IRENA 2017). 204 p. – https://www.irena.org/publications/ 2017/Mar/Perspectives-for-the-energy-transition - Investment-needs-for-a-low-carbon-energy-system

12. Organization of the Petroleum Exporting Countries. 2018 OPEC World Oil Outlook. September 2018. – 394/412 p. – http://www.opec.org.

13. Дружина В. Миру нужно будет все меньше нефти в ближайшие десятилетия. – https://www.vedomosti.ru/business/blogs/2016/07/13/649045-miru-menshe-nefti

14. Hydrogen scaling up. A sustainable pathway for the global energy transition. Hydrogen Council November 2017. – 80 p. – http://hydrogencouncil.com/wp-content/uploads/2017/11/Hydrogen-Scaling-up_Hydrogen-Council_2017.comp...

15. In a Warming World, How Should Big Oil Navigate the Future? / Berns Maurice, Brognaux Christophe, Dewar Alex [et all.]. – https://www.bcg.com/publications/2019/warming-world-big-oil-navigate-future.aspx

16. How is big oil is transitioning to power thefuture? –

https://www.ey.com/en_gl/oil-gas/how-can-big-oil-transition-to-power-the-future

17. Oil and Gas Industry. Co-curated with: James A. Baker III Institute for Public Policy, Rice University. – https://intelligence.weforum.org/topics/a1Gb0000000LOnGEAW?tab=publications

В статье представлена методика экономической оценки нефтегазовых инвестиционных проектов Казахстана. В экономическую оценку включены технологические варианты, на основании которых осуществляется технико-экономическое обоснование методов воздействия на пласты с целью наиболее эффективного извлечения из недр запасов природных углеводородов. При составлении моделей расчетов экономических показателей и оценки вариантов разработки учтена принципиальная особенность принадлежности месторождений, пластов, эксплуатационных объектов к двум основным группам: 1) новые месторождения, пласты и объекты с растущей добычей; 2) «старые» разрабатываемые, со снижающейся добычей нефти (газа). Эти группы месторождений требуют применения разных методов расчета экономических показателей, нормативно-информационной базы, условий сопоставления и оценки эффективности вариантов разработки. При этом по разрабатываемым «старым» месторождениям экономическая оценка выполняется только для остаточных запасов на момент составления проекта, включая вариант с применением новых методов увеличения нефтеотдачи. При расчете капитальных вложений и эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа по вариантам используются нормативы удельных затрат, дифференцированные по сеткам скважин (вариантам) и стадиям проектирования, которые обосновываются на основании проектно-сметной документации и анализа фактической информации с учетом инфляционных индексов цен, разрабатываемых и утверждаемых правительством.

На примере одного из месторождений Казахстана проведен сравнительный расчет основных экономических показателей по казахстанской и российской методикам с учетом действующих в недропользовании налоговых моделей. Представленные результаты свидетельствуют, что по сравнению с действующей российской моделью налоговая модель в Казахстане обеспечивает более высокий доход инвестора, за счет налогового «маневра» на основе применения скользящих шкал по уплате налогов. Гибкость налоговой модели в Казахстане позволяет дифференцировать ставки налогов в зависимости от уровня добычи и цен, что позволяет поддерживать стабильность налоговой системы в нефтедобыче ввиду высокой капиталоемкости производства, больших сроков окупаемости проектов, высоких геологических рисков, связанных с неопределенностью объемов и качества запасов, а также высокой изменчивостью цен на нефть.

Список литературы

1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. – М.: Экономика, 2000. – 421 с.

2. Кодекс Республики Казахстан № 120-VI ЗРК от 25.12.17 г. – https://zakon.uchet.kz/rus/docs/K1700000120

3. Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. – М.: Наука, 2006. – 134 с.

4. Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г. Совершенствование системы налогообложения в инвестиционных проектах разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 4. – С. 5–8.

5. Богаткина Ю.Г. Интеллектуальный алгоритм для оценки нефтегазовых инвестиционных проектов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 10. – С. 38–39.

6. Богаткина Ю.Г., Пономарева И.А., Еремин Н.А. Применение информационных технологий для экономической оценки нефтегазовых инвестиционных проектов. Монография. – М.: Макс Пресс, 2017. – 148 с.

7. The associative polymer flooding: an experimental study / A. Rustem, A.P. Ivakhnenko, A. Zhandos, N.A. Eremin // Journal of petroleum exploration and production technology. – 2019. – P. 1–8. – https://doi.org/10.1007/s13202-019-0696-8

8. Абукова Л.А., Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса России // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 54–58. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-54-58

9. Свидетельство 2017663905 РФ о государственной регистрации программы для ЭВМ «Интеллектуально-логическая программа граф» / Ю.Г. Богаткина, А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин; заявка № 2017661194; заявл. 26.10.17; опубл. 13.12.17.

10. Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Интеллектуальные технологии моделирования расчета экономических показателей для оценки месторождений нефти и газа // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2019. – № 3. – С. 344-355.

11. Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Экономико-математическая оценка нефтегазового месторождения методом реальных опционов с применением факторов риска // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – С. 12–14.

12. Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Многокритериальная оптимизация варианта разработки месторождения в инвестиционном проекте // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 106–109.

13. Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Сравнение моделей налогообложения Казахстана и России для экономической оценки Мусюршорского месторождения // Актуальные проблемы нефти и газа. — 2016. – Т. 13. – № 1. — С. 1–15. – DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2016-13.art15

14. Lakhanpal V., Samuel R. Implementing Blockchain Technology in Oil and Gas Industry: A Review // SPE-191750-MS. – 2018.

15. Rassenfoss S. Can Putting Blockchain on Drilling Rigs Really Get Everyone on the Same Screen? // JPT. – 2018. – V. 70. – № 9. – DOI:10.2118/0918-0044-JPT

16. Prediction of Lost Circulation Prior to Drilling for Induced Fractures Formations Using Artificial Neural Networks / Alkinani H.H., Al-Hameedi A.T.T., Dunn-Norman S. // SPE-195197-MS-2019.

Современное состояние мировой и отечественной экономики можно охарактеризовать как процесс постоянных трансформаций. Глобальные преобразования происходят в результате ускорения научно-технического прогресса. Появление новых технологий серьезно преобразует условия ведения бизнеса, обостряет конкуренцию на мировых рынках и заставляет компании находить более эффективные бизнес-модели, позволяющие в полной мере раскрывать потенциал компании. Существующие тренды развития отраслей промышленности свидетельствуют, что в перспективе более конкурентоспособными будут компании, способные быстро адаптироваться к изменяющимся условиям, видеть в нестабильных условиях рынка новые возможности и успешно ими пользоваться.

Целью исследования являлась разработка комплексного подхода к созданию механизма формирования эффективной бизнес-модели, обеспечивающей конкурентоспособность нефтесервисной компании в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Выделены и проанализированы концептуальные подходы к построению бизнес-моделей. Показаны специфические факторы нефтесервисного рынка, которые необходимо учитывать при построении бизнес-модели. Рассмотрены 11 этапов формирования бизнес-модели нефтесервисной компании, полная реализация которых позволит повысить эффективность ее деятельности. Факторы внешней среды, влияющие на развитие нефтесервисной отрасли, сгруппированы по пяти признакам: экономические, политические, социальные, научно-технические, природные. Учет внешних факторов позволит повысить достоверность сценариев развития нефтесервисной отрасли. Предложенный механизм формирования бизнес-модели нефтесервисной компании включает этап оценки эффективности построенной бизнес-модели, для чего в статье введены общие показатели эффективности, а также частные – в разрезе трех сегментов нефтесервисного бизнеса: текущие и капитальные ремонты, бурение, геофизические исследования скважин.

Список литературы

1. Котляров И. Аутсорсинговая модель организации российской нефтегазовой отрасли: проблемы и пути решения // Вопросы экономики. – 2015. – № 9. – С. 45–64.

2. Рынок слияний и поглощений в России в 2018 г. // Аналитический отчет «KPMG». – https://home.kpmg/ru/ru/home/insights/2019/02/russian-2018-ma-overview.html

3. Рынок нефтесервиса трансформируется вновь: семь стратегий устойчивого успеха // Аналитический отчет Deloitte. – https://www2.deloitte.com/ru/ru/ pages/energy-and-resources/articles/2017/oil-field-services-sector-transforms-again.html

4. Oilfield equipment and services winners // Oilfield Equipment & Services Winners. – Quarterly Special. – April. – 2016. – 10 p.

5. The Russian Oilfield Services Market in 2016–2017 - Invest in Russia // KPMG. – https://investinrussia.com/data/files/sectors/ru-en-oilfield-service-companies.pdf

6. Выжить в трудные времена: Нефтяным сервисным компаниям пора учесть свои недостатки и найти стратегические решения // Аналитический отчет Strategy&. – www.strategyand.pwc.com

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

8. Дебелак Д. Бизнес-модели: принципы создания процветающей организации. – М.: Издательский Дом Гребенникова, 2009. – 256 с.

9. Остервальдер И., Пинье А. Построение бизнес-моделей: настольная книга стратега и новатора. – М.: Альпина Паблишер, 2012. –288 с.

10. Стратегический разрыв. Технологии воплощения корпоративной стратегии в жизнь / Д. Кинг, Б. Хартлен, Д. Гэнстер, М. Ковени. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2004. – 322 с.

11. Сбрауер А.В. Бизнес-модели развития нефтегазового сервиса в России // Российское предпринимательство. – 2011. – № 10 (1). – С. 107–112.

12. Швайцер Л. Концепция и эволюция моделей бизнеса // ЭКОВЕСТ. – 2007. – http://www.research.by/webroot/delivery/files/2007n2r01.pdf

13. Герасименко А. На вторых ролях в гонке технологий. Почему российский нефтесервис проигрывает иностранцам на своем поле и как изменить эту ситуацию // Oil&Gas Journal. – 2018. – № 12 (132). – С. 46–49.

14. Мерсер З., Хармс Т. Интегрированная теория оценки бизнеса / под ред. Рутгайзера. – М.: Маросейка, 2008. – 288 с.

15. Хотинская Г.И. Деловая активность бизнеса как фактор экономического роста (оценочные модели и финансовые инструменты). – М.: Русайнс, 2018. – 480 c.

Работы компании «Роснефть» в Западно-Приновоземельской зоне направлены на восстановление обстановок седиментации палеозойских отложений осадочного чехла Адмиралтейского мегавала и выделение зон улучшенных коллекторских и экранирующих свойств. Изучаемая территория расположена в северо-восточной части Баренцевоморского бассейна вблизи арх. Новая Земля и приурочена к Адмиралтейско-Предновоземельской потенциально нефтегазоносной области, промышленная нефтегазоносность которой в настоящее время не доказана. В пределах Адмиралтейского мегавала пробурена одна скв. Адмиралтейская-1, которая вскрыла терригенные верхнепермско-нижнетриасовые (3695 м) и карбонатные среднекаменноугольно-нижнепермские (лишь на 60 м) отложения, имеет забой в среднекаменноугольных отложениях.

В статье рассмотрено создание наиболее полной (на настоящем этапе изученности) модели осадконакопления на позднепалеозойском (каменноугольно-раннепермском) этапе развития. В основу работы положены результаты комплексной интерпретации сейсмических данных с использованием секвенс-стратиграфического подхода. В качестве основных коррелируемых поверхностей выбраны поверхности несогласий. Их возрастная привязка с определенной долей условности выполнялась на основании сопоставления с геологическим разрезом северного острова арх. Новая Земля. В результате исследований выделены две зоны с различными условиями осадконакопления. Cеверо-восточная зона, расположенная ближе к источнику сноса терригенного материала (Таймыро-Северо-Карская суша), характеризуется значительной изменчивостью осадконакопления: от терригенного (c развитием клиноформных комплексов) в турнейско-ранневизейское время и терригенно-карбонатного в среднекаменноугольно-пермское время вплоть до развития мощного рифогенного комплекса в поздневизейско-серпуховское время. В юго-западной зоне на протяжении позднепалеозойского периода доминировали обстановки относительного мелководья с терригенно-карбонатным осадконакоплением и фрагментарным развитием карбонатных построек.

Список литературы

1. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (новая серия). Лист S-38-40 – Маточкин Шар. Объяснительная записка. – СПб: Изд-во ВСЕГЕИ. 1999. – 203 с.

2. Устрицкий В.И., Тугарова М.А. Уникальный разрез перми и триаса, вскрытый скважиной Адмиралтейская-1 (Баренцево море) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8. – № 2. – С. 1–20.

3. Никишин А.М. Тектонические обстановки. Внутриплитные и окраинноплитные процессы. – М.: Изд-во МГУ, 2002. – 366 с.

4. Геологическая и геодинамическая реконструкция Восточно-Баренцевского мегабассейна на основе анализа регионального сейсмического профиля 4-АР / К.Ф. Старцева, А.М. Никишин, Н.А. Малышев [и др.] // Геотектоника. – 2017. – № 4. – С. 51–67.

5. Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий // Геология нефти и газа. – 2011. – № 6. – С. 99–115.

6. Nikishin A.M., Malyshev N.A., Petrov E.I. Geological Structure and History of the Arctic Ocean. – EAGE Publications bv, 2014. – 88 p.

В статье приведены петрологическая и петрофизическая характеристики горных пород вулканогенно-осадочной толщи северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Даны сведения о петротипах пород, их нефтенасыщении и фильтрационно-емкостных свойствах. По результатам исследований керна горные породы разделены на десять петрологических типов. Выделены эффузивы кислого состава: плотного сложения и с пустотами; вулканокластические породы кислого состава; вулканогенные породы, преобразованные под действием постмагматических процессов, включающие разности с повышенным содержанием минералов с высоким и низким удельным весом; горные породы коры выветривания; вулканогенно-осадочные породы; осадочные горные породы; эффузивы основного состава и их преобразованные разности.

Сопоставление геофизических параметров, полученных с применением стандартного комплекса геофизических методов, показало возможность петрологического расчленения горных пород вулканогенно-осадочной толщи. С высокой достоверностью выделены эффузивы основного состава, их гидротермально преобразованные разности и осадочные горные породы, характеризующиеся низкой естественной радиоактивностью и повышенной объемной плотностью. Эффузивы кислого и среднекислого состава плотного сложения характеризуются повышенными объемной плотностью и сопротивлениями, пониженными интервальным временем упругих волн и водородосодержанием. Разуплотненные эффузивы кислого и среднекислого состава идентифицируются снижением объемной плотности, сопротивления и увеличением интервального времени упругих волн и водородосодержания. Изменение геофизических параметров происходит постепенно от эффузивов к вулканокластическим горным породам за счет изменения пустотного пространства и характера насыщения. Показана возможность выделения коллекторов путем комплексирования косвенных качественных признаков и количественных критериев геофизических параметров, полученных при совместном использовании данных геофизических исследований скважин, испытаний и геолого-технологических исследований. Наличие пород-коллекторов на качественном уровне устанавливается по расхождению интервального времени и коэффициентов затухания поверхностной волны Стоунли с фоновыми значениями этих параметров, характерными для непроницаемых пород. Для повышения достоверности петрофизической интерпретации и выделения коллекторов в разрезе вулканогенно-осадочной толщи рекомендовано применение специальных методов геофизических исследований скважин.

Список литературы

1. Шадрина С.В., Кондаков А.П. Новые данные о фундаменте северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 94–99.

2. Геология и нефтенасыщение в породах триаса Рогожниковского ЛУ. Региональные сейсмологические и методические предпосылки увеличения ресурсной базы нефти, газа и конденсата, повышение извлекаемости нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Т.А. Коровина, Е.П. Кропотова, Е.А. Романов, С.В. Шадрина // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири / Материалы международной академической конференции – Тюмень, 2006. – С. 26–28.

3. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензионный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В. Федорцов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Материалы девятой научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск, 2006. – С. 133–146.

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

5. Шадрина С.В., Кропотова Е.П. Характер нефтенасыщения пород доюрского комплекса юго-восточного обрамления малоатлымского вала//Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Материалы десятой научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск, 2007. – С. 379–382.

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

7. Кирюхин А.В., Шадрина С.В., Пузанков М.Ю. Моделирование термогидрогеохимических условий формирования продуктивных резервуаров в вулканогенных породах//Вулканология и сейсмология. – 2013 – № 2. – С. 90–104.

8. Хаматдинова Э.Р. Емкостно-фильтрационные свойства эффузивных коллекторов Западной Сибири // Каротажник. – 2008. – Вып. 12 (177). – С. 19–35.

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

10. Горохова Э.Р. Особенности применения комплекса методов (АК, ННК-Т, ГГК-П) определения литологии и пористости кислых изверженных пород // Каротажник. – 2006. – Вып. 9. – С. 93–110.

11. Хаматдинова Э.Р. Литологическое расчленение эффузивных коллекторов по данным ГИС // Каротажник. – 2008. – Вып. 10 (175). – С. 66–80.

12. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. – Уфа: Изд-во Тау, 2002. – 256 с.

13. Смирнова Е.В., Боркун Ф.Я., Богомаз Е.Ф. Обоснование методики литологического расчленения пород доюрского фундамента по данным ГИС // Недропользование XXI век. – 2015. – № 3 (53). – С. 74–79.

14. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 257 с.

15. Мосунов А.Ю., Ефимов В.А. Создание технологии исследования и методики выделения проницаемых интервалов в доюрских коллекторах трещинно-порового типа по данным специальных ГИС // Материалы восьмой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2005. – Т. 2. – С. 219–226.

16. Количественная оценка параметров нетрадиционных пород-коллекторов / В.Ф. Козяр, В.М. Теленков, В.В. Егоров, Н.В. Козяр // Каротажник. – 2007. – Вып. 10. – С. 49–61.

В палеозойском разрезе Башкортостана терригенные отложения нижнекаменноугольного возраста являются крупнейшими по величине геологических запасов углеводородов. Несмотря на то, что значительные скопления нефти в этих отложениях открыты еще в 40-х годах ХХ века, в последние годы в Башкортостане активно ведется разведочное бурение. При выходе на новые лицензионные участки вследствие нехватки петрофизической информации выполнено обобщение имеющейся геолого-петрофизических данных. Проведены последовательное изучение комплекса данных, включающего детальное исследование керна с последующим выделением литотипов пород, сопоставление их с петрофизической неоднородностью и обоснование факторов, влияющих на коллекторские свойства продуктивных пластов. Показано, что в качестве определяющего фактора, влияющего на структуру и фильтрационно-емкостные свойства терригенных пород, может быть использована массовая глинистость. Согласно выделенным по глинистости границам все терригенные разности разделены на три петрофизических класса, для каждого из которых получены собственные петрофизические зависимости и определены граничные значения фильтрационно-емкостных параметров, служащих для выделения коллекторов. По результатам совместного анализа результатов изучения керна и данных геофизических исследований скважин (ГИС) проведен литофациальный анализ с выделением электрофаций по В.С. Муромцеву. Для этого выработаны критерии выделения типов пород методами ГИС с использованием как стандартного комплекса, так и специальных методов. Показано распределение фильтрационно-емкостных свойств, описываемых петрофизическими классами, в соответствии с выделенными фациальными зонами. На основе всей полученной информации выявлена и подтверждена литологическая неоднородность пород, а также уточнено геологическое строение месторождений при прогнозировании продуктивности коллекторов. Эти данные позволят повысить точность прогнозирования коллекторских свойств отложений терригенной толщи нижнего карбона с использованием карт литофациальной неоднородности.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. – Уфа: БашНИПИнефть, 2015. – 704 с.

2. Уточнение литолого-фациального строения терригенной толщи нижнего карбона Республики Башкортостан / Г.Ф. Байбурина, Р.Ф. Шарипов, А.С. Душин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 88–92.

3. Ханин А.А. Породы коллекторы нефти и газа и их изучение. – М.: Недра, 1969. – 368 с.

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

5. Исследование алгоритмов многомерной классификации научных данных. Ч. 5 / А.И. Гусева, В.С. Киреев, И.А. Кузнецов, П.В. Бочкарев // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 11. – С. 868–874.

6. Camponogara E., Nazari L.F. Models and Algorithms for Optimal Piecewise-Linear Function Approximation // Mathematical Problems in Engineering. – 2015. – Article ID 876862. – 9 p.

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

В статье рассмотрены некоторые аспекты оптимизации процесса создания цифровых геологических моделей нефтегазового месторождения. Предложен алгоритм построения поверхностей межфлюидных контактов, позволяющий автоматизировать этап геометризации залежей нефти и газа и, следовательно, ускорить процесс моделирования и сократить риск возникновения ошибок. Алгоритм содержит следующие вычислительные блоки:

– анализа и предобработки исходных данных (результаты интерпретации геофизических исследований скважин вида «коллектор – неколлектор», интерпретации характера насыщения «газ – нефть – вода», маркеров кровли и подошвы пласта в скважинах);

– нахождения поверхности межфлюидных контактов с помощью минимизации значения функционала невязки отклонений известных исходных данных относительно некоторой поверхности;

– декластеризации данных, позволяющий уменьшить влияние групп плотно расположенных данных;

– минимизации расхождений результата расчета и исходных данных, позволяющий адаптировать полученную поверхность контактов к отбивкам пластов.

Приведены примерыи автоматизированного построения поверхностей контактов для месторождений Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций. Сделан вывод, что предложенный алгоритм может применяться как при ручном, так и при автоматизированном построении геологической модели. В процессе автоматизированного построения может обеспечиваться обновление и адаптация поверхностей межфлюидных контактов к изменяющимся входным данным на этапе геометризации залежей. Использование данного алгоритма наиболее эффективно для крупных месторождений нефти и газа с большим числом скважин. Помимо построения поверхностей межфлюидных контактов применение алгоритма позволяет анализировать фонд скважин и выявлять скважины, для которых результаты инклинометрии характеризуются существенными погрешностями.

Список литературы

1. К вопросу о перспективах создания корпоративного программного обеспечения геологического моделирования / М.И. Саакян, К.Е. Закревский, Р.К. Газизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 50–54.

2. Journel A.G. Nonparametric estimation of spatial distributions // Mathematical Geology. – 1983. – V. 15. – № 3. – P. 445–468. – http://www.gaa.org.au/pdf/DeclusterDebias-CCG.pdf

3. Pyrcz M.J., Deutsch C.V. Declustering and debiasing. In Centre for Computational Geostatistics // Annual Report 4. – 2002. – Paper 62. – P. 1–25.

4. Вестник Roxar. – 2015. – № 8 (22). – C. 3–11. – http://roxar.ru/wp-content/uploads/2017/04/%D0%92%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BD%D0%B8%D0%BA-Roxar-%D0%9E%D...

5. Manchuk J., Neufeld C., Deutsch C.V. Petrel plugins for declustering and debiasing. – Centre for Computational Geostatistics Department of Civil & Environmental Engineering, University of Alberta. – P. 403-1–403-8.

https://www.ccgalberta.com/ccgresources/report09/2007-403_petrel_plugin_for_declustering.pdf

6. Байков В., Бакиров Н., Яковлев А. Математическая геология. Т. I. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 227 с.

Укрупнение расчетных сеток по пространственным переменным является одним из основных способов снижения затрат на вычислительные ресурсы при геолого-гидродинамическом моделировании месторождений углеводородов. Процедура переопределения коллекторских свойств в укрупненной ячейке расчетной сетки называется апскейлингом. Качество этой процедуры определяется степенью снижения прогнозных способностей используемых моделей. Традиционно используемый метод определения среднего значения как среднего арифметического не всегда применим на практике, так как не учитывает пространственной неоднородности распределения усредняемых величин. В статье рассмотрен пласт, фильтрационно-емкостные параметры (пористость и проницаемость) которого, близкими к значениям степенных функций в зависимости от пространственной координаты, что соответствует фрактальной неоднородности пористой среды. Для данного случая предложена процедура апскейлинга, которая учитывает степенной закон изменения пористости и проницаемости в пространстве. Рассмотрена начально-краевая задача для одномерной модели нестационарной фильтрации в условиях фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), соответствующих среде с фрактальными свойствами. Предложена и исследована процедура идентификации величин, учитывающих фрактальную неоднородность среды, из условия минимума меры близости решения этой задачи к решению задачи с фактическими ФЕС. Апробация предложенной методики проведена на промысловых данных одного из месторождений Западной Сибири. Выполнено сравнение с результатами, полученными при использовании стандартного метода определения проницаемости как среднего арифметического в усредняемой области. Показано, что предложенная методика позволяет повысить качество геолого-гидродинамического моделирования за счет учета фрактальной неоднородности пласта, что имеет большой потенциал применения при проектировании и мониторинге разработки месторождений.

Список литературы

1. Mandelbrot B.B. The Fractal Geometry of Nature. – San Francisco: Freeman, 1992. – 750 p.

2. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 307 с.

3. Feder J. Fractals. – Springer Science & Business Media, 2013. – 283 p.

4. Учайкин В.В. Метод дробных производных – Ульяновск: Артишок, 2008. – 512 с.

5. Барабанов В.Л. Фрактальная модель начальной стадии капиллярной пропитки горных пород //Актуальные проблемы нефти и газа. – 2016. – № 1 (13). – С. 5/1–16.

6. Yu B. Analysis of flow in fractal porous media //Applied Mechanics Reviews. – 2008. – V. 61. – № 5. – P. 1–19.

7. O’Shaughnessy B., Procaccia I. Analytical solutions for diffusion on fractal objects // Physical Review Letters – 1985. – V. 54. – № 5 – P. 455–458.

8. Методика интерпретации и определения параметров уравнения фильтрации в пористой среде с фрактальными свойствами / В.Х. Багманов, В.А. Байков, А.Р. Латыпов, И.Б. Васильев // Вестник УГАТУ. – 2006. – Т. 7. – № 2. – C. 146–149.

9. Xu P., Yu B. Developing a new form of permeability and Kozeny–Carman constant for homogeneous porous media by means of fractal geometry // Advances in water resources. – 2008. – Т. 31. – №. 1. – С. 74-81.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. – М.: Недра, 1972. – 288 с.

11. Костин А.Б. Восстановление коэффициента перед u(t) в уравнении теплопроводности по условию нелокального наблюдения по времени // Журнал вычислительной математики и математической физики. – 2015. – Т. 55. – № 1. – С. 89–104.

12. Бахвалов Н.С., Панасенко Г.П. Осреднение процессов в периодических средах: Математические задачи механики композиционных материалов. – М.: Наука, 1984. – 352 с.

13. Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора / В.А. Байков, А.В. Жонин, С.И. Коновалова [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2018. – № 11. – С. 34–38.

Известно, что в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных месторождений наряду с остаточной водой содержится и реликтовая остаточная нефть. Реликтовая нефть также присутствует в газовых шапках нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

Принято также считать, что запасы нефти в газовых шапках очень малы или являются недренируемыми, и при моделировании ими пренебрегают. Однако реликтовая нефть может значительно влиять на гидродинамическую связь между газо- и нефтенасыщенными коллекторами. Вблизи газонефтяного контакта, где в процессе формирования залежи происходило вытеснение нефти газом, реликтовая нефтенасыщенность должна быть близка к остаточной, характерной для данного процесса при несущественном взаимном растворении. Наличие жидких и твердых углеводородов в газовых залежах иногда достигает таких объемов, что корректировка подсчетных параметров в сторону уменьшения полезной емкости занятой газом становится необходимой. Реликтовая нефть по своей природе неподвижна при любом механизме фильтрации. Остаточная нефтенасыщенность при внедрении нефти в газовую шапку формируется из капиллярно-защемленной нефти и реликтовой нефтенасыщенности. Учет реликтовой нефтенасыщенности позволяет улучшить качество прогноза, а также рассмотреть проектные решения в области разработки залежей, ранее не принятые во внимание.

В статье исследовано влияние начальной (реликтовой) нефтенасыщенности газовых шапок на уровни добычи углеводородов при использовании различных методов ее задания над газонефтяным контактом . Кроме того, рассмотрена необходимость деления коллекторов на классы для обоснования критических и остаточных значений нефте-и газонасыщенности не только по проницаемости и степени гидрофильности, но и по характеру первоначального насыщения коллекторов углеводородами. На примере одного из объектов нефтегазоконденсатного месторождения шельфа о-ва Сахалин показано, что задание реликтовой нефтенасыщенности и пересмотр представлений о величине остаточной нефтенасыщенности газовой шапки позволяет исключить значительный объем потерь жидких углеводородов в газовой шапке и по-новому взглянуть на эффективность опережающей разработки газа или совместной разработки газовой шапки и оторочки.

Список литературы

1. Мартынцев О.Ф. О нефтеотдаче при вторжении нефтяной оторочки в газонасыщенную часть пласта // Нефтяная и газовая промышленность. – 1973. – № 3. – С. 23–24.

2. Masoudi R., Karkooti H., Othman M. How to Get the Most Out of Your Oil Rim Reservoirs // IPTC 16740. – 2013.

3. Olamigoke O., Peacock A. First-Pass Screening of Reservoirs with Large Gas Caps for Oil Rim Development // SPE-128603. – 2009.

4. Measurement of nonwetting-phase trapping in sandpack / C. Penland, E. Itsekiri, S. Mansoori [et al.] // SPE-115697. – 2008.

5. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. – М.: Недра, 1979. – 333 c.

6. Дворак С.В., Сонич В.П., Николаева Е.В. Закономерности изменения нефтенасыщенности в газовых шапках Западной Сибири // В Сб. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. – Тюмень, 1988. – 163 с.

7. Михайлов Н.Н., Ермилов О.М., Сечина Л.С. Физико-химические особенности адсорбционно-связанной нефти в образцах керна газоконденсатных месторождений // Доклады РАН. – 2006. – T. 466. – № 3. – C. 319–323.

8. Совершенствование полномасштабной гидродинамической модели пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения / Н.А. Черемисин, И.А. Рзаев, Е.В. Боровков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 49–53.

9. Suicmez V.S., Piri M., Blunt M.J. Pore-Scale Modeling of Three-Phase WAG Injection: Prediction of Relative Permeabilities and Trapping for Different Displacement Cycles // SPE-95594-MS. – 2006.

 В статье представлен обзор опыта применения термогидродинамических методов исследования многопластовых объектов на основе данных, полученных с применением аппаратно-программного комплекса «СПРУТ», без специально запланированных остановок скважин. Рассмотрены такие вопросы контроля разработки многопластового объекта, как разделение величины дебита и состава жидкости по пластам, определение пластового давления каждого из пластов, их продуктивности и фильтрационных свойств. Показаны особенности определения обводненности каждого пласта многопластового объекта на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью. В таких скважинах датчик влагомера, как правило, находится в воде, и его чувствительности недостаточно для достоверного определения состава притока из каждого пласта. Для уточнения обводненности предложен метод, основанный на эффекте Джоуля – Томсона. Метод заключается в проведении исследования на установившихся режимах и построении индикаторной диаграммы, по которой определяется коэффициент Джоуля – Томсона, являющийся базой для расчета обводненности. На конкретном примере выполнен анализ замеров забойного давления и температуры, по которым определен состав притока жидкостей из каждого пласта, и показана возможность использования эффекта Джоуля – Томсона для контроля пластового давления. Рассмотрены вопросы автоматизации и информативности непрерывных замеров системой постоянного контроля скважин. Таким образом, анализ замеров АПК «СПРУТ», выполненных в девяти скважинах показал, что для контроля пластового давления и коэффициента продуктивности скважин многопластовых объектов, разрабатываемых единым фильтром, наиболее эффективным является проведение исследований сразу после установки в скважину системы непрерывного мониторинга.

Список литературы

1. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. – М.: Недра, 1971. – 176 с.

2. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. – Казань: Изд-во Казанского университета, 2004. – 192 с.

3. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. Изд. 3, перераб. и доп. – М.: Недра, 1975. – 264 с.

4. Фатихов С.З., Федоров В.Н. Интерпретация КВД с учетом послепритока в ПО «Сапфир» // Материалы 14-й Международной научно-технической конференции 13–15 мая 2015 г. Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча. – Томск: Из-во Томского университета, 2015. – С. 56–57.

5. Комплексный анализ замеров забойного давления и продуктивности пластов многопластового объекта в скважинах, оборудованных системами непрерывного мониторинга / А.Ф. Гимаев, С.З. Фатихов, В.Н. Федоров, А.Г. Малов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 76–80.

6. Фатихов С.З., Федоров В.Н., Малов А.Г. Использование систем постоянного мониторинга скважин на нефтяных месторождениях // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 56–59.

7. Мельников С.И. Методика раздельного промыслово-геофизического контроля совместно эксплуатируемых нефтяных пластов: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2015. – 137 с.

8. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1965. – 238 с.

9. Рамазанов А.Ш. Теоретические основы скважинной термометрии. – Уфа: РИЦ БашГУ, 2017. – 112 с. – https://elib.bashedu.ru/dl/read/Ramazanov_Teoreticheskie osnovy skvazhinnoj termometrii_up_2017.pdf.

 В настоящее время на месторождениях Республики Татарстан ведется опытно-промышленная добыча сверхвязкой нефти методом парогравитацонного дренирования пласта. Существенным фактором, осложняющим добычу сверхвязкой нефти, является наличие вскрытых добывающей скважиной переходных (водопроявляющих) зон. Дополнительными негативными факторами являются наличие газовых, водоносных прослоев в разрезе пластов, отсутствие четкой выдержанности пласта, наличие заглинизированных прослоев. Кроме того, положение водонефтяного контакта на новых месторождениях и поднятиях характеризуется сильной изменчивостью на небольшом расстоянии. Указанные негативные факторы могут привести к техногенным и природным перетокам минерализованных вод в вышележащие горизонты пресных вод. Вместе с тем перед проведением работ необходимо решить целый ряд проблем: подбор оптимального кислотного состава в зависимости от минералогического состава пород, слагающих межскважинное пространство как по толщине, так и по простиранию, расчет необходимого объема закачки и концентрации реагентов, которые также зависят от свойств пород (глинистой и карбонатной составляющих), слагающих коллектор. С одной стороны, объема состава должно хватать для эффективного воздействия на межскважинное пространство, а с другой – необходимо предотвратить создание прямых каналов между параллельными горизонтальными (нагнетательными и добывающими) скважинами, чтобы избежать прорыва пара. Важным вопросом является минимизация отрицательного воздействия на НКТ и фильтр скважины за счет подбора оптимальных состава и варианта воздействия. Проработка технических аспектов реализации технологического процесса включает выбор варианта обработки: весь горизонтальный ствол скважины или определенные интервалы.

В настоящее время благодаря скоординированной работе специалистов научного и производственных подразделений ПАО «Татнефть» разработан комплекс технологий, позволяющих в значительной степени нивелировать отрицательное воздействие указанных факторов при разработке залежей сверхвязкой нефти с использованием технологии парогравитационного дренирования.

Список литературы

1. Modern SAGD Technology - From Modeling to Field Monitoring / Sh. Takhautdinov, N. Ibragimov, R. Khisamov [et al.] // World Heavy Oil Congress,

5–7 March 2014, New Orleans, Louisiana, USA. – New Orleans: WHOC14, 2014. – 257 р.

2. Повышение эффективности разработки залежей СВН с применением гелеобразующих композиций на горизонтальных скважинах / Д.К. Шайхутдинов, А.Т. Зарипов, Р.И. Хафизов, А.Н. Береговой. В сб. Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений // Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной основателю горизонтального бурения А.М. Григоряну, Казань, 6–7 сент. 2017 г. – Казань: Слово, 2017. – С. 280–282.

3. Пат. 2483092 РФ, МПК C 09 K 8/42. Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, А.Н. Береговой, В.С. Золотухина, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011154392/03; заявл. 29.12.11; опубл. 27.05.13.

4. Пат. 2522369 РФ, МПК E 21 B 43/24. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами / М.И. Амерханов, В.В. Шестернин, А.Н. Береговой, Э.П. Васильев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2012153453/03; заявл. 11.12.12; опубл. 10.07.14.

5. Инновационное решение для увеличения нефтеотдачи залежей сверхвязкой нефти, находящихся на небольших глубинах / М.И. Амерханов, А.Т. Зарипов, Ант.Н. Береговой [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 24–27.

6. Повышение эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти с уплотненными и заглинизированными коллекторами / Ант.Н. Береговой, Н.А. Князева, Э.П. Васильев [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2019. – Вып. 87. – С. 137–144.

7. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. – М. : ВНИИОЭНГ, 2011. – 304 с.

8. McLeod H.O., Coulter A.W. The Use of Alcohol in Gas Well Stimulation // SPE-1663-MS. – 1966.

9. Пат. 2686768 РФ, МПК E21B 43/27, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 49/00, C09K 8/72. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах (варианты) / М.И. Амерханов, А.Н. Береговой, Э.П. Васильев, Н.А. Князева, А.Р. Разумов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2018128275; заявл. 01.08.18; опубл. 30.04.19.

10. Применение растворителей для повышения эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти с использованием парогравитационного дренирования / М.И. Амерханов, Ант. Береговой, Э.П. Васильев [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2018. – Вып. 86. – С. 105–111.

11. Физическое моделирование различных вариантов закачки растворителя для повышения добычи сверхвязкой нефти / Ант.Н. Береговой, Н.А. Князева, Ш.Г. Рахимова [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. –   2018. – Вып. 86. – С. 179–183.

12. Повышение эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти с применением метода парогравитационного дренирования за счет внедрения усовершенствованной технологии закачки углеводородного растворителя / Ф.М. Ахметзянов, А.Т. Зарипов, Ант.Н. Береговой [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2019. – Вып. 87. – С. 153–157.

Рассмотрены возможности повышения операционной эффективности при эксплуатации нефтяного месторождения с развитой системой нефтесбора, осложненной высоковязкими эмульсиями за счет адресного применения деэмульгатора в определенных точках системы трубопроводов для снижения вязкости транспортируемой водонефтяной эмульсии при путевой деэмульсации. На примере перераспределения точек дозирования деэмульгатора показана необходимость и достаточность подачи реагента строго на определенных участках системы.

Рассмотрен вопрос локального эффекта «передиспергирования» вследствие передозирования деэмульгатора при транспортировке водонефтяной эмульсии. Отмечено, что при анализе систем нефтесбора необходимо проводить комплексные мероприятия по установлению причин повышенного давления, которое является следствием как различных осложняющих факторов (асфальтосмолопарафиновых отложений, солеотложений, образования газовых гидратов, водонефтяных эмульсий и др.), так и технологических причин - превышения расхода, изменения вязкости жидкости и др. Главным технологическим эффектом борьбы с высоковязкими эмульсиями является снижение линейного давления в системе нефтесборных трубопроводов, что не только положительно сказывается на целостности системы, но и приводит к существенному экономическому эффекту, который складывается из нескольких составляющих. Во-первых, это снижение общих энергетических затрат на транспортировку добываемого флюида; во-вторых, уменьшение потребления электроэнергии скважинным штанговым насосным оборудованием; в-третьих, - наиболее значимый вклад вносит возможность увеличения объема добываемой нефти при эксплуатации скважин при помощи электроцентробежного насосного оборудования. Данный подход рекомендуется к внедрению на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, с развитой системой нефтесбора, имеющий различные типы осложнений, снижающих пропускную способность.

Список литературы

1. Термополимерные технологии разработки сложнопостроенных месторождений вязких и высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах / С.Ю. Борхович, Д.К. Холмогорова, Е.А. Васильева, А.С. Яцковская // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 2. – С. 95–104.

2. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси. – М.: ВНИИГаз, 1985.

3. Методика гидравлического расчета трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей. – Самара: Гипровостокнефть, 1970.

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

5. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2004. – 448 с.

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

7. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. – Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.

8. Аванесян В.Г. Реологические особенности эмульсионных смесей. – М.: «Недра», 1980. – 116 с.

9. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. – М.: Недра, 1975. – 317 с.

10. Обоснование выбора рациональных точек подачи деэмульгатора в добываемую жидкость при путевом сбросе воды / Л.Н. Усова, Р.З. Миннигалимов, В.Е. Сафонов, М.В. Голубев // Нефтегазовое дело. – 2007. – 8 с.

11. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1977. – 192 с.

В настоящее время актуальной задачей является развитие экспортного потенциала российской нефтяной промышленности. В последние годы наиболее значимую роль в экспорте играют морские терминалы, которые осуществляют перевалу около 70 % добываемой в Российской Федерации нефти, отправляемой на экспорт. В течение последних лет в России построен и модернизирован ряд нефтеналивных терминалов, способных принимать и обрабатывать суда дедвейтом до 150 тыс. т и более. География новых морских нефтеналивных терминалов очень широка, и результаты анализа реализованных проектов показывают несколько возможных концепций реализации данных проектов.

В статье рассмотрены результаты исследования существующих моделей реализации резервуарных парков нефтеналивных терминалов в России. Определены существующие подходы к формированию резервуарных парков как инструментов хранения и перевалки нефти и нефтепродуктов. Проведен анализ действующих морских терминалов по критериям условий их работы, характеристик парков хранения нефти и нефтепродуктов и объему перевалки нефти. Выделены общие модели формирования парков хранения в зависимости от указанных критериев. Определены критерии реализации моделей, основные факторы, влияющие на выбор модели в зависимости от функционального назначения морского терминала. Выполнен анализ критериев оптимального выбора конструкции нефтяного резервуара на морском терминале с учетом требований нормативно-технической документации Российской Федерации. Представлены факторы, влияющие на выбор оптимальной конструкции резервуара для морского терминала, предназначенного для перевалки нефти на морской танкерный транспорт. Проанализирован выбор оптимальной конструкции резервуара морского терминала из модельного ряда наиболее применяемых в Российской Федерации конструкций. Предложена постановка задачи исследования надежности и безопасности конструкций резервуаров, в наибольшей степени соответствующих целям функционирования морского перевалочного терминала нефти.

Эксплуатация месторождений углеводородов характеризуется повышением с течением времени содержания воды в добываемой продукции. Увеличение обводненности добываемой продукции осложняет эксплуатацию промысловых трубопроводов. Транспортируемая продукция месторождения под влиянием низких скоростей потока в трубопроводах, разницы плотностей фаз, изменения термобарических условий расслаивается на фазы. Это приводит к образованию застойных зон по трассе трубопровода что в свою очередь интенсифицирует коррозионные процессы, обусловливает уменьшение проходного сечения трубопроводов и увеличивает энергозатраты на транспортировку.

В статье рассмотрены вопросы совершенствования алгоритмов прогнозирования характеристик режима эксплуатации промысловых трубопроводов в условиях риска формирования водных скоплений. Представлен подход, позволяющий экономически обоснованно выбирать оптимальный межочистной период для промысловых трубопроводов с учетом характеристик трубопроводного участка, его профиля, режима работы, динамики образования водных скоплений и их влияния на величину потерь давления, а также стоимости операций по очистке трубопровода. При разработке нового подхода выделены основные параметры, влияющие на процесс образования водных скоплений. С использованием динамического гидравлического симулятора выполнено многовариантное моделирование. На основе массива полученных данных сформирована упрощенная математическая модель процесса образования водных скоплений в промысловых трубопроводах, позволяющая прогнозировать их объемы и потери давления в трубопроводе без использования ресурсоемкого симулятора для динамического гидравлического моделирования. Результаты применения предложенного подхода для определения межочистного периода сопоставлены с ранее применяемым критерием, который учитывал только рост потерь давления в трубопроводе.

Список литературы

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

2. Talal Al-Wahaibi, Panagiota Angeli. Predictive model for critical wave amplitude at the onset of entrainment in oil-water flow // Multiphase Production Technology. – 2005. – № 12. – P. 627–641.

3. Trapped water displacement from low sections of oil pipelines / Xu Guang-li [et al.] // International Journal of Multiphase Flow. – 2011. – № 37. – 11 p.

4. Касперович В.К. Экспериментальные исследования удаления воды и воздуха из нефтепродуктопроводов: дис. … канд. техн. наук. – М.: 1965. – 144 с.

5. Галлямов А.К., Байков И.Р., Аминев Р.М. Оценка скорости выноса скоплений жидкости из пониженных участков трубопроводных систем / Известия вузов. Сер. Нефть и газ. – 1969. – № 12. – С. 73–76.

6. Потапенко Е.С. Экспериментальное исследование условий выноса жидкостных скоплений из внутренней полости газопровода: дис. … канд. техн. наук. – М., 2014. – 133 с.

7. Лурье М.В. Удаление скоплений воды из трубопровода потоком перекачиваемой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 62–68.

8. Коршак А.А. К вопросу о выносе скоплений воды потоком перекачиваемой жидкости // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 6 (116). – С. 90–98.

9. Comparison of commercial multiphase flow simulators with experimental and field databases / R. Belt, B. Djoric, S. Kalal // Multiphase Flow. – 2011. – P. 413–427.

10. Концепция системы мониторинга надежности и эксплуатации промысловых трубопроводов / А.В. Аржиловский, А.В. Алферов, Р.И. Валиахметов, Е.Б. Данилейко // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9 (1139). – С. 128–132.

В статье выполнено обоснование области рационального применения противотурбулентных присадок (GNG) - DR-технологии и методики оптимизации параметров технологического режима эксплуатации магистрального нефтепровода с учетом свойств ПТП с точки зрения энергетической и экономической эффективности процесса перекачки. Предложена методика оценки эффективности применения технологии перекачки с ПТП, разработанная на основополагающих принципах методики количественной оценки эффективности транспортировки нефти. В качестве критерия эффективности принято отношение расчетных параметров перекачки к фактическим значениям, регистрируемым штатными средствами системы диспетчерского контроля и управления нефтепроводом (СДКУ). Это позволяет в реальном масштабе времени идентифицировать составляющие коэффициента эффективности технологического участка магистрального трубопровода (ТУ МН). Мониторинг составляющих коэффициента эффективности ТУ МН дает возможность выявлять резервы снижения энергозарат в магистральном транспорте нефти и нефтепродуктов, а также сопоставлять показатели эффективности различных производственных объектов компании «Транснефть» с учетом всего многообразия конструктивных решений ТУ МН: лупинги, вставки, сбросы и подкачки, тройники, обратные клапаны, задвижки и др. В рамках предложенного критерия эффективности рассмотрены особенности технологии применения ПТП для отключения части насосных агрегатов с целью экономии энергоресурсов и для временного увеличения производительности перекачки сверх пропускной способности действующего нефтепровода. Показано, что существенным сдерживающим фактором повсеместного распространения DR-технологии является стоимость агента снижения гидравлического сопротивления (5-12 USD/кг), что ограничивает целесообразную концентрацию присадок в пределах 10 ppm с точки зрения снижения эксплуатационных расходов на перекачку (удельного потребления энергетических ресурсов и затрат на ПТП).

Список литературы

1. Ревель-Муроз П.А. Разработка методов повышения энергоэффективности нефтепроводного транспорта с внедрением комплекса энергосберегающих технологий: дисс. канд. техн. наук. – Уфа, 2018. – 202 с.

2. Гольянов А.И., Гольянов А.А., Кутуков С.Е. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 4 (110). – С. 156–170.

3. Особенности работы магистрального нефтепровода с применением противотурбулентной присадки / А. И. Гольянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 2. – С. 36–43.

4. Снижение гидродинамического сопротивления при течении углеводородных жидкостей в трубах противотурбулентными присадками. научный обзор истории вопроса / А.И. Гольянов, В.В. Жолобов, Г.В. Несын [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. –№ 2 (6). – С. 80–87.

5. Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П.А. Ревель-Муроз, Я.М. Фридлянд, С.Е. Кутуков, А.И. Гольянов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 1. – С. 8–19.

6. Кутуков С.Е., Фридлянд Я.М. Критерий энергоэффективности эксплуатации магистрального нефтепровода // Материалы V Международной научно-практической конференции, посвященной 20-летию АО «КАЗТРАНСОЙЛ». – Алматы: ТОО SK-Print, 2017. – 42 с.

7. Drag reduction in transportation of hydrocarbon liquids: from fundamentals to engineering applications / G.V. Nesyn, R.Z. Sunagatullin, V.P. Shibaev, A.Y. Malkin // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Т. 161. – Р. 715–725.

8. The drag reduction phenomenon. Observed characteristics, improved agents, proposed mechanisms / R.C. Little, R.J. Hansen, D.L. Hunston [et al.] // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. – 1975. – V. 14(4). – P. 283–296.

9. Destabilizing turbulence in pipe flow / J. Kühnen, B. Song, D. Scarselli [et al.] // Nature Physics. – April 2018. – № 14 (4). – P. 13–16. – DOI: 10.1038/s41567-017-0018-3/

10. Валиев М.А., Кутуков С.Е., Шабанов В.А. Анализ использования электроэнергии при решении технологических задач перекачки нефти // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2003. – № 1. – 22 с.

11. Ультразвуковая обработка нефтей для улучшения вязкостно-температурных характеристик / И.В. Прозорова [и др.] //Нефтепереработка и нефтехимия. – 2012. – № 2. – С. 3–6.

12. Баязитова С.Р. Исследование влияния электромагнитного излучения на реологические свойства нефти. Ч. 3 // Международный научно-исследовательский журнал. – 2017. – № 08 (62). – C. 13–16.

13. Цао Бо. Исследование воздействия микроволнового излучения на свойства высоковязких нефтей с целью повышения эффективности их транспортировки: дисс. канд. техн. наук. – М., 2017. – 124 c.

14. Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В. Влияние постоянного магнитного поля на реологические свойства высокопарафинистых нефтей // Коллоидный журнал. – 2003. – № 4. – С. 510–515.

15. Торшин В.В., Пащенко Ф.Ф., Бусыгин Б.Н. Физические процессы в жидкости под воздействием электрического разряда. – М.: Издательство Карпов Е.В., 2005. – 122 c.

16. Сравнительная оценка эффективности «горячей» перекачки / Б.Г. Гриша [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 6. – С. 642–649.

17. Брот Р.А., Кутуков С.Е. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело. – 2005. – № 2. – С. 1–12.

Протаскивание трубопровода является заключительной и одной из наиболее ответственных технологической операцией при строительстве подводного перехода магистрального трубопровода методом наклонно направленного бурения. Анализ показал, что технологические осложнения в виде резкого возрастания тяговых усилий при протаскивании обусловлены следующими причинами: наличие криволинейных участков скважины; уступы в скважине, образовавшиеся при прохождении переслаивающихся грунтов с различными физико-механическими свойствами; препятствия в виде массива грунта перед оголовком трубопровода вследствие наличия шламовых подушек, образовавшихся в результате недостаточного выноса выбуренной породы или обрушения ствола скважины проложенной в несцементированных грунтах; уменьшение проходного сечения ствола скважины вследствие выдавливания в скважину высокопластичных глин. Таким образом, главной причиной возрастания тяговых усилий в процессе протаскивания трубопровода, являются изменения, внесенные в геометрические параметры скважины и профиль перехода при бурении и расширении пилотного ствола скважины. Поэтому важно иметь инструментальный метод оценки состояния ствола скважины перед осуществлением процесса протаскивания трубопровода.

В настоящее время единственным инструментальным методом контроля пространственного положения ствола скважины и наличия его отклонений от проектного положения является инклинометрия. Метод инклинометрии применяется как для телеметрического контроля положения бурового инструмента при строительстве пилотной скважины, так и для оценки профиля перехода после проведения последнего этапа расширения. В статье приведены основные выводы и положения, полученные в результате анализа технологических осложнений и аварийных ситуаций при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов. Рассмотрены причины возникновения технологических осложнений и аварийных ситуаций. Предложены способ и критерий оценки состояния ствола скважины по данным проведения инклинометрии скважины. Оценка состояния ствола скважины по данным инклинометрии, проводимой после расширения скважины, позволяет выработать строгие требования к работе подрядных организации и приемке результатов их деятельности, а также предотвратить технологические осложнения и аварийные ситуации в процессе протаскивания трубопровода.

Список литературы

1. Геомеханическое моделирование условий строительства подводных переходов магистральных нефтепроводов / Д.Р. Вафин, А.И. Комаров, Д.А. Шаталов, З,З. Шарафутдинов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4 (24). – С. 54–64.

2. Инженерно-технические проблемы протаскивания трубопровода в скважину подводного перехода / З.З. Шарафутдинов, А.Н. Сапсай, Д.А. Шаталов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 114–119.

3. Буровые растворы для прохождения несцементированных грунтов при строительстве подводных переходов трубопроводов / А.Н. Сапсай, Д.Р. Вафин, Д.А. Шаталов, З.З. Шарафутдинов // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 1(114). – С. 53–60.

4. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З.З. Шарафутдинов [и др.]. – Новосибирск: Наука, 2013. – 339 с.

5. Харитонов В.А., Бахарева Н.В. Организация и технология строительства трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения. Монография под. ред. В.А. Харитонова. – М.: Изд-во АСВ, 2011. – 344 с.

6. Шарафутдинов З.З. Строительство подводных переходов магистральных нефтепроводов методом наклонно-направленного бурения. – М: ООО «Издательский дом Недра», 2019. – 357 с.