Малые и средние предприятия (МСП) являются важными источниками экономического роста, новых рабочих мест, здоровой конкуренции, способствуют равномерному развитию регионов страны и созданию экономики, основанной на научных знаниях и инновациях. Поскольку на энергетическом рынке в глобализированной экономике наблюдается турбулентность, МСП должны поддерживать свою конкурентоспособность в этой нестабильной быстро меняющейся экономической и социальной среде, приспосабливаясь к возможным изменениям, так как наиболее устойчивыми предприятиями являются не самые прибыльные и технически оснащенные, а те, которые лучше всех адаптируются к изменениям и кризисным ситуациям.

В статье рассмотрены результаты анализа состояния и перспектив развития малого предпринимательства в нефтегазовой отрасли России. Дано описание метода формирования оптимальной инвестиционной политики малых и средних предприятий нефтегазовой отрасли. В основе метода лежит представление их деятельности в виде совокупности типовых проектов (операций), относящихся к определенной сфере нефтегазовой отрасли (добыча углеводородов, предоставление услуг в области добычи углеводородов, переработка, транспорт, хранение и сбыт нефти, нефтепродуктов и газа и др.). В качестве критерия оптимизации использована стоимость предприятия, которая оценивается с помощью модели дисконтирования дивидендов. Применение метода проиллюстрировано на примере малого нефтедобывающего предприятия, для которого определена оптимальная доля прибыли, реинвестируемой в новые инвестиционные проекты, а также исследовано влияние на инвестиционную политику горизонта планирования и требуемой нормы доходности владельцев предприятия. Показано, что при коротких горизонтах планирования зависимость стоимости предприятия от доли реинвестируемой прибыли является убывающей, а при длительных горизонтах планирования представляет собой функцию, имеющую максимум.

Список литературы

1. Единый реестр субъектов малого и среднего предпринимательства https://rmsp.nalog.ru/index.html

2. Индекс предпринимательской уверенности  http://www.gks.ru/free_doc/new_site/metod/prom/met_pred-uver.htm.

3. Николаева Е.В. Разработка метода анализа устойчивости экономического развития малых и средних предприятий нефтегазовой промышленности //Современная экономика: проблемы и решения. – 2017. – № 9. – С. 92–103.

4. Саркисов А.С. Финансирование капитальных вложений: Жизненный цикл инвестиционного проекта. Взаимодействие с заинтересованными сторонами. Финансовый анализ проектов. Проектное финансирование. Оценка риска. – М.: URSS, 2019. – 288 с.

5. Dorfman R. The Meaning of Internal Rates of Return// Journal of Finance. – 1981. – V. 36. –  № 5. – Р. 1011–1021.

6. Комаров М.А. Линейные разностные уравнения и их приложения.- Владимир: ВлГУ, 2012. – 42 с.

7. Hotelling H. A General Mathematical Theory of Depreciation// Journal of the American Statistical Association. – 1925. – V. 20. – No. 151. – Р. 340–353.

8. Gordon M.J. Dividends, earnings, and stock prices //The review of economics and statistics. – 1959. –V.41. – № 2. – P. 99–105.

9. Брейли Р., Майерс С. Принципы корпоративных финансов. – М.: Олимп-Бизнес, 2008. – 1008 c.

10. Бригхэм Ю., Эрхардт М. Финансовый менеджмент. – СПб.: Питер, 2009. – 980 c.

11. Gordon M.J., Shapiro E. Capital equipment analysis: the required rate of profit // Management science. – 1956. – V. 3. – № 1. – P. 102–110.

Актуальность данной работы связана с необходимостью определения индикаторов нефтегазонасыщенности пропущенных пластов по материалам старого фонда геофизических исследований скважин (ГИС). Индикаторами нефтегазоносности могут являться вторичные геохимические процессы, обусловленные наложенным эпигенезом. В статье рассмотрены способ вычисления статистической интенсивности вторичных процессов по материалам ГИС, его теоретическое обоснование и эмпирическое подтверждение определения интенсивности вторичной каолинитизации. При исследовании каменного материала интенсивность вторичных процессов рассчитывают по соотношению количества исследуемых вторичных минералов и произведения площади исследования и количества аллотигенных минералов, генетически связанных со вторичными минералами. Для формального обоснования эквивалентности интенсивности вторичного процесса коэффициенту корреляции между дискретными выборками случайных величин данных ГИС введены следующие постулаты: статистическая интенсивность вторичного процесса эквивалентна его вероятности; параметр стандартного отклонения, в качестве статистического аналога, соответствует количеству аллотигенных минералов; статистическим аналогом площади исследования является массив выборки. На базе этих постулатов эквивалентности параметров статистической интенсивности с двухмерной вероятностью вторичных процессов теоретически обоснован алгоритм вычисления интенсивности геохимических процессов по материалам ГИС. Объектами исследований являлись терригенные коллекторы мезозойских отложений. Сопоставлены результаты инновационной технологии статистическо-корреляционной интерпретации данных ГИС с результатами петрографического анализа шлифов керна на предмет соответствия минерального содержания вторичных каолинитов с вычисленными интенсивностями этого процесса. Для углеводородных месторождений Томской области и п-ва Ямал между выборками интенсивности вторичной каолинитизации и содержания вторичных каолинитов получены линейные регрессии с коэффициентами корреляции соответственно 0,7 и 0,62.

Список литературы

1. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. – Л.: Недра, 1992. – 239 с.

2. Мельник И.А. Определение интенсивности вторичных геохимических процессов на основе статистической интерпретации материалов ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 11. – С. 35–40.

3. Мельник И.А. Выявление вторично преобразованных терригенных коллекторов на основе статистической интерпретации материалов ГИС // Геофизика. – 2013. – № 4. – С. 29–36.

4. Мельник И.А. Интенсивности процессов наложенного эпигенеза как индикаторы нефтенасыщенности песчаных коллекторов // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 6. – С. 90–97.

5. Трофимова Е.А., Кисляк Н.В., Гилев Д.В. Теория вероятностей и математическая статистика. – Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2018. – 160 с.

6. Мельник И.А., Шарф И.В., Иванова М.П. Статистический параметр двойного электрического слоя как индикатор нефтенасыщенности нижнесреднеюрских отложений Томской области // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 24–26. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-10-24-26

7. Мельник И.А. Причины образования нефтенасыщенных низкоомных коллекторов // Геология нефти и газа. – 2018. – № 6. – С. 129–136.

8. Филиппов Е.М. Ядерная геофизика. Нейтронометрия и комплексирование методов ядерной геофизики. Т. 2. – Новосибирск: Наука, 1973. – 400 с.

9. Мельник И.А. Вторичная каолинизация песчаных пластов как признак тектонических нарушений осадочного чехла // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – № 9. – С. 22–27.

10. Мельник И.А., Смирнова К.Ю. Опыт статистической интерпретации параметров ГИС для выявления эпигенетических преобразований в песчаных пластах верхней юры и нижнего мела как индикаторов качества флюидоупора баженовской и марьяновской свит // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири – 2017. – № 3 (31). – С. 58–66.

В статье рассмотрен подход к автоматизации анализа геологических процессов методом нейросетевого моделирования, позволяющим выполнять прогноз фаций и петротипов в скважинах без керна и с ограниченным комплексом геофизических исследований скважин (ГИС). В ходе работы применены нестандартные подходы, которые дали возможность использовать весь набор исходных данных, включая исторический фонд скважин с частично утерянными данными. Цикл анализа и подготовки данных, обучение сети и дальнейшее моделирование фаций и литотипов в скважинах включали следующие этапы: 1) нормировка исходных геолого-геофизических данных в скважинах; 2) описание кернового материала и выделение фаций, характеризующих обстановку осадконакопления, а также выделение литологических типов коллектора и неколлектора; 3) уточнение петрофизической модели с учетом новых данных; анализ и обоснование выделения литологических групп, петротипов по ГИС для обоснования индивидуальных зависимостей проницаемости от пористости; 4) оценка возможности прогноза выделенных на керне фаций методами ГИС на основе статистического анализа и нейронных сетей; 5) группировка скважин по существующему набору данных ГИС, формирование матрицы обучающих выборок; 6) обучение сети, распознавание фаций, выделенных по материалам седиментологического анализа керна, методами ГИС по выборке скважин без керна; 7) оценка полученных результатов прогнозирования фаций и петротипов в скважинах путем сопоставления факт – прогноз, а также в проверочной скважине, которая не участвовала в обучении. Показано, что качественное обучение сети дает возможность получить верный результат, позволяющий использовать весь набор данных, в том числе частично искаженные или зашумленные.

Список литературы

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

2. Зверев К.В, Редина С.А. Сейсмофациальное и петрофациальное моделирование пластов сиговской свиты как инструмент снятия неопределенностей при построении 3D геологической модели резервуара // Proнефть. Профессионально о нефти. – 2019. – № 4(14). – С. 20–25.

3. Сергеев А.П., Тарасов Д.А. Введение в нейросетевое моделирование. – Екатеринбург, Изд-во Уральского университета, 2017. – 26–31 с.

4. Качурин С.И. Анализ применимости многослойной нейронной сети для распознавания литологической структуры скважины по данным геофизических исследований: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Ижевск, 2003. – 24 с.

Наземные сейсморазведочные работы часто проводятся в регионах со сложной структурой верхней части разреза (ВЧР). Основными осложняющими факторами являются значительные перепады высот рельефа, неоднородность зоны малых скоростей, наличие высокоскоростных слоев многолетнемерзлых пород. Важным этапом обработки в этом случае становятся построение скоростной модели ВЧР по временам первых вступлений сейсмических волн и дальнейший ее учет при построении сейсмических изображений. При этом наличие границ в полученной модели может оказаться необходимым при выборе уровня приведения или встраивании такой модели в общую глубинно-скоростную модель.

В статье рассмотрены подходы к автоматизации процедуры построения модели ВЧР в рамках графа обработки данных наземной сейсморазведки. В первую очередь реализовано автоматическое снятие времен первых вступлений на основе использования сверточных нейронных сетей. Тестирование на реальных данных показало, что использование нейронных сетей обеспечивает более устойчивое снятие времен первых вступлений по сравнению со стандартными подходами, реализованными в обрабатывающих пакетах. Кроме того, предложен подход к построению слоистой модели ВЧР по временам первых вступлений. Метод лучевой сейсмической томографии используется для построения гладкой скоростной модели, которая затем преобразуется в слоистую модель. Тестирование на синтетических данных, моделирующих геологические условия Западной Сибири, показало возможность с хорошей точностью восстанавливать слоистую модель ВЧР. В статье приведен пример встраивания новых разработок в виде модулей в обрабатывающий пакет для их дальнейшего использования при обработке реальных данных.

Список литературы

1. Долгих Ю.Н. Многоуровневая сейсморазведка и кинематическая инверсия данных МОВ–ОГТ в условиях неоднородной ВЧР. – М.: ЕАГЕ Геомодель, 2014. – 212 с.

2. Сысоев А.П. Прикладные задачи компенсации неоднородности верхней части разреза при обработке и интерпретации сейсмических данных. – Новосибирск: Изд-во ИНГГ СО РАН. – 2011. – 90 с.

3. Давлетханов Р. Учет неоднородностей ВЧР статическими поправками или включение их в пластовую модель среды – что выбрать? // Технологии сейсморазведки. – 2015. – № 1. – С. 76–91.

4. Akram J., Eaton D.W. A review and appraisal of arrival-time picking methods for downhole microseismic data arrival-time picking methods // Geophysics. – 2016. – V. 81. – P. KS71–KS91.

5. Machine Learning in Seismology: Turning Data into Insights / Q. Kong, D.T. Trugman, Z.E. Ross [et al.] // Seismological Research Letters. – 2018. – V. 90. – N 1. – P. 3–14.

6. Боганик Г., Гурвич И. Сейсморазведка. – Тверь: Издательство АИС, 2006. – 744 с.

7. Yilmaz Ö. Seismic data analysis. – Tulsa: Society of exploration geophysicists, 2001. – V. 1. – 1809 p.

8. Nolet G. (ed.) Seismic tomography: with applications in global seismology and exploration geophysics. – Luxembourg: Springer Science & Business Media, 1987. – V. 5. – 385 p.

9. Zelt C.A. Traveltime tomography using controlled-source seismic data // Encyclopedia of Solid Earth Geophysics. – 2011. – P. – 1453–1473.

10. Nikitin A.A., Serdyukov A.S., Duchkov A.A. Cache-efficient parallel eikonal solver for multicore CPUs // Computational Geosciences. – 2018. – V. 22. – N 3. – P. 775–787.

11. Новые подходы в оптимизации расчета волновых полей, связанных непосредственно с выделенной целевой областью сейсмического отклика / А.В. Шалашников, Д.Б. Фиников, Н.И. Хохлов, А.М. Иванов // Геофизические технологии. – 2019. – № 1. – С. 4–32.

Седиментационное моделирование является одним из современных инструментов геолога, направленным на пошаговую симуляцию процессов осадконакопления. Это позволяет прогнозировать тренды развития фильтрационно-емкостных свойств по латерали и по вертикали в неразбуренных участках исследуемой территории. Спектр применения седиментационного моделирования естественным образом определяется его результатами. В первую очередь, это использование полученных трендов развития фильтрационно-емкостных свойств в бассейновых моделях углеводородных систем. При региональном моделировании седиментации также возникают предпосылки для использования результатов для формирования стратегии поисковых работ. В случае локального моделирования метод можно применять при размещении разведочных скважин или при коррекции их местоположения. При достаточно высокой детализации отдельных интервалов создаются предпосылки для использования данных седментационного моделирования непосредственно в трехмерном геологическом моделировании. В качестве примеров, иллюстрирующих методы и результаты седиментационного моделирования, в статье рассмотрены региональная модель южной части бассейна Кыулонг; локальная модель блока 12-11, расположенного в западной части бассейна Нам Кон Шон; секторные модели в пределах отдельных районов блока 09-1, расположенного в бассейне Кыулонг. Представленные примеры результатов работ на блоках южного шельфа Социалистической Республики Вьетнам подтверждают эффективность выявления трендов развития фильтрационно-емкостных свойств с помощью седиментационного моделирования и сходимость этих результатов с независимыми материалами геофизических исследований (сейсморазведки). В то же время отмечено, что эффективность и достоверность результатов седиментационного моделирования во многом зависят от качества и объемов входных данных, а также от вариативности калибровочных (скважинных) данных по площади и разрезу.

Список литературы

1. Einsele G. Sedimentary Basins. Evolution, facies and sediment budget. – Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 1992. – 628 р.

2. Nguyen Du Hung, Hung Van Le, Hoan Vu JOC. Hydrocarbon Geology of Cuu Long Basin //Offshore Vietnam, Proceedings of AAPG International Conference, Barcelona, Spain, September 21-24, 2003. – Article no. 90017.

3. Structure stratigraphyand petroleum geology of SE Nam Con Son Basin, offshore Vietnam. In:Fraser, A.J., Matthews, S.J., Murphy, R.W. (Eds.) / S.J. Matthews, A.J. Fraser, S. Lowe [et al] // Petroleum Geology of SoutheastAsia. Geological Society, London, Special Publication. – 1997. – V. 126. – P. 89–106.

4. Месторождение Белый Тигр: от истории освоения до перспектив разработки / Кудряшов С.И., Ле Вьет Хай, Фам Суан Шон [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 6–14.

5. Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых месторождений СП «Вьетсовпетро» / Ле Вьет Хай, Ты Тхань Нгиа, М.М. Велиев [и др.]. – СПб: Недра, 2016. – 524 с.

6. Tectono-stratigraphic Framework and Tertiary Paleogeography of Southeast Asia: Gulf of Thailand to South Vietnam Shelf / R.C. Shoup, R.J. Morley, T. Swiecicki, S. Clark // AAPG International Conference and Exhibition, Singapore, September 16–19, 2012, AAPG©2012.

В статье рассмотрены результаты применения интегрированного подхода к планированию и детальному проектированию строительства поисково-разведочной скважины, включая идентификацию целей и задач, разработку дерева принятия решений с учетом подтверждаемости прогнозного результата, обоснование применения современных методов и технологий проведения исследований. Данный подход применялся для получения максимально возможного объема достоверной геолого-геофизической информации и повышения эффективности геолого-разведочных работ на сложном геологическом объекте СП «Ветсовпетро». В процессе подготовки к бурению реализовано многовариантное проектирование. Рассчитано оптимальное расположение устья скважины для разведки залежей углеводородов в пределах нескольких структур и минимизации геологических рисков. При бурении применялись следующие технико-технологические решения: геомеханическое сопровождение, каротаж и замеры пластовых давлений в процессе бурения (LWD, PTWD), а также испытания в открытом стволе (mini-DST). Отмечено, что технологии PTWD и mini-DST были применены в СП «Вьетсовпетро» впервые. Геомеханическое сопровождение позволило выполнить оперативную оптимизацию параметров бурового раствора, избежать осложнений в процессе бурения и минимизировать негативное воздействие на коллектор, а также удерживать стабильность 2-км открытого ствола во время исследований. На основе геолого-геофизической информации (LWD и PTWD), полученной в режиме реального времени выполнена оперативная корреляция разреза, выбраны интервалы отбора колонкового керна, оценены свойства коллекторов и выделены объекты для проведения исследований mini-DST в открытом стволе. Благодаря всему комплексу технико-технологических решений удалось избежать осложнений как при проводке скважины, так и в процессе длительных испытаний в открытом стволе, а также существенно снизить затраты на строительство скважины. После завершения бурения и испытания скважины выполнены пересчет запасов и оценка ресурсов углеводородов месторождения. Площадь запасов основного целевого объекта – пласта CS2 в отложениях олигоцена (по границе категории 2P) - увеличилась на 25 %, а прирост запасов газа (категория 2P) составил 70 %, прирост запасов нефти в песчаниках миоцена (категория 2С) – 305 %. Удельная стоимость прироста запасов за счет скв. 12/11-TN-4X составила 10,87 USD/т н. э., или 1,45 USD/bbl. Стоимость прироста запасов на месторождении Лебедь – Чайка с 2012 г. составила 2,3 USD/bbl, что является самым низким значением по сравнению с другими активами СП «Вьетсовпетро» за пределами блока 09-1.

Список литературы

1. Гутман И.С., Саакян М.И. Методы подсчета запасов и оценки ресурсов нефти и газа. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2017. – 366 с.

2. Справочник инженера-нефтяника. Т. IV. Техника и технологии добычи / под ред. Л. Лейка / пер. с англ. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2017. - 1196 с.

3. Алварадо В., Манрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения / пер. с англ. под ред. А.О. Палия. – М.: Премиум Инжиниринг, 2011. – 220 с.

Одним из способов повышения нефтеотдачи пластов является строительство боковых стволов, что позволяет приобщать к эксплуатации выше- или нижележащие объекты. В настоящее время местоположение зарезки бокового ствола определяется исходя из фактической (проектной) траектории основного ствола (ране пробуренного или нового) и перебором различных вариантов при компьютерном моделировании. В результате профиль бокового ствола может имеет предельную интенсивность искривления, что приводит к осложнениям и авариям при бурении. В статье рассмотрено влияние длины скважины через горизонтальную проекцию относительно положения последующего места вырезки окна, дано аналитическое решение определения точки зарезки бокового ствола, обеспечивающее уменьшение суммарной длины скважины и, как следствие, сокращение времени ее строительства. На основании полученного решения, выполнены расчеты по 14 скважинам: в 70 % случаев расположение экстремальных точек удовлетворяло всем требованиям и не нуждалось в корректировки, для остальных 30 % скважин предложена схема коррекции точки зарезки бокового ствола. По оптимизированным траекториям оценено влияния изменения профиля скважины на величину возникающих осевых нагрузок. Выполнено компьютерное моделирование при бурении и спуске-подъеме бурильных труб диаметром 147 и 89 мм и обсадных колонн диаметром 178 и 114 мм (на буровом инструменте диаметром 89 мм) с применением различных моделей «мягкой» и «жесткой» колонн. На основании полученных данных предложена методика коррекции результатов аналитического определения точки зарезки бокового ствола скважины с целью исправления геометрических параметров скважины. Показано, что методика коррекции позволяет оптимизировать профиль скважины.

Список литературы

1. Бастриков С.Н., Бастриков Д.С., Бобикю Л.А. Анализ геологических условий месторождений Западной Сибири применения многоствольных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 6. – С. 54–56.

2. Оганов Г.С., Потапов А.В. Применение технологии зарезки боковых стволов для восстановления газовых скважин на сеноманские отложения месторождений Западной Сибири // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2019. – № 1. – С. 19–24.

3. Одновременно-раздельная добыча и закачка. Перспективы развития / А.В. Абдуллин, И.К. Абдуллин, Я.И. Баранников, А.Ю. Максимов // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 2. – С. 38–42.

4. Геомеханическое моделирование для решения задач строительства скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь» (на примере Ватьеганского месторождения) / Д.В. Малютин, Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, Д.С. Святухов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 11. – С. 23–26.

5. Щербаков А.В., Гречин Е.Г., Кузнецов В.Г. Изменение профиля наклонно-направленных скважин с целью последующего бурения бокового ствола // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 92–96. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-92-96

6. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков, К.М. Солодкий / под ред. А.Г. Калинина. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 647 с.

7. Бермант А.Ф., Араманович И.Г. Краткий курс математического анализа. – Санкт-Петербург: Лань, 2005. – 735 с.

8. Дьяконов В.П. Maple 9.5/10 в математике, физике и образовании. – М.: СОЛОН-ПРЕСС, 2017. – 720 c. – http: // www.iprbookshop.ru /90431.html.

9. Щербаков А.В. Определение места забуривания дополнительного ствола в многоствольной скважине // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 10. – С. 18–23.

10. Yuan Z., Robello S. Engineers’ Dilemma: When to Use Soft String and Stiff String Torque and Drag Models // SPE-196205-MS. – 2019.

11. Особенности проектирования энергосберегающих профилей скважин сложной пространственной конфигурации / А.В. Щербаков, Р.Р. Абдрахманов, Э.В. Бабушкин, В.Г. Кузнецов // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 9. – С. 14–17. – DOI: 10.30713/0207-2351-2019-9(609)-14-17

При разбуривании рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения может требоваться 10 и более рейсов для смены породоразрушающего инструмента из-за его ускоренного износа и падения механической скорости проходки. Однако имеются примеры бурения горизонтальных секций ствола всего за 2-3 рейса. В этих случаях основной причиной смены долота являлся износ вооружения. Выполненные ранее работы по подбору долот не позволили найти решение, позволяющее значительно сократить износ долот на рассматриваемой территории. Одним из способов оптимизации цикла строительства скважин может являться прогноз зон физико-механических свойств горных пород, обладающих повышенной абразивностью, с целью более заложения скважин эксплуатационного фонда вне таких зон, но не в ущерб разработке месторождения. Проведенный комплексный анализ данных изучения керна, геофизических исследований скважин, сейсморазведки, эксплуатации скважин, геолого-технологических исследований и технико-технологического сопровождения бурения скважин позволил установить связь выделяемых сейсмофаций с проходкой на долото. Установлено, что в низкоамплитудных сейсмофациях средняя проходка на долото в среднем составляет 179 м, в высокоамплитудных – 121 м. Максимальные значения средней проходки на долото достигнуты в зонах второстепенных разломов и трещиноватости, минимальные – в зонах крупной дезинтеграции, закарстованности, выщелачивания и кавернозности, а также зонах относительно однородного плотного разреза. Анализ средней проходки по типам долот показал, что лучшие показатели бурения достигнуты долотами типа PDC в зонах второстепенных разломов, трещиноватости и зоны крупных разломов и развивающихся по ним палеоврезов. В зонах крупной дезинтеграции отмечается незначительное преимущество шарошечных долот над PDC.

Список литературы

1. https://www.rosneft.ru/press/news/item/202131/

2. SPE/IADC 16145 Application of the new IADC dull grading system for fixed cutter bits. – 1987.

3. IADC/SPE 23939 First revision to the IADC fixed cutter dull grading system. – 1992.

Исходя из особенностей геологического разреза, при бурении нефтяных и газовых скважин в Восточной Сибири применяются минерализованные буровые растворы, обработанные полимерами. Эффективность применения полимеров – понизителей фильтрации в составе буровых растворов обусловлена их химической природой, строением молекул и особенностями взаимодействия с компонентами бурового раствора, горными породами и пластовыми флюидами, в особенности с высокоминерализованной пластовой водой. В результате таких взаимодействий могут ухудшаться контролируемые параметры бурового раствора, что в свою очередь приводит к возникновению различных осложнений при бурении и загрязнению прискважинной зоны пласта при первичном вскрытии. Для выбора лучших полимеров из группы аналогов, изучения процессов, происходящих с участием полимеров при бурении, и оптимизации полимерного состава буровых растворов, применяемых в горно-геологических условиях Восточной Сибири, разработана и опробована методика оценки эффективности и качества полимерных реагентов. Методика основана на определении характеристической вязкости для полимеров в различных растворителях путем вискозиметрии последовательно разбавленных растворов. Исследован полиэлектролитный эффект полимеров одного ряда с разными степенями полимеризации и замещения. На примере используемых полимеров Na-КМЦ и модифицированного крахмала выполнено моделирование взаимодействия полимерных реагентов с растворенными в буровых растворах и пластовой воде солями. Установлены основные причины возникающих на практике сложностей с получением необходимых параметров буровых растворов, а также изменения этих параметров в результате различных физико-химических взаимодействий. Дана сравнительная оценка устойчивости используемых полимеров Na-КМЦ и модифицированного крахмала в конкретных условиях. Сделан вывод о перспективности разработанной методики.

Список литературы

1. Тагер А.А. Физико-химия полимеров. – М.: Научный мир, 2007. – 576 с.

2. Осовская И.И., Антонова В.С. Вязкость растворов полимеров. Изд-е 2-е, доп. – СПб.: ВШТЭ СПбГУПТД. СПб., 2016. – 62 с.

3. Федусенко И.В., Шмаков С.Л. Практикум по высокомолекулярным соединениям. – Саратов: Изд-во Саратовского университета, 2018. – 59 с.

4. Уляшева Н.М. Технология буровых жидкостей. Ч. 1. – Ухта: УГТУ, 2008. – 164 с.

5. Неволин Ф.В. Химия и технология синтетических моющих средств. – М.: Пищевая промышленность, 1971. – 424 с.

6. ТУ 2231-002-50277563-200. Натрий-карбоксиметилцеллюлоза техническая. Технические условия. – Пермь: ЗАО «КАРБОКАМ-Пермь», 2000.

7. Петропавловский Г.А. Гидрофильные частично замещенные эфиры целлюлозы и их модификация путем химического сшивания. – Л.: Наука, 1988. – 298 с.

Неудовлетворительная очистка ствола скважин является причиной многих осложнений при их строительстве. Фактически 30 % прихватов в вертикальных и 80 % в горизонтальных скважинах происходят по этой причине. На очистку ствола скважины влияет много факторов, однако отсутствуют надежные критерии или показатели, с помощью которых можно обеспечить удовлетворительную транспортировку шлама по всей длине ствола. При применении ингибирующих полимерных буровых растворов при строительстве скважин большого диаметра в надсолевых глинистых отложениях Астраханского газоконденсатного месторождения возникают проблемы, обусловленные низкой выносящей способностью этих растворов. В интервалах ствола большого диаметра динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость для современных буровых растворов, в том числе поликатионных, не являются показателями обеспечения транспортировки шлама на поверхность, особенно при повышенных механических скоростях бурения в глинистых отложениях. В качестве актуальных реологических показателей в таких условиях предложено регламентировать значения напряжения сдвига и эффективной вязкости, определяемые в диапазоне скоростей сдвига, соответствующем скорости восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве скважины. Минимальная величина напряжения сдвига выбирается исходя из разности скоростей восходящего потока и проскальзывания, а значение эффективной вязкости определяется по результатам испытаний в скважине по объему выносимого шлама. Показано, что для повышения эффективности транспортировки шлама на поверхность при бурении вертикальных интервалов ствола большого диаметра наиболее рационально использование растворов с повышенными реологическими свойствами в сочетании с периодическими прокачками вязких пачек.

Список литературы

1. Краус Ф.К., Икеда С., Такеучи Т. Анализ тенденций совершенствования технологии проводки горизонтальных скважин и скважин с большим отклонением ствола от вертикали // Нефтегазовые технологии. – 1997. – № 1. – С. 23–32.

2. Martin M. Transport des deblais en puits inclines // Revue de L’Institut Francais du Petrole. – 1989. – V. 44. – № 4. – Р. 443–460.

3. Маковей Н. Гидравлика бурения / пер. с рум. – М.: Недра, 1986. – 536 с.

4. Гайдаров А.М., Хуббатов А.А., Гайдаров М.М-Р. Опыт применения модификаций Катбурр на Астраханском ГКМ // Инженер-нефтяник. – 2018. – № 2. – С. 15–21.

5. ВРД 39-1.8-045-2001. Методика по выбору реологических свойств буровых растворов и технологии очистки горизонтальных скважин. – СПб.: ОАО «Газпром», 2001. – 20 с.

При разработке небольших залежей нефти, приуроченных к коллекторам с различными фильтрационно-емкостными свойствами, актуальной является задача определения направления потоков закачиваемой воды при внедрении систем поддержания пластового давления, а в дальнейшем - поддержание рациональной компенсации отборов жидкости закачкой.

В статье рассмотрены результаты реализации комплексной технологии анализа взаимного влияния нагнетательных и добывающих скважин участка одного из месторождений в Республике Татарстан. Исследования проведены для скважин, вскрывших нефтяной терригенный пласт в бобриковских отложениях. Рассматриваемый участок включает 16 добывающих и 3 нагнетательные скважины с одинаковым агентом закачки. Для установления направления фильтрации от нагнетательных скважин предложено проводить совместные исследования геохимических свойств пластового флюида и исследования проводимости межскважинного пространства на основе ретроспективного анализа замеров забойного давления и добычи. Комплексный подход позволяет снизить неопределенность, присущую каждому из методов исследования межскважинного пространства и дать более детальное и точное заключение по скважинам. Суть комплексной технологии заключается в последовательном проведении поскважинной геохимической съемки образцов устьевых проб, анализе данных о закачке, отборах и давлении в пласте, использовании полученных результатов в геологической и гидродинамической моделях. Преимуществом предложенной совместной технологии исследования по сравнению с другими методами является совмещение результатов геохимической съемки и ретроспективного анализа, являющихся недорогими и оперативными методами изучения, что позволяет своевременно совершенствовать существующие геологические и гидродинамические модели, выявлять зоны месторождения с недостаточно изученным геологическим строением и значительно снижать риски при проведении геолого-технических мероприятий.

Cписок литературы

1. Совершенствование эффективности отбора нефти и поиск источника обводнения на многопластовых залежах геохимическими методами исследований добываемого флюида / М.С. Шипаева, И.А. Нуриев, Н.В. Евсеев [и др.] // Георесурсы. – 2020. – Т. 22. – № 4. – DOI: 10.18599/grs.2020.4.93-97

2. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений Татарстана / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, Р.Л. Ибрагимов, В.А. Покровский. –  Казань: Фэн, 2009. –  254 с.

3. Радиохимические и изотопные исследования подземных вод нефтегазоносных областей СССР / Ф.А. Алексеев, Р.П. Готтих, С.А. Сааков, Э.В. Соколовский. – М.: Недра, 1975. – 271 с.

4. Шишелова Т.И., Толстой М.Ю. Современное состояние науки о воде. проблемы и перспективы // Научное обозрение. Реферативный журнал. – 2016. – № 4. – С. 61–80.

5. Methodology for Express Definition of Water Inflow Source in Water-Flooded Wells Operating Multi-Layer Deposits by High-Precision Studies of Water Composition / M. Shipaeva, D. Nurgaliev, I. Siraeva [et al.] // EAGE. 9-я международная геолого-геофизическая конференция «Санкт-Петербург 2020. Геонауки: трансформируем знания в ресурсы». – DOI: 10.3997/2214-4609.202053228.

6. Самтанова Д.Э. Комплексное изучение химического состава пластовых вод нефтяных месторождений Республики Калмыкия // Вестник СПбГУ. – 2014. – Сер. 4. – Вып. 1. – С. 120–125.

7. Сравнительный гидрохимический анализ вод месторождений нефти и газа в пределах крупных геоструктурных элементов / О.К. Навроцкий, А.М.  Доценко, М.П. Логинова, Н.Г. Бричиков // Геология, география и глобальная энергия. – 2012. – № 4 (47). – С. 36–44.

8. Леонтьева Е.Н. Изменение химического состава попутно добываемых вод нефтяных месторождений верхнекамской нефтеносной области под влиянием разработки // Перспективы науки. – 2015. – № 2(65). –  С. 7–10.

9. Osmond J.K, Kaufman M.J., Cowart J.B. Mixing volume calcu­lations sources and aging trends of Floriden aquifer water by uranium isotopic methods.// Geochim. Cosmoch. – Acta. – 1974. – V.8. – № 7. – P. 1083–1100.

10. Киреева Т.А. Гидрогеохимия. - М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 2016. – 197 с.

Карбонатные отложения характеризуются низкими дебитами нефти и коэффициентами извлечения нефти, что обусловлено слабой эффективностью традиционной системы поддержания пластового давления. Все это свидетельствует о необходимости изучения особенностей заводнения карбонатных коллекторов, обладающих двойной пористостью. Для повышения эффективности заводнения на месторождениях ПАО «Татнефть» организованы специализированные гидродинамические исследования 36 нагнетательных скважин, эксплуатирующих карбонатные отложения. Полученные индикаторные диаграммы имеют точку перелома, которая является предельно допустимым давлением, выше которого закачка становится неэффективной из-за быстрого прорыва воды к забоям добывающих скважин. Кроме того, предельное давление определялось еще по резкому увеличению фильтрационных параметров пласта, для чего выполнялась интерпретация кривой давления для каждого режима и для кривой падения давления. Как и следовало ожидать, это обусловлено сжатием трещин и матрицы при снижении давления, максимальная проницаемость характерна для кривой закачки с максимальной приемистостью. Полученные гистограммы предельного забойного, устьевого давлений и репрессии не обладают нормальным распределением и имеют значительный разброс. Поэтому далее предпринята попытка получения зависимости предельного давления от определяющего параметра. Таким параметром является пластовое давление. Полученные зависимости обладают высоким коэффициентом корреляции (R²>0,88) и имеют физический смысл. В результате получены уравнения для определения предельного забойного давления как функции пластового давления для различного типа карбонатных отложений с погрешностью расчета менее 10 %. Поддержание предельно допустимых давлений позволяет увеличить эффективность заводнения для карбонатных коллекторов.

Список литературы

1. Бакиров А.И. Совершенствование технологии извлечения нефти заводнением из карбонатных коллекторов месторождений Татарстана : автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2018. – 23 с.

2. Оценка эффективности системы заводнения на залежах нефти в карбонатных коллекторах Ново-Елховского месторождения / Р.А. Нугайбеков, Р.И. Шафигуллин, О.В. Каптелинин [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – № 3. – С. 94-97.

3. Features of Field Development with Tight Carbonate Reservoirs by Waterflooding / A.R. Mukanov, A. Bigeldiyev, A. Batu, A. M. Kuvanyshev // SPE-202534-MS. – 2020.

4. Лигинькова Я.С. Исследование особенностей заводнения залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере Гагаринского и Опалихинского месторождений). В сб. Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых // Материалы XII Всероссийского научно-технической конференции. – Пермь : Изд-во ПНИПУ, 2019. – С. 43–45.

5. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием / Ю.М. Молокович, А.И. Марков, Э.И. Сулейманов [и др.]. – Казань: Регентъ, 2000. – 156 с.

6. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. – М.: Недра, 1984. – 208 с.

7. РД 153-39.0-918-15. Методическое руководство по определению предельно-допустимых забойных давлений. – Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 2015. – 29 с.

8. Иктисанов В.А., Бобб И.Ф., Ганиев Б.Г. Изучение закономерностей оптимизации забойных давлений для трещинно-поровых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 94–97. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-94-97

Одними из основных инструментов для прогнозирования разработки месторождений являются программные комплексы трехмерного геолого-гидродинамического моделирования. Специфика моделирования газовых и газоконденсатных объектов связана со значительным влиянием сети сбора и подготовки газа на технологические режимы работы скважин. Это обусловливает необходимость создания интегрированных моделей систем пласт – скважины – наземная инфраструктура. Имеющиеся инструменты интегрированного моделирования, как правило, сложны в использовании и требуют существенных трудозатрат. Современная тенденция к цифровизации диктует необходимость значительного ускорения всех бизнес-процессов, в том числе прогнозирования показателей разработки месторождений. ПАО «НК «Роснефть» является одним из лидеров в отрасли по созданию собственного программного обеспечения и активно развивает различные направления цифровизации.

В статье представлен новый программный модуль для интегрированного прокси-моделирования, разработанный сотрудниками ООО «Тюменский нефтяной научный центр», который позволяет ускорить прогнозирование показателей разработки газовых залежей и учесть работу всех элементов системы пласт – скважины – газосборная сеть – компрессор. Модель пласта является однослойной с заданными параметрами каркаса и фильтрационно-емкостными свойствами пласта, PVT-свойствами насыщающих флюидов и относительными фазовыми проницаемостями. Входными данными для моделирования скважин являются инклинометрия, информация о параметрах насосно-компрессорных труб и продуктивности в виде коэффициентов фильтрационного сопротивления. Расчет внутрипластовой фильтрации флюидов базируется на основных законах гидродинамики и материального баланса. Для оценки работоспособности модуля выполнено сопоставление результатов расчетов, выполненных на прокси-модели и в коммерческом симуляторе. Сопоставление показало высокую степень сходимости. Успешная апробация позволяет сделать вывод, что заложенные решения обеспечивают высокую скорость расчетов и корректность результатов при минимальном наборе исходных данных.

Список литературы

1. Кузеванов М.А., Глумов С.В., Бучинский С.В. Интегрированная модель системы пласт – скважина – система сбора – система подготовки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 42. – С. 25–27

2.  Методика обоснования технологических режимов газовых и газоконденсатных скважин с применением интегрированных моделей // А.Н. Харитонов, Т.А. Поспелова, О.А. Лознюк [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2020. –  № 4(616). –  С. 41–47. – DOI:10.30713/0207-2351-2020-4(616)-41-47

3. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. –  Тюмень: Тюменский дом печати, 2007. – 664 с.

4. Стрекалов А.В., Князев С.М. Расчет технологического режима газового промысла на основе быстродействующей модели «GasNet-VBA» // Труды 4-й научно-практической конференции «Росгеология. В поисках новых открытий». – Иркутск,  2019.

Процесс добычи углеводородов характеризуется уникальными для каждого региона эксплуатационными особенностями. Обширный перечень физико-химических свойств флюидов, различные глубины залегания пластов, множество внутрипластовых факторов, осложняющих добычу, различные климатические условия задают вектор развития нефтегазовой отрасли для каждого региона. С целью поддержания добычи на текущем уровне нефтяные компании вынуждены вести поиск новых горизонтов для бурения скважин и проводить различные геолого-технические мероприятия, в том числе направленные на интенсификацию добычи нефти. Однако это способствует также значительному увеличению объемов добываемой пластовой воды, что негативно влияет на существующую наземную инфраструктуру (объекты подготовки нефти и компримирования газа, поддержания пластового давления, обеспечения электроснабжения и др.) и инженерные сети. Одним из эффективных методов сокращения эксплуатационных затрат на зрелых нефтедобывающих активах является проведение реинжиниринга объектов наземной инфраструктуры. Решение задач реинжиниринга позволяет оптимизировать производственный процесс, разгрузить действующие площадные объекты, систему сбора, снизить гидравлические потери на транспорт нефти и закачку подтоварной воды. Разработка программы реинжиниринга выполняется с учетом оценки перспективы и выбора оптимальных мероприятий с использованием сценарного планирования. В рамках анализа влияния на производственный процесс определены четыре основных направления реинжиниринга на зрелом активе, которые являются фундаментом производственного процесса в части наземной инфраструктуры. В статье рассмотрено решение, которое будет способствовать обеспечению эффективности процессов нефтегазодобычи, позволит продлить жизненный цикл зрелых нефтегазодобывающих активов Российской Федерации и период их экономически рентабельной разработки.

Список литературы

1. Гилаев Г.Г. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 10. – С. 74–77.

2. Цыкин И.В., Завьялов О.В., Соловей Н.С. Унификация работ по реинжинирингу инфраструктуры зрелых месторождений // Трубопроводный транспорт. – 2011. – № 5 (27). – С. 4–6.

3. Re-Engineering Tank Farms / Wilfredo A. Rodriguez, Jhonny Colina, Leonardo Montero [et al.] // SPE-38818. – 1997.

4. Математические подходы к решению задач реинжиниринга / В.А. Смыслов, М.С. Мелешко, Т.П. Чаплыгина (и др.) // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 2. – С. 80–84.

5. Процессы и аппараты технологий сбора и подготовки нефти и газа на промыслах / под ред. В.И. Кудинова. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», институт компьютерных исследований, 2013. – 471 с.

6. Хабибуллин М.Я. Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 3. – С. 80–86. – DOI: 10.17122/ngdelo-2019-3-80-86.

7. Оптимизация состава сооружений как элемент управления затратами при обустройстве нефтяных месторождений / Г.Г. Гилаев, О.В. Гладунов, А.Ф. Исмагилов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – № 3 (40). – С. 78–80.        

8. Повышение достоверности экономических оценок мероприятий по оптимизации сооружений при наземном обустройстве нефтяных одиночных скважин / Г.Г. Гилаев, О.В. Гладунов, А.В. Гришагин [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. –  № 2 (43). – С. 53–55.

9. Khabibullin M.Ya. Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2019. – С. 012065. – DOI: 10.1088/1757-899X/560/1/012065.

10. Хабибуллин М.Я. Исследование процессов, происходящих в колонне труб при устьевой импульсной закачке жидкости в скважину // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. – № 6. – С. 34–39. – DOI:10.17122/ngdelo2018-6-34-39.

На современном этапе развития технологий в нефтегазовой отрасли в России наиболее важными являются технологии добычи углеводородного сырья. При длительной эксплуатации скважинное оборудование изнашивается и подлежит ремонту. При ремонте скважинного оборудования, наиболее длительными и трудоемкими являются спускоподъемные операции (СПО), так как на их выполнение занимает наибольшее количество времени – 60–70 % общей продолжительности технологического процесса ремонта. Перед выполнением СПО необходимо также провести ряд подготовительных работ, обеспечить безопасность бригады, плавность хода инструментов и оборудования, при этом максимально повысить производительность и снизить вероятность возникновения ошибок из-за влияния человеческого фактора. Для решения указанных задач предлагается применять средства автоматизации и роботизации технологических операций. Ключевым направлением при роботизации ремонтных технологических операций является переход от применения роботов-манипуляторов к роботизированным технологическим комплексам. При создании таких комплексов, необходимо рассматривать робота как автоматическое устройство, предназначенное для осуществления сложных технических операций, которое действует по заранее заложенной программе, являясь средством автоматизации и механизации, заменяющим человека в технологическом процессе. Таким образом, промышленные роботы составляют основу роботизированных технологических комплексов, одними из главных особенностей которых являются гибкость перенастройки и возможность непрерывной работы, а это в свою очередь необходимое условие для внедрения комплексной автоматизации операций технологических процессов. Роботизация операций при выполнении текущего и капитального ремонтов скважин открывает большие возможности для снижения риска возникновения аварийных ситуаций, а также для повышения экономической эффективности производственных процессов благодаря уменьшению времени простоя скважины.

References

1. Alekseev A., Repair without errors and downtime (In Russ.), Sibirskaya neft', 2021, no. 1(178), pp. 46-49, URL: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2021-january-february/5287650/

2. Makarov M.N., Munasypov R.A., Sharipov M.I., Avtomatizatsiya spuskopod"emnykh operatsiy nasosno-kompressornykh trub dlya provedeniya remonta skvazhin (Automation of descent and lifting operations of pumping and compressor pipes for well repair), Collected papers “Innovatsionnoe i tsifrovoe mashinostroenie”, Proceedings of All-Russian Scientific and Technical Conference, Ufa: Publ. of USATU, 2021, URL: https://www.ugatu.su/media/uploads/MainSite/Ob%20universitete/Izdateli/El_izd/innov-i-tsifr-mashinos...

3. Overview of the Russian oilfield services market. The research center of the company "Deloit" in the CIS, Moscow, 2019, URL: https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/ru/Documents/energy-resources/Russian/oil-gas-russia-...

4.  Sen'kin A.S., Kraevskiy N.N., Il'in K.O., Munasypov R.A., To the question of robotization and automation technologies development in well servicing and workover (In Russ.), Neftegazovoe delo, 2020, V. 18, no. 3, pp. 61–68, DOI: 10.17122/ngdelo-2020-3-61-68.

5. Il'in K.O., Kraevskiy N.N., Gavrilova O.A. et al., Methodological foundations for the implementation of robotic systems in order to improve the efficiency of repairing tubing (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2021, no. 9, pp. 108–111, DOI: 10.24887/0028-2448-2021-9-108-111.

6. Patent RU 2736589 C1. Robot complex for ordinary maintenance and workover of wells, Inventors: Sen'kin A.S., Podgornyy S.A., Il'in K.O.

Рассмотрены вопросы выявления дефектов сварных соединений стенки вертикальных стальных резервуаров (РВС) для хранения нефти и нефтепродуктов при диагностировании их технического состояния. Отмечено, что ранее при строительстве основным методом контроля качества сварных швов была радиография, которая требует двустороннего доступа к сварному соединению. Применение этого метода ограничено при полном диагностировании и вообще невозможно при частичном диагностировании без опорожнения и очистки РВС. Поэтому в настоящее время ультразвуковой контроль занимает существенное место в составе применяемых методов обследования, в том числе при наличии одностороннего и двустороннего доступа к контролируемому объекту. Указаны достоинства и ограничения ультразвукового контроля стенки РВС. Отмечены проблемы, возникающие при использовании ультразвуковой дефектоскопии для выявления наиболее опасных дефектов – поверхностных и подповерхностных трещин в сварных швах. Рассмотрены возможности современных ультразвуковых технологий для визуализации таких трещин при частичном и полном диагностировании. Отмечена целесообразность корректировки чувствительности и некоторых других параметров ультразвукового контроля для повышения выявляемости приповерхностных трещин. Дано описание особенностей выявления продольных и поперечных трещин на прямолинейных участках стыковых сварных швов и в перекрестьях вертикальных и горизонтальных сварных швов стенки РВС. Показано, что для минимизации затрат на проведение контроля необходимо особенно тщательно подходить к выбору направления и шага сканирования. Показано, что для выявления продольных трещин сварных швов ультразвуковые преобразователи целесообразно ориентировать перпендикулярно оси шва, а для выявления поперечных трещин – под острым углом к этой оси.

References

1. Gurvich A.K., Ermolov I.N., Ul'trazvukovoy kontrol' svarnykh shvov (Ultrasonic inspection of welded seams), Kiev: Tekhnika Publ., 1972, 460 p.

2. Aleshin N.P., Fizicheskie metody nerazrushayushchego kontrolya svarnykh soedineniy (Physical methods of non-destructive testing of welded joints), Moscow: Mashinostroenie Publ., 2013, 574 p.

3. Lisin Yu.A., Shammazov A.M., Mastobaev B.N., Soshchenko A.E., Tekhnicheskaya diagnostika ob"ektov transporta nefti i nefteproduktov (Technical diagnostics of transport facilities for oil and oil products), St. Petersburg: Nedra Publ., 2011, 488 p.

4. Neganov A.V., Filippov O.I., Mikhaylov I.I. et al., Application of the TOFD method to monitor the transition welded joints of the vertical steel tank walls (In Russ.), Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 2019, T. 9, no. 3, pp. 306–314, DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-306-314

5. Introduction to phased array ultrasonic technology, Canada: Quebec, Olympus, 2007, 374 p.

6. Ginzel E., Ultrasonic time of flight diffraction, Waterloo, Ontario, Canada: Eclipse Scientific, 2013. 249 r.

7. Noble B., Methods based on the Wiener-Hopf technique for the solution of partial differential equations, Pergamon Press, 1958.

8. Miklowitz Ј., The theory of elastic waves and waveguides, Amsterdam-New York-Oxford, 1978, 618 r.

9. Aleshin N.P., Kirillov A.A., Mogil'ner L.Yu., Savelova E.P., General solution for the problem of scattering of elastic waves on a plane crack (In Russ.), Doklady Rossiyskoy akademii nauk. Fizika, tekhnicheskie nauki, 2021, V. 499, pp. 58–65, DOI: 10.31857/S2686740021040027

10. Aleshin N.P., Krys'ko N.V., Shchipakov N.A., Mogil'ner L.Yu., Optimization of mechanized ultrasonic testing parameters for extended welds (In Russ.), Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 2020, V. 10, no. 6, pp. 352–363.

11. Geyt A.V., Mikhaylov I.I., Mogil'ner L.Yu., Razvitie tekhnologii naruzhnogo diagnostirovaniya ob"ektov magistral'nykh nefteproduktoprovodov s primeneniem kompleksa metodov nerazrushayushchego kontrolya (Development of technology for external diagnostics of objects of main oil product pipelines using a complex of non-destructive testing methods), Proceedings of XXII All-Russian Scientific and Technical Conference on Non-Destructive Testing and Technical Diagnostics “Transformatsiya nerazrushayushchego kontrolya i tekhnicheskoy diagnostiki v epokhu tsifrovizatsii. Obespechenie bezopasnosti v izmenyayushchemsya mire” (Transformation of non-destructive testing and technical diagnostics in the era of digitalization. Ensuring safety in a changing world), Moscow, March, 3–5, 2020, Moscow: Spektr Publ., 2020, pp. 30–33.

В статье рассмотрены вопросы технической диагностики нефте- и газоперекачивающего оборудования. Представлены актуальные, по мнению авторов, современные проблемы диагностики оборудования, находящегося в работе. Проанализированы три основных тренда, обусловленные текущей ситуацией в области технической диагностики и промышленности в целом. Первое направление – переход от системы планово-предупредительных ремонтов к обслуживанию оборудования по фактическому техническому состоянию. Второе направление – автоматизация и цифровизация процессов, а также методы технической диагностики, которые можно применять в рамках безлюдных технологий при эксплуатации объектов. Отмечено, что с использованием применяемых в настоящее время методов диагностики полностью реализовать потенциал этого направления невозможно. Третье направление –поиск и разработка новых подходов к получению исходной информации при технической диагностике. В настоящее время основными исходными данными являются вибрация на поверхности оборудования, общие параметры работы агрегата, температура, реже – акустические параметры, информация о состоянии масла, электрические параметры работы электропривода. Большинство применяемых методов в той или иной мере относятся к косвенным способам, что снижает точность оценок, затрудняет автоматизацию, требует опытной наработки и зачастую высокой квалифиции специалистов. В статье предложен новый метод диагностики оборудования, который использует измерения усилий в определенных точках оборудования при помощи трехосевых тензодатчиков. Обработка измерений в режиме реального времени с использованием разработанных математических моделей позволяет определить точные координаты источника колебаний в пространстве, или дефектного узла. В совокупности с информацией о частоте и интенсивности колебаний можно идентифицировать дефект с высокой точностью. Рассмотрены модели и получены соответствующие формулы для определения местоположения в случае установки оборудования на четырех опорах и при использовании рамного фундамента.

Список литературы

1. РД-75.200.00-КТН-119-16. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт механо-технологического оборудования и сооружений НПС. – М.: ПАО «Транснефть», 2016 г.

2. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. – М.: Недра, 2001. – 475 с.

3. Saubanov O., Valeev A. The Monitoring System of an Actual Technical Condition for Pumping Units with Frequency Analysis // Procedia Engineering: Proceedings of the 3rd International Conference on Dynamics and Vibroacoustics of Machines, DVM 2016, Samara, 29 june – 01 2016. – Samara: Elsevier Ltd, 2017. – P. 144 – 149.

4. Паспорт Программы инновационного развития ПАО «Газпром» до 2025 г. – https://www.gazprom.ru/f/posts/97/653302/prir-passport-2018-2025.pdf

5. Барков А.В., Баркова Н.А., Азовцев Ю.А. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации. Учебное пособие. – СПб.: СПбГМТУ, 2004. – 156 с.

6. Разработка метода определения геометрического положения дефектов перекачивающего оборудования с применением удаленной тензометрии / А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2019. – № 3. – С. 11–15.

7. Апробация метода определения геометрического положения множественных дефектов перекачивающего оборудования с применением удаленной тензометрии / А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев, Р.М. Каримов [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2019. – № 4. – С. 5–10.

Одним из общепризнанных эффективных инструментов минимизации экологических проблем предприятий, в том числе нефтегазовой отрасли, является риск-ориентированный подход к управлению и выстраиванию системы экологического менеджмента. В статье рассмотрены международные и национальные инициативы в области охраны окружающей среды, побуждающие предприятия уделять больше внимания внедрению систем управления качеством окружающей среды и постоянному совершенствованию методологий определения и оценки экологических рисков с целью повышения обоснованности принятия управленческих решений. Проведен анализ особенностей управления экологическими рисками предприятий нефтегазовой отрасли на основании ряда критериев, таких как экологический менеджмент, воздействие деятельности на окружающую среду и открытость информации на основе изучения данных экологических отчетов, отчетов об устойчивом развитии, итогового рейтинга открытости нефтегазовых компаний России в сфере экологической ответственности (опубликованные на момент данной статьи). На основании данной информации проведен контент-анализ деятельности ряда нефтегазовых компаний в области экологических инициатив, экологического менеджмента и системы управления рисками. Выявлены общие закономерности и особенности рассматриваемого комплекса, организационные риски, с которыми сталкиваются предприятия в части построения системы планирования, мониторинга и анализа рисков. Предложены возможные инструменты для повышения управляемости системы, такие как автоматизация процесса идентификации, оценки, мониторинга и анализа рисков; интеграция с программными средствами моделирования бизнес-процессов; применение статистических методов оценки данных о рисках; анализ причинно-следственных связей проявления фактора риска; организация внутреннего аудита системы экологического менеджмента с учетом данных о рисках. Показано, что это позволит повысить оперативность и эффективность всей системы управления рисками.

Список литературы

1. Цели устойчивого развития. ООН и Россия: доклад о человеческом развитии в Российской Федерации/ Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации; под редакцией С. Н. Бобылева, Л. М. Григорьева, выпускающий редактор А. В. Голяшев. – Москва: Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации, 2016. – 293 с.

2. Основы государственной политики в области экологического развития Российской Федерации на период до 2030 года: (утв. Президентом РФ 30.04.2012). – http://www.consultant.ru

3. Галлямова Э.И. Оценка производственных рисков как метод управления безопасностью в нефтяной и газовой промышленности // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2016. – № 3. – С. 293–306. –http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/3_2016/ogbus_3_2016_p293-306_GallyamovaEI_ru.pdf

4. Буторин Н.Н., Павлов Д.А. Автоматизация риск-менеджмента // Вестник науки и образования. – 2018. – Т. 2. – № 5 (41). – С. 39–41.

5. Толстоногов А.А. Оценка воздействия экологических рисков на эффективность деятельности нефтяного комплекса // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-1. – С. 100–103. – http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id =36625.

6. Отчет в области устойчивого развития ПАО «НК «Роснефть» 2019 / ПАО «НК «Роснефть». 2020. – 234 с. – https://www.rosneft.ru/Development/reports/

7. Отчет об устойчивом развитии Группы «ЛУКОЙЛ» за 2019 год. ПАО «Лукойл». – 2020. – 187 с. – https://lukoil.ru/InvestorAndShareholderCenter/ ReportsAndPresentations/SustainabilityReport

8. Отчет Группы Газпром о деятельности в области устойчивого развития за 2019. ПАО «Газпром». – 2020. – 282 с. – https://www.gazprom.ru/f/posts/ 77/885487/sustainability-report-rus-2019.pdf

9. Отчет об устойчивом развитии  «Газпром нефть» 2019. ПАО «Газпром нефть». – 2020. – 180 с. – https://csr2019.gazprom-neft.ru/#future-oriented-company

10. Отчет об устойчивом развитии «Транснефть» 2019 / ПАО «Транснефть». –  2020. – 178 с. – https://www.transneft.ru/development/otchet-ob-ystoichivom-razvitii/

11. Музалевский А.А. Управление риском. – СПб.: РГГМУ, 2020 – 56 с.

12. Федоров А.Г. Введение в OLAP-технологии Microsoft / Алексей Федоров, Наталия Елманова. – М.: Диалог-МИФИ, 2002. – 268 с.

13. Адлер Ю.П., Шпер В.Л. Практическое руководство по статистическому управлению процессами. – М.: Альпина Паблишер, 2019. – 234 с.

14. Вейдер М. Инструменты бережливого производства II: Карманное руководство по практике применения Lean. – М.: ООО «Интеллектуальная литература», 2017. –  116 с.