Современная оценка технико-экономической эффективности нефтегазового проекта предполагает построение определенной экономико-математической модели расчета, а также анализ критериев проекта, основанных на множестве прогнозных экономических показателей по разрабатываемым пластам и месторождению в целом. В статье рассмотрена автоматизированная система, которая стала основой для теоретических и прикладных исследований в области применения экономического моделирования и современных информационных технологий. Показано, что с помощью современных информационных технологий можно представлять формализованные знания (факты), истинность или ложность которых можно доказать. В частности эти методы можно использовать в сфере цифровой экономики недропользования.  При этом предполагается анализ обрабатываемой информации по вариантам разработки месторождений с целью решения задачи синтеза расчетных алгоритмов. Привлечение к расчетам «инженеров-системотехников» значительно сокращает процесс моделирования. Базы знаний разрабатывались в течение последних 20 лет и основаны на опыте технико-экономической оценки месторождений нефти и газа как в России, так и за рубежом. Система позволяет выполнять прогноз технико-экономических показателей изучения и освоения углеводородных объектов с учетом различных налоговых механизмов, а также проводить оценку стоимости месторождений и эффективности их освоения с применением нечетких методов оценки рисков инвестиционных прогнозов. Система обеспечивает оперативное и качественное проведение технико-экономических расчетов по многочисленным вариантам и подвариантам с выбором оптимального решения, определяющего стратегию и прогноз развития добычи нефти при разных источниках финансирования. Эта разработка может быть хорошим дополнением к уже существующим программным комплексам для технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений нефти и газа. Актуальным является то, что двудольные графы, входящие в состав разработанной автоматизированной системы, позволяют в наглядном виде вводить и корректировать технико-экономическую информацию по вариантам разработки месторождений.

Список литературы

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

2. Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Интеллектуальные технологии моделирования расчета экономических показателей для оценки месторождений нефти и газа // Известия Тульского гос. университета. Экономические науки. – 2019. – Вып. 3. – С. 344–355.

3. Оценка технико-экономической эффективности инвестиционных проектов разработки нефтегазовых месторождений на основе применения методов нечеткой логики / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, Ю.Г. Богаткина, О.Н. Сарданашвили // Известия Тульского гос. университета.  Экономические науки. – 2019. – Вып. 3. – С. 340–348.

4. Богаткина Ю.Г., Степанкина О.А. Структура интеллектуального интерфейса в логической системе «Граф» // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 1. – С. 25–30.

5. Башмаков А.И, Башмаков И.А. Интеллектуальные информационные технологии. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э.Баумана, 2005. – 304 с.

6. Бережная Е.В., Бережной В.И. Математические методы моделирования экономических систем. – М.: Финансы и статистика, 2006. – 432 с.

7. Вагин В.Н. Дедукция и обобщение в системах принятия решений. – М.: Наука, 1988. – 384 с.

8. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности / В.Ф. Дунаев, В.Д. Шпаков, Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. – М.: Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 352 с.

9. Конопляник А.А. Основные виды и условия финансирования инвестиционных проектов в нефтегазодобывающей промышленности. – М.: Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2009. – 62 с.

10. Поспелов Г.С. Искусственный интеллект – основа новой информационной технологии. – М.: Наука, 1988. – 280 c.

11. Трахтенгерц Э.А, Степин Ю.П., Андреев А.Ф. Компьютерные методы поддержки принятия управленческих решений в нефтегазовой промышленности. – М.: СИНТЕГ, 2005. – 592 с.

В статье рассмотрены результаты оценки перспектив нефтегазоносности Печорского шельфа на лицензионных участках ПАО «Газпром нефть». Проведена кластеризация площади с учетом геолого-геофизических особенностей и локализации более 100 перспективных объектов 6 нефтегазоносных комплексов. По предварительной оценке геологические ресурсы превышают 2525 млрд т. Выполненная оценка базировалась на данных комплексирования региональных сейсмических исследований 2D, новых данных современной съемки 3D на трех лицензионных участках, а также результатах анализа кернового материала и материалах исследований обнажений на прилегающих площадях по перспективным нефтегазоносным комплексам. На основе секвенс-стратиграфического анализа уточнены фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов для каждого из перспективных объектов и определены основные параметры перспективных ловушек. На основе ранжирования ключевых геолого-геофизических показателей определен рейтинг перспективных объектов и местоположение проектных скважин для последующего поисково-оценочного бурения, территории ранжированы по перспективности. Помимо определения потенциала нефтегазоносности отложений триаса, перми и карбона, выполнен прогноз перспективности глубокозалегающих комплексов – рифогенных ловушек верхнего франа, терригенных отложений среднего девона и пражского яруса, гипергенных карбонатных коллекторов овинпармского горизонта нижнего девона и карбонатных отложений ордовика-силура. Открытие крупных месторождений на арктическом шельфе Печорского моря потребует бурения скважин в сложных климатических условиях со вскрытием высокоперспективных горизонтов на глубинах более 4500-5500 м. Для обеспечения решения этой сложной задачи сформирована расширенная программа геолого-разведочных и научно-исследовательских работ, которые позволят определить оптимальное местоположение скважин.

Список литературы

1. Прищепа О.М., Нефедов Ю.В., Айрапетян М.Г. Углеводородный потенциал акваториального арктического сектора севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по результатам региональных исследований // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2020. – Т. 15. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/2020/4_2020.html

2. Баженова Т.К. Нефтегазоматеринские формации древних платформ России и нефтегазоносность // Нефтегазовая геология. Теория и практи– ка. – 2016. – Т. 11. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/1/45_2016.pdf

3. Юрьева З.П. Положение залежей нефти в разрезах нижнедевонских отложений (Тимано-Печорская провинция) // Геология нефти и газа. – 2015. – № 3. – С. 3–13. 

4. Жемчугова В.А., Маслова Е.Е., Наумчев Ю.В. Седиментационная модель нижнедевонских отложений северо-востока Хорейверской впадины // В сб. Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России: материалы XVII Геологического съезда Республики Коми. – Т. 3. – Сыктывкар: Геопринт, 2019. – С. 43–45.

5. Условия осадконакопления, диагенетические процессы и их влияние на коллекторские свойства верхнесилурийско-нижнедевонских карбонатных пород месторождений им. Р. Требса и А. Титова / А.С. Душин, М.В. Рыкус, Г.В. Наумов, Г.Ф. Гаймалетдинова // Нефтегазовое дело. – 2015. – № 5. – С. 20–44.

6. История формирования и оценка перспектив нефтегазоносности карбонатных резервуаров овинпармского горизонта нижнего девона Долгинско-Папанинской структурной зоны (шельф Тимано-Печорской плиты) / А.П. Вилесов, О.А. Захарова, Д.Е. Заграновская [и др.] // ProНефть. – 2020. – № 4. – С. 24–33.

7. Опыт комплексирования методов потенциальных полей и поверхностной геохимии в целях планирования геолого-разведочных работ на слабо изученных территориях залегания баженовской свиты / А.А. Вашкевич, К.В. Стрижнев, С.И. Чекмарев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 32–35. 

Проанализирован комплекс данных о микроэлементном (МЭ) составе нефтей осадочных бассейнов Камчатки, нефтяных выходов кальдеры вулкана Узон, термальных источников и озер кальдеры. Выполнено сравнение коэффициентов корреляции между МЭ составом перечисленных проб и типичными МЭ составами нефти и иных каустобиолитов, биоты, верхней, средней и нижней континентальной коры. При общей близости составов МЭ нефтей кальдеры Узон и бассейновых нефтей Камчатки отмечено деление нефтей на две группы: нефти кальдеры Узон и тесно связанные с этой зоной отличаются от других бассейновых нефтей Камчатки. Отмечена общая специфическая особенность МЭ состава нефтей Камчатки и термальных вод кальдеры Узон. В отличие от среднего МЭ состава нефтей различных нефтегазоносных бассейнов России, а также от специально рассмотренных нефтей Ромашкинского месторождения и месторождений Шаимского района Западной Сибири для МЭ составов нефтей Камчатки, кальдеры Узон и термальных вод максимальная корреляция наблюдается с химическим составом верхней или средней, а не нижней континентальной коры. Различие интерпретируется в рамках модели выноса компонентов нефти поднимающимся потоком молодых низкоминерализованных вод – продуктов дегидратации. В условиях более высоких глубинных температур Камчатки реакции дегидратации протекают на меньших глубинах, и поток флюида несет метку менее глубоких горизонтов земной коры. Проанализированы физико-химические свойства и углеводородный состав нефтей Камчатки. Низкое содержание V и Ni (менее 10 г/т) и никелевая металлогения (V/Ni<1) указывают на то, что эти нефти относятся к классу раннекатагенетических флюидов, которые формируются за счет органического вещества в зонах позднего протокатагенеза или раннего мезокатагенеза в сложных ловушках комбинированного типа. 

Список литературы

1. Геохимия нафтидов из локализованных на суше гидротермальных источников и вопросы их генезиса / Е.А. Фурсенко, В.А. Каширцев, А.Э. Конторович, А.Н. Фомин // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № (5–6). – С. 918–930.

2. Кальдера вулкана Узон (Камчатка) – уникальная природная лаборатория современного нафтидогенеза / А.Э. Конторович, С.Б. Бортникова, Г.А. Карпов [и др.] // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52. – № 8. – С. 986–990.

3. Бескровный Н.С., Лебедев Б.А. Нефтепроявление в кальдере вулкана Узон на Камчатке // Доклады АН СССР. – 1971. – Т. 201. – № 4. – С. 953–956.

4. Геологические, гидрогеохимические и микробиологические особенности нефтяной площадки кальдеры Узон (Камчатка) / Н.Л. Добрецов, Е.В. Лазарева, С.М. Жмодик [и др.] // Геология и геофизика. – 2015. – Т. 56. – № (1–2). С. 56–88.

5. Виноградова Т.Л., Пунанова С.А. Нафтиды Восточной Камчатки и Калифорнийского бассейна Гуйамас // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2017. – Вып. 3 (18). – http://oilgasjournal.ru/issue_18/vinogradova.pdf

6. Simoneit B.R.T., Deamer D.W., Kompanichenko V. Characterization of hydrothermally generated oil from the Uzon caldera, Kamchatka // Appl. Geochem. – 2009. – № 24. – Р. 303–309.

7. Тейлор С.Р., Мак’Леннан С.М. Континентальная кора, ее состав и эволюция. – М.: Мир, 1988. – 383 с.

8. Rudnick R.L., Gao S. Composition of the continental crust // Treatise on Geochemistry. – 2003. – V. 3. – Р. 1–64. – DOI: 10.1016/B0-08-043751-6/03016-4

9. Состав ароматических углеводородов восточно-камчатских нефтей / М.Б. Темянко, Е.И. Кудрявцева, И.Л. Соловьева [и др.] // Геохимия. – 1990. – № 6. – С. 790–796.

10. Bazhenova O.K., Arefiev O.A., Frolov E.V. Oil of the volcano Uzon caldera, Kamchatka // Org. Geochem. – 1998. – Т. 29. – № (1–3). – Р. 421–428.

11. Кудрявцева Е.И., Якуцени С.П., Смуров Л.Л. Металлы в нефтях Камчатки и Чукотки // ДАН. – 1993. – Т. 331. – № 4. – С. 477–479. 

12. Якуцени С.П. Распространенность углеводородного сырья, обогащенного тяжелыми элементами-примесями. Оценка экологических рисков. – СПб: Недра, 2005. – 372 с.

13. Пунанова С.А., Родкин М.В. Сравнение вклада разноглубинных геологических процессов в формирование микроэлементного облика каустобиолитов // Георесурсы. – 2019. – Т. 21. – № 3. – С. 14-24. – DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.14-24

14. Шпирт М.Я., Пунанова С.А. Нефти и сланцы как источник промышленного получения потенциально ценных элементов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 58–62.

15. Самая молодая нефть Земли / С.Д. Варфоломеев, Г.А. Карпов, Г.А. Синал [и др.] // ДАН. – 2011. – Т. 438. – № 3. – С. 345–347.

Обоснование интегральных интерпретационных моделей, учитывающих широкую палитру искажающих факторов, в том числе влияние процессов разработки на показания геофизических исследований в открытом стволе, способствует повышению достоверности количественных оценок подсчетных параметров, эффективности поиска пропущенных залежей углеводородов, рациональному планированию геолого-технических мероприятий, что наиболее актуально в условиях старых добывающих нефтегазоносных провинций. Нефтяные компании в настоящее время продолжают разработку большого количества месторождений, открытых, разведанных и разбуренных в ХХ веке. Основной фонд скважин таких месторождений, как правило, исследован ограниченным набором «стандартных» методов геофизических исследований, а лабораторно изученный керн малопредставителен и/или проанализирован не комплексно. Экстремальные геолого-технические условия проводки скважин, вскрывающих, например, мезо-кайнозойские отложения Восточного Предкавказья и заключенные в них сложно построенные неоднородные коллекторы, зачастую приводят к необходимости проведения дополнительных итераций в интерпретационных петрофизических алгоритмах. Для получения адекватных геологических и гидродинамических моделей необходимо иметь близкие к истинным параметры, полученные по единым методикам интерпретации исходных данных, а для сравнения работы соседних скважин – разрезы с сопоставимыми параметрами. Первоочередными задачами при этом являются подбор методов геофизических исследований скважин (ГИС), обладающих минимальной чувствительностью к различным скважинным условиям; разработка интегральных интерпретационных моделей, адаптированных для разной полноты комплексов ГИС и различных скважин, пробуренных в несопоставимые временные отрезки, а также учет «нестандартного» искажающего влияния факторов разработки на искомые геофизические параметры. В данной статье особое внимание уделено таким искажающим показания ГИС в открытом стволе факторам, как газосодержание и фазовое состояние флюидов, насыщающих коллекторы.

Список литературы

1. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. – М.: Недра, 1966. – 206 с.

2. Пирсон С.Д.  Справочник по интерпретации данных каротажа / пер. с англ. под ред. Комарова С.Г. – М.: Недра, 1966. – 413 с.

3. Брайловская А.А., Окс Л.С. Изучение искажающего влияния «современных» буровых растворов на показания методов ГИС и параметры зоны проникновения терригенных мезозойских отложений Восточного Ставро- полья // Каротажник. – 2019. – Вып. 4 (298). – С. 3–17.

4. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. – М.: Нефть и газ, 1997. – 688 с.

5. Головацкая И.В., Гулин Ю.А. Методика определения пористости газоносных пород по комплексу ГГК, НК, ПС // Геология нефти и газа. – 1982. – № 12. – С. 6–9.

6. Александров Б.Л. Комплексное изучение юрских отложений Восточного Предкавказья в связи с оценкой их коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности: дис. ... канд. геол.-мин. наук. – Грозный, 1968.

7. Брайловская А.А., Харченко С.И. Разработка единой методики оценки емкостных свойств месторождений Восточного Ставрополья на базе интеграции «старых» и современных данных керна и ГИС // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – Вып. 35. – С. 56–59.

В статье рассмотрены результаты анализа образцов керна с целью оценки перспективности нефтеносности формации Марцеллус (Marcellus, Западная Пенсильвания, США). В процессе изучения керна определены такие параметры, как общий органический углерод и содержание свободных углеводородов. Выделены группы образцов с различными характеристиками, а также определены наиболее перспективные интервалы для дальнейшей разработки. Исследования керна пласта Marcellus и перекрывающего его прослоя выполнены с использованием методов пиролиза и сканирующей электронной микроскопии с рентгенофлуоресцентной спектрометрией в привязке к данным геофизических исследований скважин (гамма-каротаж, спектроскопия (ChemoGR, уран-торий-калий), определение пористости и эффективной пористость (PHIE)). Нефтенасыщение оценивалось с помощью двух методов: классический пиролизом и HAWK-PAM. Метод HAWK-PAM – это усовершенствованный многоступенчатый/многозонный метод пиролиза, который использует пять участков нагрева и изотермического процесса в течение анализа одного образца. Приборы пиролиза, такие как HAWK, анализируют образцы в режиме начального изотермического процесса для выделения свободной нефти из породы, за которым следует программное возрастание температуры в инертной среде до определенного максимума, при котором пламенный ионизационный детектор может обнаруживать нефть, битумы и асфальтены, присутствующие в породе, а также углеводороды, выделяющиеся при разрушении керогенового компонента породы. Этот метод использован для генерации пяти нефтяных пиков: четырех – для нефтяных фракций, одного – для керогена. На основе проведенных исследований сделан вывод, что наиболее перспективным с точки зрения нефтеносности является интервал 1940,75-1942,95 м. Показана эффективность метода пиролиза HAWK-PAM для выделения наиболее перспективных интервалов по керну и шламу, что особенно актуально при разработке сложнопостроенных нетрадиционных коллекторов, таких как формация Марцеллус в США или баженовская свита в России.

Список литературы

1. Dow W.G. How Plant and Animal Remains Become Oil and Gas: A Geochemical Perspective // AAPG Search and Discovery. – 2011. – Article  No. 40830. – http://www.searchanddiscovery.com/documents/2011/40830dow/ndx_dow.pdf?q=%2BauthorStrip%3Adow+-isMeet...

2. Jarvie D.M., Baker D.R. Application of the Rock-Eval III oil show analyzer to the study of gaseous hydrocarbons in an Oklahoma gas well // 187th ACS National Meeting. St. Louis, Missouri, April 8–13, 1984. – http://wwgeochem.com/references/JarvieandBaker1984 ApplicationofRock-Evalforfindingbypassedpayzones.pdf

3. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 1. Shale-gas resource systems, In Breyer JA, editor. Shale reservoirs // Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97. – 2012. – P. 69–87.

4. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 2. Shale-oil resource systems, In Breyer JA, editor. Shale reservoirs // Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97. – 2012. – P. 89–119.

5. Peters K.E. Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis // AAPG Bull. – 1986. – V. 70. – N 3. – P. 318–329.

6. Spectrum of pore types and networks in Mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores / R.G. Loucks, R.M. Reed, S.C. Ruppel, U. Hammes // AAPG Bull. – 2012. – V. 96. – N 6. – P. 1071–1098.

7. Petrophysical Evaluation for Enhancing Hydraulic Stimulation in Horizontal Shale Gas Wells / D. Buller, S.N. Hughes, J. Market [et al.] // SPE-132990. – 2010.

Методы волнового воздействия на призабойную зону и пласт получают все большее распространение в нефтепромысловой практике. Известны работы, в которых описываются положительные результаты, полученные при применении данной технологии воздействия. Вместе с тем, остается ряд спорных вопросов, к основным из которых относятся физическая суть волнового процесса и его эффективность для различного типа коллекторов. В связи с этим в ПАО «Татнефть» проведены широкомасштабные исследования с целью эффективности волнового воздействия на терригенные и карбонатные отложения. Для решения поставленной задачи скважины, соседствовавшие со скважинами, где размещался генератором волн давления, были оснащены средствами измерения давления, дебита (приемистости) и обводненности. Период исследований включал два этапа: до и после волнового воздействия. Дополнительно организовано сравнение гидропроводности пласта, а также вязкости и плотности дегазированной нефти до и после запуска генераторов. Для оценки эффективности вместо традиционно используемых характеристик вытеснения применялся анализ добычи, реализуемый в программе Topaze. В качестве основного параметра сравнения использовалось изменение продуктивности по нефти после воздействия на пласт, для чего предложен алгоритм его определения по результатам интерпретации. Проведенные в течение 2 лет исследования на 23 скважинах трех опытных участков свидетельствуют о следующих тенденциях. Для кыновско-пашийских обводненных отложений наблюдается прирост продуктивности по нефти около 6 %; для турнейских малообводненных отложений, разрабатываемых при низких забойных давлениях, технологический эффект отсутствует. Значимое увеличение вязкости дегазированной нефти для кыновско-пашийских отложений после запуска генератора может свидетельствовать о вовлечении в разработку малоподвижных участков нефти. Сопоставление кривых восстановления давления по скважинам до и после воздействия не показало значимого изменения гидропроводности.

Список литературы

1. Напольская Р.Н. Перспективные технологии интенсификации притока нефти, основанные на волновых явлениях // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. – 2018. – Вып. 7 (12). – С. 168–174.

2. Планирование технологий стимуляции скважин и увеличения нефтеотдачи с использованием волновых процессов и резонанса в продуктивных пластах / Г.С. Дубинский, А.В. Чибисов, О.Р. Ганиев [и др.] // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. – 2016. – Вып. 5 (10). – С. 186–196.

3. Ганиев О.Р., Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е. Резонансная макро- и микромеханика нефтяного пласта. Интенсификация добычи нефти и повышения нефтеотдачи. Наука и практика. – М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. – 256 с.

4. Инновационные волновые технологии и их использование для повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений / О.Л. Кузнецов, В.П. Дыбленко, Р.Я. Шарифуллин, И.А. Туфанов // Elastic wave effect on fluid in porous media, Moscow, 2012: материалы 3-й международной конференции. – М., 2012. – С. 4–7.

5. Барабанов В.Л., Николаев А.В. Проблема спектра доминантных частот при сейсмическом воздействии на нефтяные залежи / Elastic wave effect on fluid in porous media, Moscow, 2012: материалы 3-й международной конференции. – М., 2012. – С. 30–33.

6. Influence of ultrasonication on the dispersed structure of the crude oils / E. Barskaya, A. Tukhvatullina, Y. Ganeeva, T. Yudupova // Elastic wave effect on fluid in porous media, Moscow, 2012: материалы 3-й международнойконференции. – М., 2012. – С. 39–42.

7. Свалов А.М. Условия эффективного применения технологий ударно-волнового воздействия на продуктивные пласты // Технологии нефти и газа. – 2019. – № 5. – С. 53–57.

8. Сейсмическое вибровоздействие на нефтяную залежь / под ред. М.А. Садовского, А.В. Николаева. – М.: Институт физики Земли РАН, 1993. – 240 с.

9. Технология объемного волнового воздействия на нефтегазовые залежи для повышения углеводородоотдачи пластов / Б.Ф. Симонов, Е.Н. Чередников, С.В. Сердюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 4. – С. 42–44.

10. Kostrov S.A., Wooden W.O., Roberts P.M. In situ Seismic Shockwaves Stimulate Oil Production // Oil and Gas Journal. – 2001. – V. 99.36. – P. 47–52.

11. Иктисанов В.А., Шкруднев Ф.Д. КИН с учетом естественного восполнения запасов // Энергетическая политика. – 2020. – № 9 (151). – С. 34–43. 

12. Иктисанов В.А., Сахабутдинов Р.З. Оценка технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи при помощи анализа динамики добычи // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 72–76.

13. Dynamic Flow Analysis / O Allain [et al.]. – KAPPA, 2007.

В статье представлен обзор многолетних исследований, которые проводились в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в области кислотных обработок добывающих и нагнетательных скважин с применением сухокислотных составов на основе сульфаминовой кислоты. Сульфаминовая кислота образуется при взаимодействии карбамида и олеума при температуре 60-70 ^оС и выпускается в виде кристаллов, которые не поглощают влагу. Особенности поведения кислоты во многом обусловлены образованием цвиттер-ионов в воде, которые в частности способствуют увеличению активности синтетических ПАВ. Сульфаминовая кислота обладает рядом преимуществ по сравнению с соляной кислотой, таких как более низкая скорость реакции с карбонатной породой, меньшая агрессивностью по отношению к металлическим поверхностям промыслового оборудования. По сравнению с применением соляной кислоты ри использовании сульфаминовой кислоты образуются менее вязкие нефтекислотные эмульсии, которые не формируют отложений шлама. Закачка растворов сульфаминовой кислоты в нефтенасыщенную пористую среду при термобарических условиях пласта приводит к более высокой фазовой проницаемости по вытесняющему флюиду, чем в случае соляной кислоты. На основании полученных закономерностей взаимодействия сульфаминовой кислоты с породой, пластовыми флюидами и кольматантами призабойной зоны пласта разработаны сухокислотные составы для обработки скважин, эксплуатирующих низкотемпературные истощенные пласты. Эффективность многостадийных технологий применения разработанных кислотных составов подтверждена по результатам обработок. Ранее проведенные исследования показали, что сульфаминовая кислота склонна к гидролизу при температуре более 60 °С, однако разработанные технологии позволяют применять кислотные составы при более высоких температурах.

Список литературы

1. Максин В.И., Стандритчук О.З. Кинетика и механизм гидролиза сульфаминовой кислоты // Журнал физической химии. – 1995. – Т. 69. – № 6. – С. 974–979.

2. Амерханова Ш.К., Шляпов Р.М., Уали А.С. Особенности процессов протолиза сульфаминовой кислоты в водно-органических растворителях // Вестник Воронежского государственного университета. Серия: Химия. Биология. Фармация. – 2014. – № 3. – С. 5–8.

3. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы увеличения производительности скважин. – М.: Недра, 1970. – 280 с.

4. Разработка термостабильного сухокислотного состава на основе сульфаминовой кислоты / Л.А. Магадова, В.А. Цыганков, М.Д. Пахомов, Т.И. Юнусов // Тр. Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2019. – № 4 (297). – С. 186–198.

5. Пат. 2101482 РФ, МПК Е 21 В 43/27. Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов / Р.С. Магадов, М.А. Силин, Е.Г. Гаевой, М.И. Рудь, Л.А. Магадова, Г. Чекалина, С.В. Максимова, Ю.А. Поддубный, Ф.Х. Галеев, А.Г. Дябин, В.А. Кан, А.Я. Соркин. – № 96103096/03; заявл. 16.02.96; опубл. 10.01.98.

6. Исследование растворения породы терригенных пластов во фторсодержащих кислотных составах / Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина, М.Д. Пахомов, З.Р. Давлетов // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 12. – С. 94–100.

7. Аспекты взаимодействия ПАВ-кислотных составов на межфазной границе с углеводородами / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.И. Толстых [и др.] // Журнал прикладной химии. – 2019. – Т. 92. – № S13. – С. 1732–1741.

8. Исследование особенностей взаимодействия нефти и кислотных систем в условиях пористой среды / Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина, В.Б. Губанов [и др.] // Тр. Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2017. – № 4 (289). – С. 132–142.

9. Исследование межфазного натяжения на границе между углеводородной фазой и кислотными составами на основе сульфаминовой кислоты и поверхностно-активных веществ / Л.Ф. Давлетшина, Л.И. Толстых, З.Р. Давлетов, В.Д. Власова // Территория Нефтегаз. – 2017. – № 9. – С. 20–26.

10. Распределение парафиновых углеводородов и асфальтенов в кислотной водонефтяной эмульсии / Ю.М. Ганеева, Е.Е. Барская, Е.С. Охотникова [и др.] // Нефтехимия. – 2018. – Т. 58. – № 6. – С. 742–750.

11. Особенности межфазных явлений на границе углеводородных систем с кислотами / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина [и др.] // Химия и технология топлив и масел. – 2020. – № 2. – С. 25–30.

12. Амиян В.А., Уголев В.С., Кузнецов Г.Н. Результаты исследования коррозии металла в растворах сульфаминовой кислоты // Нефтяное хозяйство. – 1969. – № 10. – С. 62–65.

13. Изучение работы современных ингибиторов в кислотных системах / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина [и др.] // Практика противокоррозионной защиты. – 2016. – № 4 (82). – С. 22–30.

14. Проблема исследования коррозии гибких труб, возникающая при кислотных обработках / Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина, О.Ю. Ефанова, К.А. Потешкина // Технологии нефти и газа. – 2012. – № 2. – С. 12–15.

15. Стимуляция терригенных коллекторов по межтрубному пространству добывающих скважин / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина, О.Ю. Ефанова // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 7. – С. 27–30. 

16. Кислотная обработка нагнетательных скважин. Старые проблемы – новые решения / Л.Ф. Давлетшина, Л.А. Магадова, М.А. Силин [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2009. – № 3. – С. 38–41.

17. Комплексный подход к созданию технологии обработки призабойной зоны нагнетательных скважин и оценка ее эффективности / Л.Ф. Давлетшина, И.А. Гуськова, Л.И. Гарипова, А.С. Ахметшина // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 40–42.

В статье приведены результаты исследований применимости реагентов для полимерного заводнения и ограничения водопритока в добывающих скважинах в условиях месторождения Санта-Круз (Республика Куба). Месторождение характеризуется высоким содержанием воды в процессе добычи нефти. В связи с этим ведутся работы по поиску необходимых химических реагентов, которые позволят минимизировать содержание воды и газа в добываемой нефти. Целью работы являлось исследование реологических свойств растворов полиакриламидов марок Seurvey R1 и Softpusher в дистиллированной и пластовой водах для установления влияния на качество полимерного раствора применительно к месторождению Санта-Круз Республики Куба. Приведены результаты анализа гидрохимического состава и физические показатели проб пластовых вод месторождения Санта-Круз. Выявлено, что среди катионов преобладают ионов натрия и калия, а среди анионов преобладают ионы хлора. По данным о содержании ионов кальция и магния рассчитана жесткость воды, которая составила 8,3 мг-экв./л. Установлено, что раствор Seurvey R1 имеет более высокую вязкость, которая коррелирует с молекулярной массой реагента. Результаты исследования показали, что полимерные растворы, приготовленные на дистиллированной воде лучше сохраняют реологические свойства, чем растворы, приготовленные на пластовой воде. Отмеченное связано с чувствительностью ПАА к ионной силе растворителя: степень набухания достигает максимального значения в дистиллированной воде и быстро снижается при увеличении содержания солей. Показано, что реагент Softpusher является более солестойким. Вероятнее всего, эффект обусловлен тем, что полимер Seurvey R1 обладает большей молекулярной массой и является более разветвленным и вязким, чем ПАА Softpusher. В случае Softpusher скорость осаждения диспергированных частиц снижается. Одновременно могут улучшаться реологические свойства и седиментационная устойчивость дисперсии за счет флокулирующего действия ПАА, и происходит стабилизация полимердисперсной системы.

Список литературы

1. Interaction of aluminoxane particles with weakly charged cationic polyelectrolytes / S.S. Radchenko, I.A. Novakov, P.S. Radchenko [et al.] // Journal of Applied Polymer Science. – 2011. – V. 121. – Issue 1. – P. 475–482.

2. Лейк Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи. – Техас: Университет Техас-Остин, 1988. – 449 с.

3. Фан В.А. Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения применительно к условиям нижнего миоцена месторождения Белый Тигр: дис. ... канд. техн. наук. – М. – 2017. – 111 с.

4. Rate-dependent polymer adsorption in porous media / P.E.G. Idahosa, G.F. Oluyemi, M.B. Oyeneyin, R. Prabhu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – V. 143. – P. 65–71.

5. Al-Hashmi A.R., Luckham P.F., Grattoni C.A. Flow-induced-microgel adsorption of high-molecular weight polyacrylamides // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2013. – V. 112. – P. 1–6.

6. Рузин Л.М., Морозюк О.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика). – Ухта: Ухтинский гос. технологический университет, 2014. – 127 с.

7. Исследование реологического поведения системы раствор полимера – порода / И.И. Мухаматдинов, Ф.А. Алиев, С.А. Ситнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 121–123.

8. Исследование физико-химических свойств полимеров класса полиакриламидов / А. Соса Акоста, И.И. Мухаматдинов, В.А. Солодов, А.В. Вахин // Вестник Казанского технологического университета. – 2018. – Т. 21. – № 8. – С. 52–56.

9. A new approach for measuring rheology of polymer solutions in reservoir conditions / I.I. Mukhamatdinov, F.A. Aliev, A. Sosa Acosta, A.V. Vakhin // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 181. – P. 106–160.

10. Влияние давления на межфазное натяжение водных растворов полиакриламида / И.И. Мухаматдинов, А. Соса Акоста, А.В. Вахин, В.А. Солодов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 90–92.

11. Aquilanti V., Cappelletti D., Pirani F. Range and strength of interatomic forces: dispersion and induction contributions to the bonds of dications and of ionic molecules // Сhemical Physics. – 1996. – V. 209. – P. 299–311.

12. Кавалерская Н.Е., Ферапонтов Н.Б. Поведение сшитого полиакриламида в растворах низкомолекулярных электролитов // Сорбционные и хроматографические процессы. – 2009. – Т. 9. – № 3. – C. 433–440.

13. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Хлебникова М.Э. Изучение реологических свойств водонабухающего полиакриламида марки FS 305 для разработки технологий водоизоляционных работ на нефтяных скважинах // Тр. ин-та механики УНЦ РАН, 2006. – С. 207–223.

В статье обобщены результаты лабораторных экспериментов по оценке зависимости проницаемости от циклического изменения порового давления, выполненных на образцах керна двух карбонатных объектов Республики Татарстан с моделированием реальных горных напряжений. Каждый эксперимент включал 14 стадий с двумя сменами направления изменения давления: первичное снижение, затем повышение, затем повторное снижение. На каждой стадии проводились измерения проницаемости для насыщающего флюида, а также оценка динамических значений коэффициента Пуассона и модуля Юнга акустическим методом. Показано, что характер полученных зависимостей проницаемости от давления определяется как начальными параметрами образцов, так и флюидонасыщением. Для более "рыхлых" образцов с наименьшими начальными значениями модуля Юнга характерно более интенсивное снижение проницаемости при первичном снижении давления. В образцах с наибольшими значениями модуля Юнга и наихудшими начальными фильтрационно-емкостными свойствами проницаемость слабо изменялась при снижении порового давления. Для водонасыщенных образцов по итогам циклического воздействия отмечалось уплотнение коллектора, вероятнее всего, связанное с пластическими деформациями карбонатной породы под воздействием воды. Для насыщенных углеводородами образцов получен прирост проницаемости от циклического геомеханического воздействия (ЦГВ) от 20 % до 3,5 раз. По ряду образцов при повышении давления отмечены признаки формирования разрывной трещины (аналогичной трещине гидравлического разрыва (ГРП)). При этом во всех случаях зафиксировано снижение давления ГРП относительно теоретической оценки, что указывает на уменьшение прочности в результате предшествовавшего снижения давления.

Результаты экспериментов использованы в гидродинамических расчетах на секторных моделях двух участков. Учет зависимости проницаемости от давления увеличивает неоднородность распределения пластового давления и выработки запасов в пределах участка. Показано, что для оценки потенциального эффекта от ЦГВ важен корректный учет расчлененности и неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта в используемой модели. На секторной модели участка с благоприятными параметрами за счет комплексного применения ЦГВ получен прирост накопленной добычи нефти 24,6 % за 10 лет.

Список литературы

1. А.с. 1609978 СССР. Способ обработки призабойной зоны пласта / Э.А. Бакиров, С.Н. Закиров, Г.Н. Щербаков, Р.М. Кондрат, Г.В. Пантелеев, А.П. Федосеев, А.И. Шандрыгин; заявители Институт проблем нефти и газа АН СССР, Ивано-Франковский институт нефти и газа. – № 4452586, заявл. 30.06.88; опубл. 30.11.90.

2. Увеличение продуктивности нефтяных скважин с помощью метода георыхления / С.А. Христианович, Ю.Ф. Коваленко, Ю.В. Кулинич, В.И. Карев // Нефть и газ Евразия. – 2000. – № 2. – С. 90–94.

3. Пат. 2620099 РФ. Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин / С.Н. Закиров, А.Н. Дроздов, Э.С. Закиров, Н.А. Дроздов, И.М. Индрупский, Д.П. Аникеев, С.С. Остапчук; заявители и патентообладатели ИПНГ РАН, ООО «ИНГР». – № 2016117960; заявл. 10.05.16; опубл. 23.05.17. 

4. Пат. 2645684 РФ. Способ направленной разгрузки пласта / Д.М. Климов, В.И. Карев, Ю.Ф. Коваленко, М.Ю. Титоров; заявитель и патентообладатель ООО «НТЦ «Геомеханика». – № 2016139387; заявл. 07.10.16; опубл. 27.02.18.

5. Пат. 2285794 РФ. Способ обработки призабойной зоны скважины / В.И. Карев, Д.М. Климов, Ю.Ф. Коваленко, Ю.В. Кулинич, Г.В. Самохвалов, М.Ю. Титоров; заявитель и патентообладатель ООО «НИЦ «ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ». - № 2005109645/03; заявл. 05.04.05; опубл. 20.10.06.6. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998. – 628 с.

7. Технико-технологические аспекты геомеханического воздействия на пласт / С.Н. Закиров, А.Н. Дроздов, Э.С. Закиров [и др.] // Neftegaz.RU. – 2018. – № 6. – C. 24–29.

8. Природные проявления геомеханических процессов / С.Н. Закиров, А.Н. Дроздов, Б.Г. Алексеев, А.В. Колобанов // Недропользование-XXI век. – 2018. – № 3. – С.72–77.

9. Исследование зависимости проницаемости горной породы от ее напряженно-деформированного состояния / А.Л. Хашпер, Т.Р. Аминев, А.И. Федоров, А.В. Жонин // Геологический вестник. – 2019. – № 1. – C. 133–140

10. Карев В.И. Влияние напряженно-деформированного состояния горных пород на фильтрационный процесс и дебит скважин: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – М., 2010. – 33 с.

11. Оценка влияния изменения проницаемости от давления на неоднородность дренирования карбонатного коллектора / Д.П. Аникеев, И.М. Индрупский, Р.А. Закирянов, И.И. Ибрагимов // Сборник материалов VI Международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли», 16–18 октября 2019 г. – Альметьевск: АГНИ, 2019. – С. 33–36.

12. Permeability alteration of carbonate reservoir rock under cyclic geomechanical treatment / I.M. Indrupskiy , I.I. Ibragimov , R.A. Zakiryanov [et al.] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2020. – V. 921. 012009. – https://doi.org/10.1088/1757-899X/921/1/012009

13. Water Induced Compaction in the Ekofisk Field / J.E. Sylte, L.K. Thomas, D.W. Rhett [et al.] // SPE-56426-MS. – 1999.

14. Ибрагимов И.И., Индрупский И.М., Лутфуллин А.А. Оценка эффекта геомеханического воздействия с помощью гидродинамического моделирования // Сборник материалов V Международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли», 12 ноября 2020 г. – Альметьевск: АГНИ, 2020.

Перспективным способом повышения эффективности эксплуатации скважин штанговыми установками являются композитные штанги из стекловолокна, характеризующиеся существенно меньшим весом, более высокой прочностью и коррозионной устойчивостью по сравнению со стальными штангами. Вследствие различия физических свойств материала стальных и стеклопластиковых насосных штанг расчет оптимального режима работы штанговых установок требует индивидуального проектирования параметров технологического режима для каждой конкретной скважины.

В статье рассмотрены результаты опытно-промысловых испытаний, направленных на оптимизацию технологического режима штанговых установок с комбинированной стеклопластиковой штанговой колонной. Выполнены многовариантные расчеты с использованием разработанной математической модели штанговой установки с комбинированной стеклопластиковой штанговой колонной. Верификация разработанного метода расчета параметров технологического режима на базе математической модели штанговой установки показала высокую сходимость расчетных и фактических показателей. По результатам опытно-промысловых испытаний из скважин, участвовавших в испытаниях, получена дополнительная добыча жидкости и нефти. Показано, что увеличение глубины спуска насоса при оптимизации режима осуществляется в основном за счет увеличения длины стеклопластиковой ступени, поэтому существенного роста нагрузок на штанговую колонну не происходит. В связи с повышенной растяжимостью стеклопластиковых штанг, обусловливающих потери хода плунжера, при оптимизации в скважинах осуществлялся переход на меньший диаметр плунжера насоса, что позволило одновременно снизить максимальные нагрузки на штанги и привод. Полученные результаты рекомендуется учитывать при проектировании технологического режима штанговых установок, оборудованных стеклопластиковыми штангами.

Список литературы

1. Takacs G. Sucker-Rod Pumping Handbook. – Elsevier Science Publ., 2015. – 598 p.

2. Тимашев Э.О., Халфин Р.С., Волков М.Г. Статистический анализ наработок на отказ и коэффициентов подачи скважинного насосного оборудования в диапазонах параметров эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 96–100.

3. Насосные штанги / Р.Н. Бахтизин, Р.Р. Ризванов, К.Р. Уразаков, Т.А. Хакимов. – Уфа: Нефтегазовое дело, 2012. – 80 с.

4. Насосные штанги из стеклопластика / П.А. Алиевский, И.А. Арутюнов, Р.М. Бикчентаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 12. – С. 62–66. 

5. Zuo Y., Wu X. A comparative study of four rod load reduction techniques for deep-rod pumping // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2018. – №8. – P. 475–483.

6. Deep Well Lifting New Solution in Tarim Oilfield / Ruidong Zhao, Yi Peng, Qiming Li [et al.] // SPE-192494-MS. – 2018. 

7. The Research and Application of Carbon Fiber Rods in Deep Oil Wells of Xinjiang Oilfield, China / Ruidong Zhao, Xishun Zhang, Zhen Tao [et al.] // SPE 184203-MS. – 2016.

8. Gibbs S.G. Application of Fiberglass Sucker Rods // SPE Production Engineering. – 1991. – V. 6. – № 2. – P. 147–154. – https://doi.org/10.2118/20151-PA

9. Optimization of fiber glass and steel composite rod design [J] / Cen Xueqi, Wu Xiaodong, Gaofei [et al.] // Oil Field Equipment. – 2012. – V. 41 (5). – Р. 31–35.

10. Dynamic model of a Rod Pump Installation for inclined wells / R.N. Bakhtizin, K.R. Urazakov, S.F. Ismagilov [et al.] // Socar Proceedings. – 2017. – № 4. – P. 74–82.

11. Новый метод количественной диагностики технологических параметров штанговых установок решением обратных задач методами многомерной оптимизации / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, А.Е. Белов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 118–122. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-7 118-122.

12. Исследование эффективности работы установок скважинных штанговых насосов с комбинированной стеклопластиковой штанговой колонной / К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, П.М. Тугунов, Ф.Ф. Давлетшин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 123–127. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-7-123–127.

Одним из перспективных направлений дальнейшего совершенствования и повышения эксплуатационной эффективности установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти является увеличение частоты вращения ротора установки. При повышении частоты вращения увеличивается напор на одну насосную ступень, сокращается число ступеней и соответственно уменьшается длина установки, что позволяет собирать установку в цехе и в собранном виде монтировать на скважине. Это сокращает расходы и повышает надежность монтажных операций. Работоспособность более короткой установки в меньшей степени зависит от кривизны скважины. Существует экспертное мнение о положительном влиянии высокой частоты вращения на процесс диспергирования пластовой жидкости и газоотделение. Одной из причин малого распространения высокооборотных УЭЦН является их меньший ресурс по сравнению с традиционным оборудованием. Отсутствие достоверной статистики отказов, низкая изученность процессов износа и динамики при высокой частоте вращения, отсутствие соответствующих испытательных стендов создают дополнительные методологические трудности. Для высокооборотных УЭЦН устанавливают более жесткие требования к зазорам подвижных сопряжений, чтобы обеспечить высокий напор насосной ступени и малую динамику ротора. Поэтому материалы должны иметь высокую износостойкость. 

В статье рассмотрены процессы износа подвижных сопряжений, проточной части насосных ступеней в воде с абразивом при изменении частоты вращения. В процессе испытаний насосных ступеней типоразмера 5-50 получено, что при повышении частоты вращения от 2950 до 5705 мин^-1 скорость износа радиальных сопряжений возросла в 5,8 раз, скорость осевых сопряжений – в 2,5 раза. Скорость износа подшипников из твердого сплава линейно зависит от частоты вращения и расхода. Дисбаланс рабочего колеса слабо влияет на износ радиальных сопряжений. Скорость износа проточной части рабочих колес увеличилась в 2,6 раза, проточной части направляющего аппарата – в 11 раз. Для испытаний высокооборотных насосных ступеней разработан испытательный стенд с частотой вращения до 12000 мин^-1. Испытания высокооборотной насосной ступени с частотой вращения 9500 мин^-1 показали низкие скорости износа подвижных сопряжений, изготовленных из твердого сплава. Получена зависимость скорости износа материалов насосных ступеней в коррозионно-активной среде от содержания легирующих элементов.

Список литературы

1. https://www.lepse.com/products/159/

2. Смирнов Н.И., Григорян Е.Е. Исследование влияния износа подвижных сопряжений на отказ погружных электроприводных лопастных насосов для добычи нефти // Проблемы машиностроения и надежности машин. – 2019. – № 1. – С. 92–97.

3. Литвиненко К.В., Здольник С.Е., Михайлов В.Г. Моделирование процесса ухудшения характеристик электроцентробежного насоса в условиях интенсивного эрозионного износа // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 132–135.

4. Островский В.Г. Управление вторичными течениями в ступенях нефтяных насосов для снижения их гидроабразивного износа: дис. ... канд. техн. наук. – Пермь, 2013. – 100 с.

5. Пат. 2444719 РФ. Способ испытания материалов на гидроабразивный и коррозионный износ / Н.И. Смирнов, Н.Н. Смирнов; заявитель и патентообладатель ООО «ИМАШ ресурс». – № 2010120011/28, заявл. 20.05.10; опубл. 10.03.12.

6. Разработка методики эрозионных испытаний материалов / Н.И. Смирнов, А.Н. Яговкина, М.В. Прожега, Н.Н. Смирнов // Машиностроение и инженерное образование. – 2017. – № 2 (51). – С. 60–68.

В статье рассмотрены критерии внедрения газостабилизирующих устройств на скважинах высокотемпературных пластов месторождений Красноленинского свода. Представлена методика расчета газосодержания на приеме насоса. По данной методике определена текущая структура по наличию газосодержания у приема насоса добывающего фонда скважин доюрских пластов месторождений Красноленинского свода. Показано, что 54 % скважин добывающего фонда, оснащенных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), эксплуатируется с газосодеражнием на приеме насоса более 50 %. Дано описание динамики газосожержания в скважинах, введенных в эксплуатацию после проведения геолого-технических мероприятий, в течение года. Отмечено, что при эксплуатации скважин доюрских пластов УЭЦН выбор газостабилизирующих устройств необходимо осуществлять в зависимости от сопутствующих осложняющих факторов. С учетом осложняющих факторов при эксплуатации скважин доюрских пластов месторождений Красноленинского свода определена комплектация дополнительного оборудования электроцентробежного насоса. На основе методики Дж.Е. Оддо и М.Б.Томсона, адаптированной к условиям высокотемпературных пластов, разработаны и внедрены в производство критерии солеопасности. Данные критерии разделены на три группы. Каждая группа соответствует определенной локализации процесса образования солей при эксплуатации УЭЦН. Для категорий солеопасности определены критерии внедрения дополнительного оборудования при эксплуатации электроцентробежных наосов. В результате выполненных работ адресное применение дорогостоящего дополнительного оборудования позволило повысить показатели эффективности его применения. Внедрение дополнительного оборудования, выбранного с использованием предложенного метода, обеспечило увеличение наработки осложненного фонда скважин доюрских пластов.

Список литературы

1. Гареев А.А. Центробежные насосы в добыче нефти (проблемы и решения). – Уфа: Нефтегазовое дело, 2020. – 244 с.

2. Эффективность применения электроцентробежных насосов для добычи нефти из скважин доюрских пластов / А.А. Макеев, Д.В. Щелоков, Е.Л. Шай, М.В. Чирков // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 74–76. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-74-76

 3. Макеев А.А., Щелоков Д. В., Шай Е.Л. Осложнения при эксплуатации скважин высокотемпературных пластов месторождений Октябрьского района (Красноленинский свод) // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 42–44. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-2-42-44

4. Oddo J.E., Tomson M.B. Method predicts well bore scale, corrosion // Oil and Gas. – June. – 1998. – June. – Р. 107–114. 

В связи с переходом большого количества российских месторождений углеводородов на позднюю стадию разработки, доля трудноизвлекаемых запасов нефти постоянно возрастает. Для выработки таких запасов проектируются сложные многоинтервальные профили, проводку которых необходимо контролировать непосредственно в процессе бурения. Эта задача решается с использованием телеметрических систем мониторинга ствола скважины, разрабатываемых, в том числе, и в России. При этом возникает необходимость в высокоскоростном обмене данными между устьем и забоем скважины. Информация должна поступать на наземное оборудование и к диспетчеру в режиме реального времени. В большинстве случаев для передачи данных используется гидравлический канал связи, имеющий ряд ограничений по скорости и объему передаваемых данных. Компании, разрабатывающие телеметрическое оборудование и программное обеспечение к нему, стараются увеличить скорость и объем передачи данных между устьем и забоем, применяя новые датчики, передатчики, системы шифрования и дешифрования, а также другое сопутствующее оборудование. При этом возникает необходимость в настройке и отработке полученных результатов. Для проведения таких исследований на этапе проектирования и отладки, до спуска в скважину, в Пермском национальном исследовательском политехническом университете разрабатывается установка для имитации гидравлического канала передачи данных при строительстве скважин. 

Имитация гидравлического канала связи заключается в следующем. Эмулируется среда передачи данных по гидравлическому каналу с помощью генерации импульсов прямоугольной формы стандартной амплитуды определенной частоты, параметры которых затем изменяются таким образом, как могла бы их исказить реальная среда передачи – буровой раствор (работа долота, насосов, вращение колонны и др.) – до их фиксации датчиком давления приемного устройства на устье скважины. Установка для имитации является портативной и может быть использована как в лабораторных условиях, так и непосредственно в процессе производства телеметрических систем для их тестирования перед отправкой заказчику. Имитация гидравлического канала передачи данных на этапе проектирования и настройки телеметрического оборудования позволит разработать сложный алгоритм распознавания и декодирования сигнала для более точной передачи информации от забойной телеметрической системы на устье скважины, что в свою очередь увеличит качество поступающей информации и, как следствие, точность проводки по сложному профилю.

Список литературы

1. Ultra Slim Rotary Steerable System Achieves World Record Performance in the Middle East / S.P. Barton, P. Teasdale, R.I. Robson [et al.] // SPE–125678-MS. – 2009. – doi:10.2118/125678-MS

2. Кузьмина Т.А., Миронов А.Д. Опыт разработки низкопродуктивных объектов с применением технологии многозабойного бурения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 89–93.

3. Hughes B. White Paper. INTEQ’s Guide to Measurement While Drilling. – 1997.

4. Neff J.M., Camwell P.L. Field-Test Results of an Acoustic MWD System // IADC/SPE Drilling Conference, Amsterdam. – 2007. – 20–22 February.

5. A Review of Telemetry Data Transmission in Unconventional Petroleum Environments Focused on Information Density and Reliability / Jr. de Almeida [et al.] // Journal of Software Engineering and Applications. – 2015. – V. 8. – Р. 455–462.

6. Паньков И.Л., Морозов И.А. Изучение влияния коэффициента трения на механические показатели соляных пород при сжатии образцов различной высоты // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 7. – С. 57–67.

7. Устькачкинцев Е.Н. Повышение эффективности строительства боковых стволов на территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 39–46.

8. Cинтез структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении роторной управляемой системой / А.В. Кычкин, В.Д. Володин, А.А. Шаронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 128–132.

Цифровая модернизация нефтегазового производства является мощным инструментом повышения эффективности разработки месторождений и инновационным драйвером развития нефтегазовой отрасли. В ведущих нефтегазовых компаниях России происходит переход к цифровым технологиям бурения и добычи на основе применения методов машинного обучения и нейросетевых моделей. Добывающая скважина является основным технологическим объектом и сооружением, определяющим эффективность добычи углеводородов на всех стадиях жизненного цикла месторождения. В статье объектами исследования являлись осложнения и аварийные ситуации в процессе строительства нефтяных и газовых скважин. Цель работы заключалась в повышении эффективности процесса строительства нефтяных и газовых скважин на основе создания высокопроизводительной автоматизированной системы предотвращения осложнений и аварийных ситуаций. Дано краткое описание созданной автоматизированной системы предотвращения аварийных ситуаций при строительстве скважин с применением технологий искусственного интеллекта. Приведена структура автоматизированной системы и состав основных программных компонентов. Повышение эффективности работы автоматизированной системы достигается в резульате обеспечении расчетной модели механизмом непрерывной системы передачи, сбора, распределения, хранения и валидации больших объемов геолого-геофизических данных (Big GeoData) с элементами технологии блокчейн. Основное преимущество применения нейросетевого моделирования для решения задач выявления и прогнозирования осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин заключается в установлении скрытых зависимостей между геолого-геофизическими, техническими и технологическими параметрами. Система может быть масштабирована и интегрирована в любые имеющиеся нефтегазовые системы управления и мониторинга. 

Список литературы

1. Качественный анализ геоданных временного ряда для предупреждения осложнений и аварийных ситуаций при бурении нефтяных и газовых скважин / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Ерёмин, Е.А. Сафарова [и др.] // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – № 3 (2020). – C. 031–037. – doi:10.5510/ogp20200300442

2. Казначеев П.Ф., Самойлова Р.В., Курчиски Н.В. Применение методов искусственного интеллекта для повышения эффективности в нефтегазовой и других сырьевых отраслях // Экономическая политика. – 2016. – Т. 11. – № 5. – С. 188–197.

3. Об увеличении продуктивного времени бурения нефтегазовых скважин с использованием методов машинного обучения / А.Н. Дмитриевский, А.Г. Сбоев, Н.А. Ерёмин [и др.] // Георесурсы. – 2020. – Т. 22. – № 4. – С. 79–85. – DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.79-85. 

4. Применение методов искусственного интеллекта для выявления и прогнозирования осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин: проблемы и основные направления решения / А.Д. Черников, Н.А. Еремин, В.Е. Столяров [и др.] // Георесурсы. – 2020. – Т. 22. – № 3. – С. 87–96. – DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.3.87-96

5. Дьяконов А.Г., Головина А.М. Выявление аномалий в работе механизмов методами машинного обучения // Аналитика и управление данными в областях с интенсивным использованием данных / Тр. XIX Международной конференции DAMDID / RCDL 2017. – 10–13 октября 2017 г., Москва. – М.: ФИ ЦИУ РАН. – 2017. – С. 469–476.

6. Liu F.T., Tony T.K.M., Zhou Z.H. Isolation forest // Proceedings of the 2008 Eighth IEEE Int. Conf. on Data Mining. – 2008. – Р. 413–422.

7. Application of machine learning to accidents detection at directional drilling / E. Gurina [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Т. 184. – P. 106519. – DOI:10.1016/j.petrol.2019.106519.

8. Chen T., Guestrin C. Xgboost: A scalable tree boosting system // Proceedings of the 22nd ASM SIGKDD international conference on knowledge discovery and data mining. – ACM. – 2016. – P. 785–794.

9. Кодиров Ш.Ш., Шестаков А.Л. Разработка искусственной нейронной сети для прогнозирования прихватов колонн бурильных труб // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия Компьютерные технологии, управление, радиоэлектроника. – 2019. – Т. 19. – № 3. – С. 20–32.

10. Заявка на изобретение № 2020129673/03. Автоматизированная система выявления и прогнозирования осложнений в процессе строительства нефтяных и газовых скважин // А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, О.К. Чащина-Семенова, Л.К. Фицнер, А.Д. Черников; заявл. 08.09.20.

11. Заявка на изобретение № 2020129671/03. Автоматизированная система выявления и прогнозирования осложнений в процессе строительства нефтяных и газовых скважин /  А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, О.К. Чащина-Семенова, Л.К. Фицнер, А.Д. Черников; заявл. 08.09.20.

12. Система для прогнозирования осложнений в бурении на основе искусственного интеллекта / С.О. Бороздин, А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин  [и др./  SPE-202546-MS-2020. 

13. Анализ качества данных станции геолого-технологических исследований при распознавании поглощений и газонефтеводопроявлений для повышения точности прогнозирования нейросетевых алгоритмов / А.И. Архипов,  А.Н. Дмитриевский, Н.А. Ерёмин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 63–67. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-63-67

14. Noshi C.I., Schubert J.J. The Role of Machine Learning in Drilling Operations. A Review // SPE-191823-18ERM-MS. – 2018. – DOI:10.2118/191823-18ERM-MS.

15. Real-Time Well Log Prediction From Drilling Data Using Deep Learning / R. Kanfar [et al.] // arXiv preprint arXiv:2001.10156. – 2020.

16. Deep learning for well data history analysis / Y. Li [et al.] // SPE-196011-MS. – 2019.

В статье представлены результаты лабораторных и опытно-промысловых испытаний технологий снижения жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в попутно добываемой воде систем сбора, транспорта и подготовки нефти на морских объектах СП «Вьетсовпетро». На основании результатов разработаны требования к бактерицидам, которые планируется использовать на морских объектах нефтедобычи. Выбор бактерицида и условий его применения на конкретном нефтяном месторождении рекомендовано определять по итогам лабораторных и опытно-промысловых испытаний с последующим отбором проб попутно добываемой воды и их анализом на содержание СВБ и сероводорода. Показано, что при проведении опытно-промысловых испытаний бактерицидов особое внимание следует уделять не только эффективности подавления жизнедеятельности СВБ, но и физико-химическому взаимодействию с другими промысловыми химическими реагентами во избежание негативного влияния на технологические процессы подготовки нефти. Установлено, что СВБ планктонной формы практически сразу подавляются минимальными концентрациями бактерицида (120 – 150 ppm), но быстро восстанавливаются за счет зараженной СВБ продукции с других морских платформ. Более высокие концентрации бактерицида (более 500 ppm) требуются для подавления оседлых (пленочных) форм СВБ. В результате подавления СВБ на технологических платформах подготовки нефти и установках беспричального налива содержание растворенного в подтоварной воде сероводорода уменьшается в 3–4 раза. Рекомендовано использовать экспресс-тесты для определения степени зараженности СВБ и эффективности бактерицидов в полевых условиях только для предварительной оценки, заключительную оценку содержания СВБ необходимо проводить стандартным методом API RP 38 с определением форм СВБ (оседлая/планктонная).

Список литературы

1. Sanders P.F. Monitoring and control of sessile microbes: cost effective ways to reduce microbial corrosion. In: Microbial Corrosion-1 / edited by C.A.C. Sequeira, A.K. Tiller. – New York: Elsevier Applied Science, 1988. – 191–223 p.

2. Зайцева О.В., Кленова Н.А. Микробиологическая коррозия нефтегазовых трубопроводов и легирование стали для борьбы с ней // Нефтяное хозяйством. – 2008. – № 4. – С. 92–95.

В условиях периодического изменения требований законодательства в области рационального использования углеводородных ресурсов; ужесточения норм и ограничений, связанных с выбросами загрязняющих веществ в атмосферу; повышения штрафов и платежей для АО «Зарубежнефть» актуальной является проблема срочной ликвидации систем сжигания и рассеивания нефтяного газа. Отмеченное обусловливает необходимость проектирования и внедрения эффективных методов использования нефтяного газа. При верно выбранном варианте повышения уровня полезного использования нефтяного газа и своевременном мониторинге процесса его реализации инвестирование в подобные проекты является не только способом выполнения законодательных норм в части эффективного использования 95 % добытого газа, но и экономически обоснованной процедурой получения прибыли.

В статье дано описание уществующих проектных решений по подготовке нефтяного газа Харьягинского месторождения. Исследованы адсорбционные свойства зарубежных и отечественных молекулярных сит в условиях аномально высокого содержания сероводорода в сырьевом потоке. Представлен метод повышения рентабельности объектов газовой программы путем осуществления комплексной подготовки газа в одну стадию. Основными целями и задачами проекта являются снижение издержек при подготовке нефтяного газа; подбор оптимального варианта сероочистки газа; последующее тиражирование технологии на подобных объектах.

Применение новой адсорбционной системы позволило повысить эффективность и рентабельность сероочистки газа. В результате реализации предложенной одностадийной технологии степень очистки газа от вредных примесей достигла 99,9 %. Результаты опытно-промышленной эксплуатации установки подготовки газа на молекулярных ситах показали перспективы и возможность тиражирования данной технологии в нефтедобывающей отрасли.

Список литературы 

1. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. – М.: Недра, 1980. – 283 с.

2. Технология переработки природного газа и конденсата. Справочник. В 2 ч.: ч. 1 / Мурин В.И. [и др.]. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 517 с.

3. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. – М.: Химия, 1976. – 512 с.

В статье на основании экспериментальных данных рассмотрено влияние количественного содержания смол, асфальтенов и парафинов в нефти на температуру ее застывания. Показано воздействие депрессорной присадки на температуру застывания нефти и ее переход из состояния ньютоновской жидкости в состояние неньютоновской. Рассмотрен процесс выпадения кристаллов парафина при снижении температуры нефти и перехода ее в состояние неньютоновской жидкости. Отмечено, что при некоторой температуре нефть превращается в коллоидный раствор и начинает приобретать свойства неньютоновской жидкости. При дальнейшем понижении температуры вязкость нефти возрастает, а площадь петли гистерезиса между скоростью сдвига и напряжением сдвига увеличивается. Рассмотрено влияние смол и асфальтенов на процесс остывания нефти. Показано, что нейтральные смолы образуют с нефтепродуктами истинные растворы, асфальтены – суспензии и коллоидные растворы. На основании большого количества проведенных ранее экспериментов установлено, что количественное соотношение количества парафина и смол/асфальтенов не определяет однозначно температуру застывания нефти. Отмечено, что закономерность повышения температуры застывания нефти с увеличением содержания парафина в ней может нарушаться при определенном соотношении смол, асфальтенов и парафинов, которое может приводить к депрессорному эффекту. Рассмотрена также связь между температурой застывания нефти и критической температурой перехода нефти из состояния ньтоновской жидкости в неньютоновскую. Эффективность воздействия депрессорной присадки проявляется с момента перехода нефти к неньютоновскому состоянию. Сделано предположение, что под действием депрессорной присадки температура застывания и критическая температура перехода изменяются на одинаковую величину. Это предположение обосновано экспериментальными данными, полученными разными авторами. Актуальность полученных результатов заключается в том, что технологически температура начала выпадения парафинов является более важной, чем температура застывания нефти. Это связано с тем, что при переходе нефти к неньютоновскому состоянию возрастают динамическая вязкость и статическое напряжение сдвига. Эксплуатация трубопровода в области неньютоновского состояния жидкости нецелесообразна ввиду возрастающих потерь и угрозы застывания нефти при остановке перекачки.

Список литературы

1. Раков П.П., Хананян М.М. Борьба с отложениями парафина на нефтепромыслах. – М.: Госинти, 1958. – 95 с.

2. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. – М.: Недра, 1966. – 175 с.

3. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. – М.: Недра, 1982. – 296 с.

4. Ильин А.Н., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высокопарафинистые нефти: закономерности пространственных и временных изменений их свойств // Нефтегазовое дело. – 2007. – № 2.– С. 1–15.

5. Ашмян К.Д., Никитина И.Н., Носова Е.Н. Факторы, влияющие на выпадение из нефти асфальтосмолопарафиновых веществ // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 126–128.

6. Ангижитов А.Ш. Реологические свойства нефтесмесей, перекачиваемых по нефтепроводам Казахстана //  Тр. Международной научно-практической конференции. – Атырау, 2015. – С. 62–64.

7. Шадрина П.Н. Совершенствование технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на нефтепромысловом оборудовании месторождений высоковязких нефтей:  дис. … на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. – Уфа, 2017.

8. Исследование эффективности перекачки высокопарафинистой смеси нефтей по нефтепроводу ГНПС «Кумколь» – ГНС «им. Б. Джумагалиева» – ГНПС «Шымкент» / С.Г. Бажайкин, В.Ю. Дорожкин, О.М. Юсупов, Н.Н. Гулина // Тр. Международной научно-практической конференции. – Атырау, 2015. – С. 62–64.

9. Тронов В.П. О механизме парафинизации промыслового оборудования. В сб. Борьба с отложениями парафина / под ред. Бабаляна. – М.: Недра, 1965. – 339 с.

10. Чертков Я.Б. Неуглеводородные соединения в нефтепродуктах. – М.: Химия, 1964. – 226 с. 

11. Диденко В.С., Николаев А.В. Исследование эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений и их влияния на реологические свойства нефти на основе нового методического подхода // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 106–109.

12. Сунагатуллин Р.З., Несын Г.В., Хасбиуллин И.И. Методы измерения температуры начала кристаллизации парафинов в нефти и дизельном топливе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 1. – С. 21–29.

13. Исследование причин снижения эффективности депрессорной присадки при перекачке парафинистых нефтей / А.Ю. Ляпин, В.О. Некучаев, С.К. Овчинников, М.М. Михеев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 2. – С. 157–163.

В статье рассмотрены вопросы парафинизации неизотермических магистральных нефтепроводов для горячей перекачки подготовленных товарных нефтей, характеризующихся повышенным содержанием парафинов – положительными температурами потери текучести, рисками застывания и интенсификацией процессов парафинизации. Проблемы перекачки застывающих нефтей решаются с применением методовтермохимического воздействия, направленных на исключение рисков закупорки сечения при низких температурах окружающей среды и длительных простоях линейной части на период проведения штатных плановых и аварийных ремонтных работ. Вопросы определения допустимого времени безопасной остановки и пусковых режимов подробно рассмотрены как в отечественной, так и зарубежной литературе. Однако задачи оптимизации затрат на эксплуатацию, связанных с определением требуемой периодичности внутритрубной очистки, необходимости применения и дозировок химических реагентов в настоящее остаются нерешенными и требуют выработки рациональных решений. В то же современные условия диктуют новые более жесткие экологические требования к используемым специальным методам перекачки

В статье представлены результаты выполненного анализа влияния различных факторов на эффективность горячей перекачки нефти. Обоснованы недостатки применяемого оборудования и химических реагентов, которые обусловлены недостаточным уровнем предварительного подогрева нефти из-за ряда технологических ограничений, принятых десятилетия назад. Приведены результаты экспериментальных исследований зависимости интенсивности отложений нефти от температурного градиента в пристенной зоне. Показаны преимущества низкотемпературной перекачки предварительно термообработанных товарных нефтей по сравнению со схемой предварительного подогрева, которая характеризуется ударными дозировками химических реагентов и, с одной стороны, частично решает проблему продления допустимого времени безопасной остановки, а с другой, – приводит к интенсификации отложений на внутренней поверхности стенок нетеплоизолированного нефтепровода.

Список литературы

1. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатаций нефтебаз и нефтепроводов /П.И. Тугунов [и др.]. – Уфа: ООО «Дизаин-ПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

2. Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Изменение технологии перекачки нефти на нефтепроводе «Узень – Атырау – Самара» с развитием нефтетранспортной системы Западного Казахстана // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2010. – № 2. – С. 9–14.

3. Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Реологические особенности западноказахстанской нефтяной смеси // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2011. – № 2. – С. 3–7.

4. Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Совместный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей Западного Казахстана по нефтепроводу «Узень – Атырау – Самара» // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2012. – № 1. – С. 3–6.

5. Каримов Р.М., Бахтизин Р.Н., Мастобаев Б.Н. Влияние высокомолекулярных компонентов на реологические свойства в зависимости от структурно-группового и фракционного состава нефти // Socar Proceedings. – 2016. – № 1. – С. 42–50. 

6. Сунагатуллин Р.З., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Влияние температурного градиента на границе раздела «поток-стенка» на интенсивность парафиноотложений // Тезисы докладов XIV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2019». – Уфа: УГНТУ, 2019. – С. 132–133.

7. Совместное использование термических и химических методов воздействия при транспортировке высоковязких и застывающих нефтей / П.А. Ревель-Муроз, Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // Socar Proceedings (Научные труды). – 2017. – № 2. – С. 49–55.

8. Совместная перекачка тяжелых и высокопарафинистых нефтей в смеси / П.А. Ревель-Муроз, Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // Socar Proceedings. –2018. – № 2. – С. 65–70.

9. Арменский Е.А., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Изучение тепловых явлений и динамики отложения парафина в нефтепроводах // Нефть и газ. – 1969. – № 10. – С. 77–80.

10. Тронов В.П. Теоретическая оценка влияния физических свойств поверхностей качества обработки и других факторов на интенсивность отложений парафина // В кн.: Вопросы геологии, разработки, бурения скважин и добычи нефти. – 1962. – Вып. 4. – С. 400–412.

11. Денисов Е.Ф., Каримов Р.М., Макаренко О.А. К вопросу о применении химических реагентов для очистки от асфальто-смолопарафиновых отложений // Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде. – Уфа: УГНТУ, 2016. – 314 с.

12. Каримов Р.М., Заплатин А.В., Ташбулатов Р.Р. Использование витых теплообменников из змеевиков малого радиуса гиба для подогрева и термообработки нефти // Neftegaz.ru. – 2018. – № 12. – С. 45–49.

13. Очистка теплообменников НПС «Чикшино». – https://asgard-service.com /works/ochistka-teploobmennikov-nps-chikshino

14. Очистка межтрубного пространства теплообменника «Т-506» кожухотрубного типа. – https://asgard-service.com/works/ochistka-mezhtrubnogo-prostranstva-teploobmennika-t-506-kozhuhotrub...

15. Очистка теплообменников подогрева нефти на Краснодарском НПЗ. – https://asgard-service.com/works/ochistka-teploobmennikov-podogreva-nefti-na-knpz

Реологические свойства нефти существенно зависят от ее внутренней структуры, управление которой – перспективное направление исследований. Технологии, использующие различные физические поля (акустические, вибрационные, магнитные, кавитационные и др.), позволяют управлять вязкостно-температурными свойствами нефти и являются наиболее перспективными ввиду их эффективности и экономичности. Показано, что обратимые процессы разрушения нативной внутренней структуры нефтяных дисперсных систем с тиксотропными свойствами лежат в основе феномена «памяти». Этот феномен целесообразно использовать в технологиях управления реологическими свойствами нефтей с помощью физическо-механических воздействий. В статье дано обоснование критерия эффективности методов физическо-механического воздействия на надмолекулярные структуры нефтей, в качестве которого предложено использовать отношение приращения энергии тиксотропии за счет разрушенных межмолекулярных связей структуры нефтяных дисперсных систем к энергии, затраченной на процесс обработки нефти. По экспериментальным данным апробации получены следующие коэффициенты эффективности для пяти перспективных методов физико-механического воздействия: плазменно-импульсное – более 3000, роторно-пульсационное – 400, кавитации в гидродинамическом трансзвуковом струйно-форсуночном аппарате – 300, микроволновая обработка нефти и обработка вращающимся электромагнитным полем – не более 50. К преимуществам наиболее эффективного метода импульсно-плазменного воздействия (метода Юткина) относятся низкие энергозатраты. В то же время его применение требует повышенных мер безопасности. Роторно-пульсационное воздействие не уступает по уровню снижения вязкости, но оборудование потребляет в 7 раз больше энергии. Разовая обработка в гидродинамическом трансзвуковом струйно-форсуночном аппарате дает сравнительно небольшое снижение вязкости (менее 5 %), но при этом показывает низкое потребление энергии в процессе обработки. 

Применение технологий управления реологическими характеристиками перекачиваемых нефтей в перспективе позволит увеличивать пропускную способность технологического участка нефтепровода; поддерживать заданную производительность перекачки на пониженных режимах работы во время проведения планового технического обслуживания; увеличивать коэффициент полезного действия насосных агрегатов; стабилизировать парафины во взвешенном (растворенном) состоянии; снизить потребление депрессорных и противотурбулентных присадок, ингибиторов парафиноотложения. Совмещение различных физико-механических методов воздействия и обработки нефти химическими реагентами открывает широкие возможности для совершенствования технологии обработки тяжелой нефти.

Список литературы 

1. Сравнительная оценка эффективности «горячей» перекачки / А.И. Гольянов  [и др.] //Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018.  – Т.8. – № 6.  – С. 642–649.

2. Абрамзон Л.С., Исхаков Р.Г., Тугунов П.И. Рациональная перекачка вязких и застывающих нефтей совместно с разбавителем. –  М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 59 с. 

3. Кутуков С.Е., Брот Р.А. Определение ударного давления в нефтепроводе с газонасыщенной нефтью при переходных режимах // Нефтегазовое дело. – 2005. – № 3. – С. 199–205. 

4. Оценка эффективности технологии перекачки нефти с применением противотурбулентных присадок / П.А. Ревель-Муроз [и др.] // Нефтяное хозяйство, 2020. – № 1. – С. 90–95.

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

6. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей: дис. ... д-ра техн. наук. – Ухта, 2003. – 315 с.

7. Ануфриев Р.В., Волкова Г.И., Юдина Н.В. Влияние ультразвука на состав и свойства парафинистой высокосмолистой нефти / Нефтехимия. – 2016. – Т. 56. –  № 5. – С. 454–460.

8. Лоскутова Ю.В. Влияние магнитного поля на реологические свойства нефтей: дис. ... канд. хим. наук. – Томск, 2003. – 138 с.

9. Сюняев З.И. Физико-химическая механика нефтей и основы интенсификации процессов их переработки. – М.: МИНХ и ГП им. П.М. Губкина, 1979. – 39 с.

10. Шарафутдинов З.З. Обзор положений теории растворов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 70–81. 

11. Унгер Ф.Г., Андреева Л.Н. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. – Новосибирск: Наука. 1995. – 192 с.

12. Расчет энергетических параметров гидромеханического разрушения структуры нефтей / Ю.В. Лоскутова [и др.] // Сб. Проблемы химии нефти и газа. – Томск: Изд-во ин-та оптики атмосферы СО РАН, 2004. – С. 235–237.

13. Бойцова А.А., Кондрашева Н.К. Исследование реологических свойств углеводородных систем с высоким содержанием смол и асфальтенов // ИФЖ. –2018. – Т. 91. – № 4. – С. 1098–1105.

14. Экспериментальные исследования плазменно-импульсного воздействия. Интенсивность пульсаций давления в обрабатываемой среде / П.Г. Агеев [и др.] // Проблемы машиностроения и надежности машин. – 2019. – № 2. – С. 106–112.

15. Промтов М.А. Степанов А.Ю., Алешин А.В. Методы расчета характеристик роторного импульсного аппарата. – Тамбов: Изд-во ТГТУ, 2015. – 148 с.

В статье рассмотрены результаты исследований применения термомеханических способов разработки грунта при бурении шурфов для диагностирования технического состояния и ремонта трубопроводов в различных природно-климатических условиях. Приведены конструкция и технические характеристики бурового инструмента с применением газотурбинного агрегата в качестве источника тепловой и электрической энергии. Дано описание математической модели процесса термомеханического воздействия теплового потока на грунт. В основу модели заложены классические законы и уравнения механики сплошных сред. Представлена методика определения действующих напряжений в грунте в зависимости от скачков давления и расхода. Проведен анализ влияния плотности теплового потока при теплообмене и массопереносе на термодинамические и газодинамические характеристики процесса воздействия теплового потока на грунт. Результаты выполненных исследований показали значительное отличие расчетных растягивающих напряжений в грунте при его нагревании от 10 до 200 °С от величин напряжений,определяемых по математическим моделям, которые не учитывают теплообмен и массоперенос. Так, при фазовых переходах и массопередаче влаги (с изменением влагосодержания от 40 до 10 %) расчетная деформация (усадка) грунта от горизонтальной поверхности составила 25 %. При этом напряжения сдвига увеличились от 0,3 до 1,5 МПа, что при наличии перепада полей влагосодержания и температуры сопоставимо с напряжениями разрушения. Разработаны опытно-промышленные образцы и научные основы для создания нового поколения термомеханического бурового инструмента для шурфовой диагностики и ремонта трубопроводов с применением мобильных газотурбинных двигателей в качестве источников тепловой и электрической энергии.

Список литературы:

1. Житомирский Б.Л. Исследование термодинамики тепло- и массообмена среды в грунтах при термомеханическом способе бурения шурфов на магистральных газопроводах // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2019. – № 2 (110). – С. 38–43.

2. Житомирский Б.Л., Крохмаль С.В. Разработка методики определения рациональных конструктивных параметров TМИ // Материалы научно-технической конференции 15 ЦНИИИ ИВ МО РФ. – Нахабино, 2005. – 57 с. 

3. Пат. на изобретение 2700756 РФ. Способ обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа/ О.В. Дубинский, В.Г. Дубинский, Б.Л. Житомирский, А.С. Лопатин, О.В. Семченкова, К.Х. Шотиди; заявитель и правообладатель РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – № 2018108618; заявл. 12.03.18; опубл. 12.09.19.

4. Чучкалов М.В., Дубинский В.Г. Физико-математическая модель «стресс-теста» трубопровода // Экспозиция Нефть Газ. – 2013. – № 3 (28). – С. 87–95.

5. Житомирский Б.Л. Результаты исследования термодинамики тепло и массообмена среды в грунтах при термомеханическом способе бурения шурфов на магистральных газопроводах // VIII Международная научно-техническая конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», 23–25 октября 2019 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. – 51 с. 

6. Галяс А.А. Физико-технические основы термомеханического разрушения крепких горных пород: дис. … д-ра техн. наук. – Днепропетровск, 1986. – 571 с.