Сейсморазведочные работы с целью изучения строения недр, прогноза вещественного состава пород, их насыщения. Вслед за возрастающей потребностью в изучении более сложных коллекторов развиваются методы интерпретации сейсмических данных. Для обеспечения прогноза литологических особенностей и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве получили распространение методы атрибутного анализа и петроупругого моделирования. Основой петроупругого моделирования является минерально-компонентная модель. В силу ограниченного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) в минерально-компонентной модели компоненты часто являются смесью различных минералов. Поэтому при петроупругом моделировании требуется дополнительная настройка табличных констант. Однако в базовом наборе инструментов сейсмического программного обеспечения настройка констант и коэффициентов в моделях не автоматизирована, а ручная настройка моделей более трудоемка и менее точна.

В статье рассмотрены результаты развития методики построения изотропных петроупругих моделей по результатам изучения керна и ГИС с поддержкой решения обратных задач (автоматическая настройка коэффициентов в рамках ограничений) для повышения качества прогноза при динамической интерпретации сейсмических данных. Представлен комплексный подход к подготовке кривых упругих характеристик для динамической интерпретации данных сейсморазведки и построению математических моделей для прогноза свойств геологического разреза с автоматизацией процессов контроля качества и достоверности получаемых изотропных петроупругих моделей. Предложены подходы к корректировке упругих свойств в интервалах разрушенного ствола скважины с учетом показаний каверномера. Дана схема построения петроупругих изотропных моделей с дополнительной настройкой упругих параметров в рамках ограничений, автоматизированным перебором сочетаний петроупругих подмоделей, подходящих для исследуемого разреза. Проведены результаты  тестирования алгоритма петроупругого моделирования с дополнительной настройкой упругих параметров в условиях ограничений. Сделаны выводы о более высоком качестве итоговой модели.

Список литературы

1. Мараев И.А. Комплексная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. – М.: РГГРУ имени Серго Орджоникидзе, 2013. – 95 с.

2. Mavko G., Mukerji T. and Dvorkin J. Rock Physics Handbook: Tools for Seismic Analysis in Porous Media. – Cambridge: Cambridge University Press, 2009. -

https://www.cambridge.org/core/books/rock-physics-handbook/ A53F53ADFDD5D72EF01A9E4C6E9454A7

3. Баюк И.О. Междисциплинарный подход к прогнозированию макроскопических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов углеводородов: дисс. … д-ра физ.-мат. наук. – М., 2013. – 228 с.

4. Шубин А.В. Методика изучения сложнопостроенных природных резервуаров на основе петроупургого моделирования и инверсии сейсмических данных: дисс. … канд. техн. наук. – М., 2014. – 146 с.

5. Успенская Л.А. Моделирование упругих свойств пород с учетом литологического состава и типа заполняющего флюида (на примере месторождений Урненско-Усановской зоны): дисс. … канд. геол.-минер. наук. – М.,  2014. – 123 с.

6. Синякина Ю.С. Обоснование петрофизических и петроупругих моделей тонкослоистых терригенных пород: дисс. … канд. геол.-минер. наук. – М., 2017. – 152 с. 

7. Куляпин П.С. Разработка интерпретационной и петроупругой моделей пород-коллекторов многокомпонентного состава и сложной структуры емкостного пространства: дисс. … канд. геол.-минер. наук. – М., 2016. – 135 с.

8. Havens J. Mechanical Properties of the Bakken Formation: the thesis for the degree of Master of Science (Geophysics). – Colorado School of Mines, 2012. – 109 c.

9. Лавренкова Н.В., Некрасова Т.В., Торопов А.С. Создание петрофизической основы для выполнения сейсмической инверсии – подготовка данных и моделирование упругих свойств // Доклад на конференции BalticPetroModel, 2012. – https://agora.guru.ru/display.php?conf=petromodel-2012&page=program&PHPSESSID=c00k19...

10. От моделирования физики карбонатных пород к 3D прогнозированию их типов пор и трещин в земных недрах / Г. Моррис, Р. Надиров, С. Пейн, М. Кумар // Доклад на конференции BalticPetroModel, 2012. - https://agora.guru.ru/display.php?conf=petromodel-2012&page=program&PHPSESSID=c00k19...

11. Федотов С., Копытов М., Некрасова Т. Роль и значение классической петрофизической интерпретации и современного моделирования физических свойств горных пород (Rock Physics) в прогнозе свойств коллекторов при помощи методов сейсмических инверсий // Доклад на конференции BalticPetroModel, 2012. - https://agora.guru.ru/display.php?conf=petromodel-2012&page=program&PHPSESSID=c00k19...

12. Баюк И.О., Шехтман Г.А. Петрофизические основы многоволновой сейсморазведки // Доклад на конференции BalticPetroModel, 2014. - https://agora.guru.ru/display.php?conf=petromodel&page=conference&PHPSESSID=i3ht6hrb...

13. Совершенствование методов атрибутного анализа и петроупругого моделирования / О.В. Надеждин, И.Д. Латыпов, Г.Г. Елкибаева [и др.]. – М.: ПАО «НК «РОСНЕФТЬ», 2019.

Статья посвящена 40-летнию с момента открытия Приобского нефтяного месторождения – одного из уникальнейших месторождений Российской Федерации. Приобское месторождение относится к категории уникальных не только по объему запасов, уникальным его делает и интереснейшая история освоения и разработки. 40 лет назад месторождение открыто по результатам испытаний разведочной скв. 151Р, которая доказала наличие промышленных запасов углеводородов. Несмотря на это, к разработке месторождения очень долго не могли подступиться из-за труднодоступности района, необходимости «с нуля» создавать инфраструктуру, прокладывать дороги, трубопроводные сети и др. Кроме того, большая часть запасов месторождения относится к категории трудноизвлекаемых, коллекторы характеризуются очень сложным геологическим строением и низкой проницаемостью. В настоящее время Приобсокое месторождение представляет собой  целый индустриальный район с несколькими цехами добычи и подготовки, базами процессных управлений и подрядных организаций; создана крупнейшая промышленная инфраструктура. Освоение данного месторождения – это длительный путь, на котором с получением новых знаний и развитием технологий неоднократно менялись принципиальные проектные решения и подходы к разработке. На сегодня Приобское месторождение является одним из ключевых месторождений нашей страны и компании «ПАО «НК «Роснефть», обеспечивая 13 % годовой добычи нефти компании. Кроме того, месторождение – передовой полигон испытания и внедрения технологий разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов. Положительные результаты опытных работ транслируются на аналогичные участки месторождений компании «Роснефть».  В статье приведены краткая история и описание основных вех развития, обзор причин, которые привели к принципиальным изменениям и эволюции принимаемых проектных решений.

Список литературы

1. Ветераны геологоразведки вспомнили, как было открыто Приобское месторождение // Новости Югры. ‒ 2017. ‒ № 4. – https://ugra-news.ru/article/ 03042017/46313/

2. Янин А.Н. Гидроразрыв пласта – прорывная технология! К 30-летию с начала массового применения ГРП на месторождениях Западной Сибири // Бурение и Нефть. – 2018 – №7 – С. 20–27.

3. Этапы совершенствования технологии гидроразрыва пласта на Приобском нефтяном месторождении ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Е.Ю. Зиатдинова, Е.Л. Егоров, П.А. Осоргин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 5. – С. 75-79. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-75-79

В результате стремительного развития цифровизации в нефтегазовой отрасли становятся доступными новые возможности для повышения эффективности производственных процессов. Технологии дополненной и смешанной реальности эффективно применяются не только в научных исследованиях, но и в производственной сфере. Дополненная реальность, или AR-технология, – это смешение окружающей действительности с виртуальными объектами, которые созданы с применением компьютерных систем. AR-технологии можно использовать, например, для инспектирования производственных площадок, технического обслуживания оборудования, мониторинга технологических процессов, а также для обучения персонала с более детальной фокусировкой на наиболее важных аспектах обучения, формирования навыков проведения работ на опасном производственном объекте. Нефтегазовые компании начинают активно развивать различные направления с использованием технологии дополненной реальности в обучении, дистанционной помощи при выполнении сложных и опасных работ, контроле качества работ, а также обеспечивается возможность быстрого доступа к экспертным консультациям или базам знаний. Технологии дополненной реальности полезны как высококвалифицированным специалистам, инженерам, так и рабочим. На практике AR-технологии реализуются в виде интерактивных тренажеров, специальных мобильных приложений и компьютерных моделей, а возрастающее количество носимых сотрудниками устройств, например, смартфонов и планшетов, в еще большей степени способствует внедрению дополненной реальности в отрасли. Сочетание дополненной реальности с другими перспективными технологиями, такими как интернет вещей, большие данные и искусственный интеллект, дает значительные преимущества для создания более целостных технических решений.

В статье рассмотрена разработка обучающих AR-тренажеров, которые применяются для формирования навыков снижения рисков при выполнении работ на опасных производственных объектах, а также для предупреждения аварийных ситуаций. Применение дополненной реальности в этих целях является актуальным и открывает перспективы для существенного повышения эффективности процессов обучения за счет гибкости и настройки обучения под каждого работника. 

Список литературы

1. Исаченко Н.Н., Хисматуллина И.З. Дополненная реальность как один из современных технологических трендов нефтяной промышленности // Научное обозрение. – 2018. – № 1. – С. 13.

2. Королева О.Б. Оценка результативности подготовки персонала // Контроль качества продукции. – 2009 - № 5 – С. 12–15.

3. Фролов В.А. Перспективы использования технологии дополненной реальности в промышленности // Труды IX международной научно-практической конференции «Инновационное развитие российской экономики». – М., 2016. – С. 304–305.

4. Пат. РФ ПрЭВМ2021665813. Программный комплекс обучающих тренажеров дополненной реальности / А.В. Катермин, А.А. Палагута, Р.М. Еникеев, С.С. Шубин, Р.Р. Хабибуллин, В.Ф. Закиров, А.В. Куршев, А.В. Анпилогов, К.О. Ильин, С.Х. Марданов, Е.В. Белобородова, Е.М. Голубев, А.М. Зайкин; заявитель и патентообладатель ПАО АНК «Башнефть». – № 2021662496; заявл. 06.08.2021; опубл. 04.10.2021.

5. Зенкевич А. Цифровые технологии для обучения производственного персонала // Control engineering Россия. – 2018. - № 6 (78). – С. 68-71.

6. Дорожная карта развития «сквозной» цифровой технологии «Технологии виртуальной и дополненной реальности». – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_335562/ (дата обращения 10.03.2022).

7. Хабибуллина С.А., Козлова Е.М. Построение системы обучения в компании. // Управление развитием персонала. – 2009. – № 3 (19). – С. 198–204.

В статье рассмотрены особенности реализации комплексного подхода к процессу испытания новых технологий в области обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин и ремонтно-изоляционных работ (РИР) в ПАО «НК «Роснефть». Дано описание результатов реализации комплексного подхода к оптимизации процесса подбора, испытания и внедрения новых технологий. Проанализированы особенности геолого-физических условий продуктивных объектов воздействия в зависимости от нефтегазоносной провинции. Представлены используемые базовые технологии ОПЗ скважин и РИР. Определены условия, влияющие на эффективность их применения. Сформированы приоритетные направления технологического развития, такие как интенсификация притока в низкопроницаемых или низкотемпературных кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторах, ОПЗ на объектах, содержащих трудноизвлекаемые запасы, ограничение водо- и газопритока по продуктивному пласту, восстановление целостности обсадных колонн и цементного кольца в условиях большой протяженности негерметичных интервалов. Оптимизирован порядок проведения опытно-промысловых испытаний новых технологий ОПЗ скважин и РИР, включающий семь основных этапов (от выявления проблемы применения базовой технологии до тиражирования результатов применения в компании «Роснефть»). Проведена классификация методов воздействия на призабойную зону пласта. Сформирован комплекс необходимых исследовательских работ, разработаны типовые формы программ испытания, определены базовые критерии и прогнозные показатели эффективности, обеспечено научно-методическое сопровождение испытаний новых технологий. Приведен ряд примеров успешного испытания технологий ОПЗ (с химическим потокоотклонением в неоднородных карбонатных коллекторах, с применением замедленных кислотных составов, с применением модифицированных кислотных составов для низкотемпературных кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторов, а также технологии для низкопроницаемых терригенных коллекторов) и РИР (ограничение водопритока в монолитных терригенных пластах, комплексные технологии в горизонтальных скважинах). Отмечены перспективы развития рассмотренных технологий в ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Фоломеев А.Е., Вахрушев С.А., Михайлов А.Г. Об оптимизации кислотных составов для применения в геолого-технических условиях месторождений ОАО «АНК Башнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 108–112.

2. Фоломеев А.Е. Совершенствование технологии кислотного воздействия на высокотемпературные карбонатные коллекторы: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2020. – 202 с.

3. Снижение негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивные объекты Соровского месторождения путем их модификации / А.Е. Фоломеев, С.А. Вахрушев, А.Р. Хатмуллин [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 26–37. –  https://doi.org/10.18799/ 24131830/2022/2/3328

4. Актуальные задачи и решения ОАО «НК «Роснефть» в области ремонтно-изоляционных работ и ограничения водопритока/ М.В. Крайнов, С.Е.Горячев, В.А. Алексеева [и др.] // Инженерная практика. – 2014. – № 5. – С. 104–116.

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

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

7. Нигматуллин Т.Э., Шаймарданов А.Р., Аханкин И.Б. Ремонтно-изоляционные работы для обеспечения проведения геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу (на примере ООО «РН-Уватнефтегаз») // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 12. – С. 63–68.

8. Подбор тампонажных составов для проведения ремонтно-изоляционных работ в низкопроницаемых интервалах / В.А. Шайдуллин, Е.А. Левченко, О.И. Валиева, И.А. Ахмеров // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 94–98. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-94-98

9. Применение стеклопластиковой колонны-летучки для восстановления герметичности эксплуатационных колонн / А.В. Сахань, Д.П. Щербаков, С.А. Воробьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 132–136. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-11-132-136

10. Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2007. – 612 с.

11. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. – М.: Недра, 1966. – 220 c.

12. Уметбаев В.Г., В.Ф. Мерзляков, Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. – 424 с.

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

14. Симулятор для моделирования и оптимального проектирования большеобъемных селективных кислотных обработок карбонатных коллекторов / Г.Т. Булгакова, Р.Я. Харисов, А.Р. Шарифуллин, А.В. Пестриков // Научно-технический вестник ОАО «Роснефть». ‒ 2010. – № 2. ‒ С. 16‒20.

15. Harrison N.W. Diverting Agents – History and Application //JPT. - 1972. - V. 24(5). – pp. 593 – 598. - https://doi.org/10.2118/3653

16. Hill A.D., Rossen W.R. Fluid Placement and Diversion in Matrix Acidizing // SPE-27982. – 1994.

17. Gelled Acid vs. Self-Diverting Systems for Carbonate Matrix Stimulation: an Experimental and Field Study / A.E. Folomeev, I.A. Taipov, A.R. Khatmullin [et al.] // SPE–206647. – 2021. - https://doi.org/10.2118/206647-MS

18. Имамутдинова А.А., Хатмуллин А.Р., Фоломеев А.Е. Оптимизация технологии кислотного воздействия для условий высокотемпературных терригенных коллекторов // Практические аспекты нефтепромысловой химии. Сборник тезисов докладов научно-практической конференции. – Уфа: Фонд поддержки и развития науки Республики Башкортостан, 2022. – С. 57-58.

19. Подбор технологии ограничения водопритока в терригенных пластах с монолитным строением / В.А. Шайдуллин, Р.М. Камалетдинова, Р.Ф. Якупов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 7. – С. 34–38.

20. Опыт планирования и проведения РИР по ограничению водопритока/ И.П. Мориков, А.В. Сахань, Д.П. Щербаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – № 11. – 2014. – С. 62–64.

21. Исследование кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбонатные коллекторы месторождения им Р. Требса / С.А. Вахрушев, А.Е. Фоломеев, Ю.А. Котенев, Р.М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 112–117.

Значительное число крупнейших нефтяных месторождений в России находится на поздней стадии разработки. Эксплуатация низкодебитных скважин ведется преимущественно штанговыми насосными установками. Своевременная диагностика технического состояния и условий работы насосного оборудования является важным условием обеспечения рентабельной разработки месторождения. В статье рассмотрен новый подход к диагностике штанговых установок, основанный на математическом моделировании их работы и построении теоретических динамограмм. Путем варьирования параметров, характеризующих осложняющие факторы, проанализированы конфигурации динамограмм при эксплуатации насосного оборудования в различных условиях (утечки в нагнетательной и приемной части насоса, высокая и низкая посадка плунжера в цилиндре). Установлено, что утечки через клапаны насоса значительно влияют на конфигурацию линий нагрузки и разгрузки насосных штанг на динамограмме, причем с увеличением объемных потерь подачи вследствие утечек в нагнетательном клапане возрастает длина линии восприятия нагрузок. Рост потерь подачи при утечках во всасывающем клапане приводит к увеличению длины линии разгрузки штанг. Показано, что оценка объема утечек через клапаны насоса по динамограмме позволяет принять обоснованное решение об оптимизации режима работы скважины, проведению текущего ремонта. Проанализирована конфигурация динамограмм при высокой посадке с выходом плунжера из цилиндра насоса, ударе плунжера о клетку всасывающего клапана в конце хода вниз при низкой посадке. Показано, что построение теоретических динамограмм и их сопоставление с фактической позволяет рассчитать длину хода полированного штока, сопровождающегося выходом плунжера из цилиндра (ударом плунжера о клетку всасывающего клапана). Для рассмотренных примеров показаны принципы решения задач количественной диагностики и выдачи рекомендаций по корректировке технологического режима с целью его оптимизации. Разработанный подход направлен на повышение информативности диагностики и мониторинга штанговых установок по устьевой динамограмме, что особенно актуально для скважин, работающих в осложненных условиях эксплуатации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Подходы к обоснованию выбора области применения нетрадиционных, механизированных способов эксплуатации скважин / М.Г. Волков, Р.С. Халфин, А.С. Топольников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 96-100. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-3-96-100

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. 46-49.  - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-46-49

3. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки// Известия вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 3. – С. 25–29.

4. Li K., Han Y., Wang T. A novel prediction method for down-hole working conditions of the beam pumping unit based on 8-directions chain codes and online sequential extreme learning machine // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 160. – P. 285-301. -https://doi.org/10.1016/ j.petrol.2017.10.052

5. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С . 90–93.

6. Новый метод количественной диагностики технического состояния установок скважинных штанговых насосов 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. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-118-122

7. 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. -https://doi.org/ 10.24887/0028-2448-2021-1-57-61

8. Chen Z., White L.W., Zhang H. Predicting sucker-rod pumping systems with Fourier series. // SPE Production & Operations – 2018. – V. 33. – P. 928-940.

9. Оптимизация технологического режима установок скважинных штанговых насосов с комбинированной стеклопластиковой штанговой колонной / Э.О. Тимашев, К.Р. Уразаков, А.В. Лушников, Д.К. Евдокимов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 57-61. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-1-57-61.

10. Акрамов Т.Ф., Яркеева Н.Р. Борьба с отложениями парафиновых, асфальтосмолистых компонентов нефти // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 4. – С. 67-72.

11. Model predictive automatic control of sucker rod pump system with simulation case study / В. Hansen, B. Tolbert, C. Vernon [et.al] // Computers and Chemical Engineering. – 2019. – V. 121. – P. 265-284- https://doi.org/10.1016/j.compchemeng.2018.08.018

12. 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. - https://doi.org/10.5510/OGP20170400333

13. Зюзев А.М., Текле С.И. Динамические симуляторы в задачах диагностики штанговых глубиннонасосных установок // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 1. – С. 168-177. - https://doi.org10.18799/24131830/2022/1/3285

Предложен новый подход к рентгенофазовому анализу (РФА), позволяющий более точно идентифицировать тип и количественно оценивать фазовый состав мелкодисперсных частиц. Новый подход заключается в создании усредненной дифрактограммы на основе серии измерений, полученных при различных азимутальных углах наклона образца. Это дает возможность более точно оценить весовую долю мелкодисперсных частиц, содержание которых мало. В статье рассмотрено расширение возможностей предложенного подхода РФА и его применение для анализа минеральных отложений, на поверхности нефтепромыслового оборудования. Установлено, что традиционный метод съемки дифрактограмм минеральных отложений (материал анода рентгеновской трубки – медь; излучение – Kα) приводит к их флуоресценции, при которой существенно поглощаются дифракционные рефлексы присутствующих фаз. В результате трактовка дифрактограмм часто приводит к ошибкам. На основе теоретического анализа параметров, позволяющих управлять интенсивностью регистрируемых рентгеновских квантов, показаны пути получения оптимальных рентгеновских спектров с точки зрения соотношения интенсивности рефлексов и фонового излучения. Приведен алгоритм проведения количественной оценки фаз в результате уточнения формы и размера зерен-кристаллитов, возможной кристаллографической текстуры, фактора Дебая – Уоллера, заселенности кристаллической решетки атомами и их смещений. Для оценки точности и достоверности полученных данных, впервые количественные результаты РФА пересчитаны в оксидные формы и сопоставлены с данными рентгенфлуоресцентной спектрометрии. Показана удовлетворительная сходимость. Для дополнительной верификации полученных результатов применены методы растровой электронной микроскопии. Предложенный подход позволяет получать расширенные сведения о типе и количественном соотношении фаз, что открывает новые возможности для изучения механизмов коррозии и солеотложения на сталях нефтепромыслового оборудования.

Список литературы

1. Маркин А.Н., Суховерхов, С.В. Бриков А.В. Нефтепромысловая химия: аналитические методы. – Южно-Сахалинск: Сахалинская областная типография, 2016. – 212 с.

2. Бриков А.В., Маркин А.Н. Нефтепромысловая химия: практическое руководство по борьбе с образованием солей. – М.: Де Либри, 2018. – 335 с.

3. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков [и др.]. – Уфа: изд-во научно-технической литературы, 2003. – 302 с.

4. Нефтепромысловая химия. Современные методы борьбы с солеотложениями в добыче нефти / Г.Р. Пучина, В.В. Рагулин, А.И. Волошин [и др.]. – Уфа: Башкирская энциклопедия, 2020. – 72 с.

5. Мониторинг и управление осложненным фондом на основе информационной системы «Мехфонд» ПАО «НК «Роснефть» / М.Г. Волков, А.Ю. Пресняков, И.Г. Клюшин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 90–94. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-90-94

6. Новый подход к анализу глинистых минералов в горных породах методом рентгеновского рассеяния / В.Д. Ситдиков, А.А. Николаев, Е.А. Колбасенко[и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19, № 5. – С. 75–83. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-5-75-83

7. Горелик С.С, Скаков Ю.А., Расторгуев Л.Н. Рентгенографический и электронно-оптический анализ. – М.: МИСИС, 1994. – 328 с.

8. Нахмансон М.С., Фекличев В.Г. Диагностика состава материалов рентгендифракционными и спектральными методами. – Л.: Машиностроение. – 1990. – 356 с.

9. Микроструктура и кристаллографическая структура ферритной стали, подвергнутой коррозионному разрушению под нагрузкой / В.Д. Ситдиков, А.А. Николаев, Г.В. Иванов [и др.] // Письма о материалах. – 2022. – Т. 12. – № 1.– С. 65–70.

10. Zevin L.S., Kimmel G. Quantitative X–Ray Diffractometry. – Springer Science & Business Media, 2012. – 372 p.

 11. Sitdikov V.D., Murashkin M.Yu., Valiev R.Z. New X–Ray technique to characterize nanoscale precipitates in aged aluminium alloys // J. Mater. Eng. Perfоrm. – 2017. – V. 26. – No. 10. – P. 4732–4737. - https://doi.org/10.1007/s11665-017-2915-0

12. Using x–ray diffraction to identify precipitates in transition metal doped semiconductors / S. Zhou, K. Potzger, G. Talut [et al.] // J. Appl. Phys., 2008. – V. 103(7). – 07D530. - https://doi.org/10.1063/1.2828710

13. Rietveld H.M. A Profile Refinement Method for Nuclear and Magnetic Structures // J. Appl. Crystallogr. – 1969. – V. 2. – P. 65–71. – https://doi.org/10.1107/ S0021889869006558

14. Refinement strategy for Quantitative phase analysis of partially amorphous zeolitized tuffaceous rocks / R. Snellings, L. Machiels, G. Mertens, J. Elsen // Geologica Belgica. – 2010. – V. 13/3. – P. 183–196.

15. Dollase W.A. Correction of Intensities for Preferred Orientation in Powder Diffractometry: Application of the March Model // Journal of Applied Crystallography, - 1986. - V. 19. -P. 267-272. – https://doi.org/10.1107/S0021889886089458

16.  Para T.A.,  Sarkar S.K. Challenges in Rietveld Refinement and Structure Visualization in Ceramics, in Advanced Ceramic Materials. London, United Kingdom: IntechOpen, 2021, 296 р. – doi: 10.5772/intechopen.96065

17. Analysis of the Mineral Compositions of Swell-Shrink Clays from Guangxi Province, China / Zeng Z., Lu H., Zhao Y., Qin Y. // Clays and Clay Minerals. - 2020. - V. 68. - P. 161–174. – https://doi.org/10.1007/s42860-019-00056-7

Представлены результаты работ, проведенных в ООО «РН-БашНИПИнефть» в области исследования микроструктуры, кристаллографической текстуры, уровня и анизотропии прочностных свойств трубопроводной стали, комплексный анализ которых позволяет установить причины и механизмы разрушения стальных муфт НКТ. Предложено совместное применение методов растровой электронной микроскопии (РЭМ), рентгеноструктурного анализа (РСА), рентгенфлуоресцентного анализа и компьютерного моделирования. В результате сравнительного анализа полученных данных о внутреннем строении стали в подверженных коррозии областях, выявлены механизмы и причины разрушения. Методом РЭМ в результате обследования характера излома и микротрещин, определения размера и типа неметаллических включений, среднего размера и взаимной ориентации зерен стали, элементного состава продуктов коррозии, установлено разрушение муфты НКТ по механизму коррозионного растрескивания под напряжением (КРН). С использованием РСА показано, что в материале изготовленной методом формовки муфты НКТ преимущественная ориентация зерен в зоне излома и в свободной от трещины области существенно различается. В результате анализа процессов текстурообразования установлено, что в верхних слоях муфты НКТ, около зоны излома, имеются следы протекания процессов возврата и рекристаллизации, приводящие к локальному разупрочнению муфты НКТ при формовке. При этом обнаружены нарушения технологических режимов формовки, которые привели к формированию однородного типа кристаллографической текстуры, вплоть до половины толщины стенки муфты НКТ, что способствовало снижению устойчивости материала к распространению микротрещин. В других областях, где отсутствуют следы КРН, выявлено формирование различных типов кристаллографической текстуры вдоль всей толщины стенки муфты НКТ. Анализ текстурных коэффициентов и построения двумерных проекций контуров текучести показал относительно низкое значение предела текучести в области излома в направлении продольной оси муфты НКТ. Сделан вывод, что локальное разупрочнение материала, избирательно однородная кристаллографическая текстура по толщине стенки трубы, а также низкий уровень и сильная анизотропия прочностных свойств на внешней поверхности стенки, привели к появлению и распространению трещины вдоль продольной оси муфты НКТ, находящейся под давлением.

Список литературы

1. Коррозия внутрискважинного оборудования в сероводородсодержащих средах / В.Э. Ткачева, А.Н. Маркин, Д.В. Кшнякин [и др.] // Практика Противокоррозионной Защиты. ‒ 2021. – 26(2). – С. 7–15. – https://doi.org/ 10.31615/j.corros.prot.2021.100.2-1

2. Okyere M.S. Corrosion Protection for the Oil and Gas Industry: Pipelines, Subsea Equipment, and Structures. ‒ CRC Press, 2019. ‒ 186 p.

3. Медведева М.Л., Мурадов А.В., Прыгаев А.К. Коррозия и защита магистральных трубопроводов и резервуаров. ‒ М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. ‒ 250 с.

4. Kocks U.F., Tomé C.N., Wenk H.-R. Texture and Anisotropy. Preferred Orientations in Polycrystals and their Effect on Material Properties. ‒ Cambridge University Press, 1998. ‒ 688 р.

5. Raabe D., Lüucke K. Textures of ferritic stainless steels // Mater.Sci. Technol. ‒ 1993. ‒ No. 9. ‒ С. 302–312. ‒ https://doi.org/10.1179/mst.1993.9.4.302

6. Raabe D. Overview on basic types of hot rolling textures of steels // Steel research International. ‒ 2003. ‒ No. 74. – С. 327–337. ‒ https://doi.org/10.1002/srin.200300194

7. Microstructure and crystallographic structure of ferritic steel subjected to stress-corrosion cracking / V.D. Sitdikov, A.A. Nikolaev, G.V. Ivanov [et al.] // Letters on Materials. 2022. ‒ No. 12 (1). – C. 65–70. - https://doi.org/10.22226/2410-3535-2022-1-65-70.

Продукция добывающих скважин Русского месторождения характеризуется аномально высокими плотностью и вязкостью. Для ее сбора и безаварийного межпромыслового транспорта необходимо применение специальных методов, обеспечивающих снижение вязкость. Трубопроводный транспорт нафтеновой нефти Русского месторождения осложняется также климатическими условиями (низкие температуры), особенно при надземной прокладке трубопроводов. При снижении температуры транспорта вязкой нефти до температур начала кристаллизации парафина в перекачиваемой жидкости начинает появляться твердая фаза – кристаллы парафиноподобных конгломератов, прилипающих к внутренней поверхности нефтепровода. На нефтепроводах, перекачивающих реологически сложные нефти, традиционно применяются специальные технологии перекачки. Для снижения вязкости и температуры застывания нефтей используют присадки различного типа или их смешивание с легкими нефтями и/или газоконденсатами, добываемыми в близлежащих регионах.

В статье рассмотрены вязкостно-температурные особенности нефтегазоконденсатных смесей продукции скважин Русского месторождения. Регулирование фазовых переходов осуществляется введением в нефтяную систему газового конденсата, добываемого на Русском месторождении в больших объемах. Исследование реологических характеристик исходных нефти и газоконденсата и их смесей позволило определить оптимальное соотношение перекачиваемых жидкостей для безопасного трубопроводного транспорта скважинной продукции. Результаты изучения дифференциального давления при динамическом режиме моделирования перекачки нефти и ее смесей с газоконденсатом в условиях последовательного снижения температуры подтвердило данные реологического определения температуры начала кристаллизации парафинов в смеси с нафтеново-масляной фракцией. Эффективность ингибирования образования асфальтосмолопарафиновых отложений в потоке перекачиваемой жидкости также подтверждено методом Cold finger test.

Список литературы

1. Биомаркеры и адамантаны в нефтях из сеноманских отложений Западной Сибири / В.А. Каширцев, И.И. Нестеров, В.Н. Меленевский [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 1227–1235.

2. Выделение адамантановых углеводородов из нефти сеноманских отложений Русского месторождения / О.Н. Бакланова, А.В. Лавренов, В.А. Каширцев [и др.] // Нефтехимия. – 2016. – Т. 56. – № 2. – С. 115–119. – https://doi.org/10.7868/S0028242116020039

3. Углеводородный состав и структурные характеристики смол и асфальтенов нафтеновых нефтей севера Западной Сибири / Г.С. Певнева, Е.А. Фурсенко, Н.Г. Воронецкая [и др.] // Геология и геофизика. – 2017. – Т. 58. – № 3–4. – С. 522–532. – https://doi.org/10.15372/GiG20170315

4. Применение депрессорных присадок при транспорте высокопарафинистой нефти / Е.А. Шафикова, Н.Г. Беленкова, И.М. Арсланова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 90–93. – https://doi.org/10.24887/ 0028-2448-2020-10-90-93

5. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии. Под ред. Р.З. Сафиевой, Р.З. Сюняева - М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 580 с.

6. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. – М.: Наука, 1984. – 260 с.

7. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. – М.: Институт компьютерных исследований, 2003. – 328 с.

8. Изучение осаждающего влияния н-гексана на асфальтены нефти Западно-Салымского месторождения / О.С. Кузьменко, М.Г. Кульков, Ю.В. Коржов, С.В. Нехорошев // Вестник Югорского гос. университета. – 2016. – Вып. 3 (42). – С. 26–34.

В статье представлены результаты анализа геологического строения и нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых. Проанализирована изученность акватории и материкового обрамления шельфа комплексными геолого-геофизическими методами и бурением. Показано, что степень изученности шельфа сейсморазведкой является низкой, а глубокое бурение проводилось в основном на суше, где открыты небольшие залежи нефти в пермских отложениях. В Хатангском заливе с о. Большой Бегичев пробурена только одна скв. Центрально-Ольгинская-1, открывшая крупное нефтяное месторождение также в пермских отложениях. Из-за недостатка информации в числе спорных остаются вопросы тектоники, стратификации осадочных комплексов и возраста складчатого основания шельфа моря Лаптевых. Это связано с незавершенностью регионального этапа геолого-разведочных работ. По результатам анализа геологических материалов сделан вывод, что наибольшими перспективами нефтегазоносности обладают Хатангская, Притаймырская и Омолойская структурно-формационные зоны, в которых кайнозойские дельтовые резервуары сочленяются с верхнепалеозойско-мезозойскими блоками. С палеодельтами могут быть связаны литологические ловушки углеводородов. Существует вероятность открытия залежей углеводородов в палеозойских отложениях, протянувшихся на шельф в составе промежуточного структурного этажа. В рамках регионального этапа геолого-разведочных работ предложено выполнить сейсморазведочные работы 2D методом общей глубинной точки с высокой плотностью сети сейсмопрофилей и пробурить параметрическую скважину на мезозойские отложения на одном из локальных объектов в переходной Хатангской зоне. Поисково-оценочное бурение с максимальным вскрытием терригенных пермских отложений рекомендуется провести на Бегичевской структуре. Технологические возможности и опыт крупнейших нефтегазовых компаний в области бурения наклонно направленных скважин с берега (острова) позволяют реализовать такой проект и решить поставленные геологические задачи, выполнить оценку ресурсов углеводородов в море Лаптевых на качественно новом уровне.

Список литературы

1. Шельфовые осадочные бассейны Российской Арктики: геология, геоэкология, минерально-сырьевой потенциал / С.И. Шкарубо, Г.А. Заварзина, О.Н. Зуйкова и [др.]. – СПб: Реноме, 2020. – 544 с.

2. Пронкин А.П., Савченко В.И., Шумский Б.В. Перспективы нефтегазоносности Хатангского залива // Offshore Russia – 2013. – С.18–22.

3. Новые данные о геологическом строении и нефтегазоносности Хатангской мезовпадины и сопредельной акватории моря Лаптевых / А.П. Пронкин, В.И. Савченко, А.В. Ступакова и [др.] // Природные ресурсы Красноярского края. – 2014. – № 23. – С. 57–62.

4. Перспективы нефтегазоносности юго-западной части моря Лаптевых / Е. Васильева, В. Понина, Е. Петрушина, А. Садовников // Offshore Russia. – 2017. – С. 18–22.

5. Дзюбло А.Д., Никитин Б.А. Перспективы освоения газовых ресурсов шельфа Арктических морей // Вестник газовой науки. – 2017.– № 4. – С. 15–24.

6. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых / М.Б. Скворцов, А.Д. Дзюбло, О.В. Грушевская и [др.] // Геология нефти и газа. – 2020. – № 2. – С. 34–44

7. Дзюбло А.Д. Нефтегазоносность и геолого-геофизические модели шельфа Российской Арктики и Дальнего Востока. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2018. – 235 с.

8. Новый взгляд на геологическое строение осадочного чехла моря Лаптевых / Л.А. Дараган-Сущова, О.В. Петров, Ю.И. Дараган-Сущов, Д.Д. Рукавишникова // Региональная геология и металлогения. – 2010. – № 41. – С. 5–17.

9. ГРР в Арктике: ресурсный потенциал и перспективные направления / П.Н. Мельников, М.Б. Скворцов, М.Н. Кравченко и [др.] // Neftegaz.RU. – 2020. – №1 (97).

10. Итоги геологоразведочных работ на Арктическом шельфе России в период с 2014-2019 гг. и перспективы проведения работ на ближайшее время / П.Н. Мельников, М.Б. Скворцов, М.Н. Кравченко и [др.] // Геология нефти и газа. – 2019. – № 6. – С. 33–46. – https://doi.org/10.31087/0016-7894-2019-6-5-18

Опыт бурения горизонтальных и субгоризонтальных скважин в интервале ачимовских отложений свидетельствует о высоком риске осложнений и аварий. Это связано со сложностью горно-геологических условий, наличием аномально высокого пластового давления, узким безопасным интервалом плотности раствора. В настоящее время отсутствует единое мнение о причинах нарушения стенок скважины в интервале ачимовских отложений. Одни исследователи считают, что причиной возникновения осложнений является механическое воздействие бурильных труб на стенки скважины, другие – относят к основным факторам физико-химическое взаимодействие стенок скважин с промывочной жидкостью, механическое воздействие бурильного инструмента, напряженное состояние горных пород. В качестве причины потери стабильности стенок скважины выделяют также силы трения между частицами породы. Одной из причин разупрочнения глинистых пород считается процесс проникновения бурового раствора, что приводит к возникновению расклинивающего давления в горной породе и потере стабильности ствола скважины. Таким образом, несмотря на большое количество научных работ, связанных с укреплением стенок скважин в интервале ачимовских отложений, данная проблема остается нерешенной и требует дальнейших исследований.

В статье рассмотрен план мероприятий, разработанный для снижения риска возникновения осложнений и аварий при бурении горизонтальных скважин на Луцеяхском месторождении. На первом этапе выполняется геомеханическое моделирование устойчивости стенок скважины, позволяющее определить окно безопасной плотности бурового раствора по всему стволу скважины. Второй этап заключается в совершенствовании гидравлической программы, определении режима очистки ствола скважины от выбуренной породы и выборе оптимальных реологических параметров. На третьем этапе разрабатываются рецептуры буровых растворов для бурения в интервалах ачимовских отложений. При оценке непроизводительного времени бурения (НПВ) интервалов ачимовских отложений на соседних месторождений установлено, что в среднем оно составляет 23 сут. Разработанный комплексный подход к безаварийному бурению горизонтальных скважин позволил сократить НПВ, обусловленное геологическими факторами, до 3 сут.

Список литературы

1. Петрова Н.В., Ершов С.В., Карташова А.К. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи Западно-Нерутинской нефтегазоносной зоны // Геология нефти и газа. – 2018. – № 2. – С. 41–50.

2. Хуббатов А.А., Гайдаров А.М., Норов А.Д. К вопросу об устойчивости глинистых пород // Территория Нефтегаз. – 2014. – № 5. – С. 22–32.

3. Нежданов А.А., Горбунов С.А., Пономарев В.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. – М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. – 247 с.

4. Best Practice of Horizontal Well Construction Operations for the Challenging, High-Pressure Achimov Formation of Urengoyskoe Field / P. Dobrokhleb, A. Ablaev, D. Chetverikov [et al.] // SPE–171265-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171265-MS

5. Системный инженерный подход к бурению делает невыполнимое возможным: опыт бурения горизонтальных скважин на ачимовские отложения Уренгойского месторождения / П.Ю. Доброхлеб, В.В. Крецул, С.Ю. Дымов [и др.] // SPE–176508-RU. – 2015. – https://doi.org/ 10.2118/176508-MS

6. Задачи исследования скважин и пластов ачимовских отложений Уренгойского НГКМ на начальной стадии освоения / А.И. Пономарев, В.И. Маринин, М.Ю. Сафронов [и др.] // Тр. ООО «Газпром добыча Уренгой» Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса. – М.: «Издательский дом Недра», 2013. – С. 123–132.

7. Ипполитов В.В., Севодин Н.М., Усынин А.Ф. Обеспечение устойчивости глинистых пород при бурении наклонно направленных скважин на месторождениях северной части Западной Сибири // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. – 2000. – № 2. – С. 13–18.

8. Bailey L., Denis J.H., Maitland G.C. Drilling Fluids and Wellbore Stability – Current Performance and Future Challenges // Chemicals in the Oil Industry, Royal Society of Chemistry. – 1991. – № 12. – P. 53–70.

9. Oort van E., Hale A.H., Mody K.F. Critical Parameters in Modelling the Chemical Aspects of Borehole Stability in Shales and in designing Improved Water-Based Shale Drilling Fluids // Journal of petroleum technology. – 1994. – № 28309. – 14 p.

Глушение скважин в условиях аномально высокого пластового давления представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в скважину тяжелых жидкостей глушения. Жидкости промышленного производства являются дорогостоящими и не всегда соответствуют требованиям, предъявляемым к жидкостям глушения скважин для условий дочерних обществ «Газпром нефти». С целью поиска качественных технологических жидкостей плотностью до 1600 и 1800 кг/м³ для месторождений «Газпром нефти» проведены лабораторные исследования. Для обширного изучения рынка сформированы и направлены запросы 150 производителям. От производителей получены 38 готовых жидкостей глушения скважин плотностью до 1600 и до 1800 кг/м³. Анализ соответствия технической документации прошли все 38 реагентов. При проведении физико-химических исследований проб жидкостей глушения основные несоответствия выявлены по следующим параметрам: повышенная коррозийная агрессивность и несовместимость с пластовыми водами при высокой пластовой температуре (85-114 °C), большое количество взвешенных частиц. Производителям предложено облагородить представленные жидкости глушения до требований стандарта компании. Два состава рекомендованы к дальнейшим фильтрационным исследованиям. При проведении серии фильтрационных экспериментов выявлено, что чем ниже проницаемость пористой среды и выше гидрофильность горной породы, тем меньше коэффициент восстановления проницаемости после глушения. Увеличение скорости фильтрации в 2 раза позволяет повысить коэффициент восстановления проницаемости до 2,5 раз, что свидетельствует о беспроблемном освоении скважины после глушения тестируемыми составами при увеличении депрессии на пласт. В результате исследований установлено, что всем требованиям, предъявляемым к тяжелым жидкостям глушения, соответствует только один продукт, рекомендованный к применению на трех месторождениях компании. На основе полученных результатов из-за несоответствия подавляющего большинства готовых продуктов требованиям «Газпром нефти» в периметре компании принято решение о разработке собственных рецептур тяжелых жидкостей глушения.

Список литературы

1. Пат. RU2731965C1 РФ. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для ее приготовления / А.А.Карпов, А.М. Кунакова, Р.Р. Кайбышев, Г.Р. Пучина, Н.А. Сергеева, В.В. Рагулин; заявитель и патентообладатель ООО «Газпромнефть НТЦ». – № 2019128330; заявл. 09.09.2019; опубл. 09.09.2020.

2. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар: НПО «Бурение», 2009. – 337 с.

3. Кунакова А.М., Дурягин В.Н. Повышение экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей // PROнефть. - 2016. - № 2. – С. 61–63.

4. Фильтрационное тестирование нового поколения поверхностно-активных веществ отечественного и зарубежного производства в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям при проведении подземных ремонтов и ОПЗ скважин в гидрофильных коллекторах / А.М. Хакимов, А.К. Макатров, А.Д. Караваев, [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2005. - № 12. – С. 48-53.

Проекты строительства инфраструктуры, обеспечивающей сбор, подготовку и транспорт углеводородов, сопряжены с многочисленными рисками, влияющими на первоначальные планы инвесторов в части сроков и стоимости. На любом этапе готовности такого проекта важна максимально аргументированная оценка затрат с учетом резерва на непредвиденные расходы. Российская методология оценки затрат на строительство объектов нефтегазовой инфраструктуры не предусматривает резервирование средств на непредвиденные расходы в зависимости от стадии проекта, что может привести к существенной недооценке рисков. Мировая практика имеет примеры реализации комплексной методологии оценки резерва. Однако, как правило, общепринятые подходы к его оценке, которые бы учитывали технологическую сложность конкретного объекта капитального строительства, отсутствуют.

В статье предложена к использованию методика оценки величины резерва на непредвиденные затраты, разработанная авторами на основе многолетнего профессионального опыта и учитывающая значительную базу данных построенных объектов-аналогов, а также российскую и международную практику. Методика предполагает оценку на пообъектной основе, при которой учитываются стадия проектирования (планирования) строительства конкретного объекта, а также его технологическая сложность. Кроме того, при реализации методики рекомендовано использовать сравнение с локальными отраслевыми базами данных стоимостей объектов-аналогов. Предложенный подход дает возможность количественно оценить резерв денежных средств, необходимых для покрытия рисков на ранних этапах развития проектов. При этом идентифицируются объекты, характеризующиеся наибольшим риском и наибольшим влиянием на конечную стоимость проекта. Корректное определение резерва на непредвиденные затраты позволяет снизить риск превышения бюджета и увеличить вероятность достижения ожидаемой рентабельности проекта для инвестора.

Список литературы:

1. AACE International Recommended Practice No. 17R-97. Cost estimate classification system. - 2003.

2. Cost Estimating Guide, US Department of Energy, DOE G 413.3-21A, DOE G 430.1-1

3. Методика определения сметной стоимости строительства, реконструкции, капитального ремонта, сноса объектов капитального строительства, работ по сохранению объектов культурного наследия (памятников истории и культуры) народов Российской Федерации на территории Российской Федерации. Введена в действие Приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 04.08.2020 № 421/пр 

Комплексным и эффективным инструментом оперативной деятельности нефтяных компаний в настоящее время являются интегрированные модели – модели процесса добычи скважинной продукции (нефти, газа, воды), включающие все элементы производственной цепочки в виде последовательно связанных моделей-компонентов. Интегрированная модель представляет собой единую вычислительную модель месторождения, объединяющую модели пласта, скважин, объектов поверхностного обустройства. Компоненты интегрированной модели объединяются по определенным принципам, отражающим физические условия работы всех составляющих ее элементов. Интегрированные модели используются для решения стратегических задач разработки месторождений. В частности, как показывает практика, наиболее реалистичные прогнозы показателей разработки залежей нефти могут быть получены только с применением интегрированной модели.

В статье рассмотрен опыт применения интегрированной модели для прогнозирования показателей разработки месторождения высоковязкой нефти и определения причин недостижения добычного потенциала залежей нефти. Показано, что расчеты прогнозных показателей разработки, проведенные только на геолого-гидродинамической модели месторождения, позволяют определить добычной потенциал залежей нефти, однако без учета систем добычи и сбора добываемой продукции дают завышенные значения. При этом интегрированная модель месторождения дает возможность учесть ограничения всех элементов системы разработки, а следовательно, обеспечивает наиболее реалистичные прогнозы. Установлено, что в условиях действующей на рассматриваемом месторождении системы сбора и транспорта добычной потенциал месторождения снижается в 1,6 раза по жидкости и в 1,7 раза по нефти. Отмечено, что вне зависимости от графика ввода новых скважин ограничения действующей системы сбора и транспорта приводят к тому, что к концу расчетного периода рассмотренные варианты имеют близкие значения накопленной добычи нефти. Сделан вывод, что для реализации добычного потенциала месторождения необходима модификация системы сбора и транспорта нефти.

Список литературы

1. Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений для разработки нефтяных оторочек многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений / Р.Т. Апасов, И.Л. Чамеев, А.И. Варавва [и др.] // Нефтяное хозяйство. –2018. – №12. – С. 46–49. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-46-49

2. Интегрированное моделирование как инструмент оценки влияния режимов работы скважин и наземной сети сбора на разработку нефтяной оторочки / О.С. Ушмаев, Р.Т. Апасов, И.Л. Чамеев [и др.] // SPE–182007. – 2016. – https://doi.org/10.2118/182007-MS

3. Повышев К.И., Вершинин С.А., Верниковская О.С. Комплексная модель «Пласт – Скважина – Инфраструктура» и ее возможности // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2016. – № 2. – С. 48–53.

4. Интегрированное моделирование как инструмент, повышающий эффективность разработки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения / Е.В. Богданов, И.Л. Чамеев, Д.А. Решетников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 52–55. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-52-55

5. Яночкин С.В., Рычков А.Ф. Интегрированное моделирование. Опыт реализации пилотных проектов // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 12. – С. 29–30.

6. Рычков А.Ф., Кадыков И.А. Построение интегрированных моделей месторождений с высокопродуктивными скважинами в условиях малых значений депрессий на пласт на примере Памятно-Сасовского месторождения // VII Конференция молодых ученых и специалистов Головного офиса ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – М., 2018. – С. 664–673.

7. Проблемы расчетов промысловых систем сбора и транспорта добываемой продукции месторождений высоковязкой нефти / М.М. Велиев, А.Н. Иванов, А.Г. Ахмадеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 108–111. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-108-111

На высокообводненных объектах, находящихся на поздней стадии разработки, часто наблюдается не только рост обводненности продукции скважин, но и одновременное повышение газового фактора нефти до значений, превышающих принятые при подсчете запасов. Увеличение газового фактора обусловлено наличием газа, растворенного в попутно добываемой воде. Объем добываемого газа, растворенного в воде, нередко может быть сопоставимым или превышающим объем газа, растворенного в нефти, и может существенно влиять на расхождение утвержденных и фактических показателей добычи газа. Несмотря на имеющиеся научные работы в этом направлении, возможность прогнозирования и учета объемов такого газа не отражена в нормативных документах. В связи с этим актуальной задачей является разработка методики, которая позволит выполнять расчеты объемов растворенного в воде газа на основе замеряемых промысловых данных. При выполнении поставленной задачи важна обоснованность предположения о возможном влиянии газа, растворенного в попутно добываемой воде, на общую добычу скважинной продукции.

В статье представлен алгоритм расчета газосодержания пластовой воды для учета попутно добываемого газа, основанный на известных зависимостях растворимости основных газовых компонентов (метана и азота) с поправками, которые учитывают минерализацию попутно добываемой воды, растворимость метана в условиях пласта, а также константы фазового равновесия, зависящие от состава и параметров фаз. Для апробации разработанного алгоритма проведена серия расчетов. Выполнено сравнение результатов расчетов с данными лабораторных исследований массообмена между газонасыщенной нефтью и минерализованной водой и промысловыми замерами газового фактора продукции высокообводненных скважин.

Список литературы

1. Гультяева Н.А. Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработки методов идентификации его источников: дис. канд. техн. наук. – Тюмень, 2015. – 123 с.

2. О тенденциях в изменении газового фактора в процессе эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, А.Е. Бортников, С.А. Леонтьев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 54–57.

3. Гультяева Н.А., Тощев Э.Н. Массообмен в системе нефть - газ - вода и его влияние на добычу нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С.100–103.

4. Гультяева Н.А., Крикунов В.В. Влияние количества газа, растворенного в пластовой воде, на распределение объемов составляющих добываемой продукции скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 40–43.

5. Методические рекомендации по комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых компонентов. – М.: ФГУ «ГКЗ», 2007. – 15 с.

6. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти / И.М. Амерханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнева, М.Р. Катаева // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 6. – С. 16–18.

7. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. – М.: Недра, 1976. – 183 с.

8. Гультяева Н.А., Шилов В.И., Фоминых О.В. Рост текущего газового фактора. Влияние растворенного в пластовой воде газа на общий объем добываемого со скважинной продукцией газа // Территория Нефтегаз. – 2013. – № 9. – С. 50–57.

9. Dodson C.B., Standing M.B. Pressure – Volume – temperature solubility relation for natural gas – water mixtures. – Drilling and Products Practice: API, 1944.

10. Jones Park J. Petroleum Production. – Reinhold Publishing Corp., 1946. – 293 p.

В настоящее время добыча существенной доли нефти осуществляется в осложненных условиях, к которым относятся значительные отклонения стволов скважин от вертикали, а также необходимость подъема пластовой жидкости из горизонтальных отводов и высоковязкой нефти. При этом большую часть скважин, предназначенных для добычи высоковязкой нефти, с целью повышения притока бурят с горизонтальным окончанием. Оснащение большинства скважин станками-качалками и возможность регулирования длины и числа ходов полированного штока в широком диапазоне позволяет их использовать для работы в осложненных условиях. Конструктивными особенностями применяемых штанговых насосов являются их ограниченный диаметр, соосное расположение клапанов с частичным перекрытием запорным органом прохода корпуса клапанов, что существенно снижает пропускную способность насосов. Шариковый запорный орган ввиду ограниченного веса не всегда обеспечивает герметичное перекрытие канала седла, особенно при подъеме высоковязкой нефти и в наклонно направленных скважинах. Исходя из указанных факторов, актуальной является задача создания штанговых насосов с полнопроходными клапанами, обеспечивающими эффективную работу насосов в среде высоковязкой нефти, а также при их размещении в наклонно направленных и горизонтальных скважинах. В статье дано описание конструкции и принципа работы штангового насоса с подвижным цилиндром и управляемым нагнетательным клапаном, в котором обеспечивается соосное цилиндру перемещение клапанов. В 2019-2021 гг. предложенная конструкция успешно прошла опытно-промысловые испытания на Вишнево-Полянском месторождении НГДУ «Нурлатнефть».

Список литературы

1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.

2. Пат. 2567919 РФ. Штанговая насосная установка / Н.Г. Ибрагимов, Р.Г. Заббаров, М.М. Залятов, А.Ф. Садыков, А.А. Козлов, Д.А. Козлов, Д.М. Калимуллин, К.Р. Уразаков; заявитель и патентообладатель АО «ТатНИИнефтемаш». – № 2014151314/06; заявл. 17.12.2014; опубл. 10.11.15.

3. Пат. 2125184 РФ. Скважинная штанговая насосная установка / Ф.Х. Халиуллин, М.Н. Персиянцев; заявитель и патентообладатель Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа «Оренбургнефть». – № 96114446/06; заявл. 16.07.1996; опубл. 20.01.1999.

4. Пат. 2169290 РФ. Скважинный штанговый насос / Б.С. Захаров, Е.И. Богомольный, В.Р. Драчук; заявитель и патентообладатель Б.С. Захаров. – № 2000107571/06; заявл. 29.03.2000; опубл. 20.06.2001.

5. Пат. 2692588 РФ. Насос / М.З. Валитов, Р.З. Нургалиев, Г.И. Бикбулатова, В.С. Шулин, Т.А. Ганиев; заявитель и патентообладатель ГБОУВО «Альметьевский государственный нефтяной институт». – № 2018137782; заявл. 25.10.2018; опубл. 25.06.19.

В статье представлен разработанный авторами комплексный подход, позволяющий совершенствовать систему прогнозирования аварий на резервуарных парках. Комплексный подход включает три основных этапа. На первом этапе выполняются численное компьютерное моделирование разрушения резервуара и оценка усилий гидродинамического воздействия волны нефти/нефтепродуктов на ограждающие стены каре резервуара. На втором этапе рассчитывается несущая способность стен каре при воздействии экстремальных нагрузок волны нефти/нефтепродуктов. На третьем этапе проводится компьютерное моделирование на основе рельефа местности с учетом результатов расчетов, выполненных на предыдущих этапах. Предложенные рекомендации представляют собой синтез исследованных и проверенных временем и опытом методических подходов, подтвержденных в том числе натурными испытаниями и результатами расследований произошедших аварий. Использование в комплексе трех методик позволяет с максимальной долей вероятности приблизить моделируемые ситуации к возможным исходам катастроф, учесть максимальное количество факторов, влияющих на последствия возможных аварий. Предложенный подход может быть встроен в систему управления предприятием, оказывающим услуги по транспортировке, хранению или перевалке нефти и нефтепродуктов. Налаженная система прогнозирования последствий возможных аварий, принятие превентивных мер по недопущению катастрофических последствий позволит снизить риски наступления нежелательных последствий как для самого предприятия и третьих лиц, так и для народного хозяйства в целом. Бесперебойная эксплуатация объектов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов является залогом обеспечения энергетической безопасности России. Решение этой стратегической задачи, может быть достигнуто в том чиле и применением предложенного авторами комплексного подхода. Данный подход является коллективным трудом междисциплинарного взаимодействия нескольких областей науки и благополучно апробируется на объектах трубопроводного транспорта.

Список литературы

1. Росприроднадзор: ПДК вредных веществ в воде в Норильске превышена в десятки тысяч раз. – https://tass.ru/obschestvo/8639099.

2. Арктический шлейф. Что потянется за аварией под Норильском // Газета Коммерсантъ. № 98 (6819) от 04.06.2020 (kommersant.ru). – https://www.kommersant.ru/doc/4366214.

3. Гончар А.Э., Слепнев В.Н., Богач А.А. Оценка гидродинамического воздействия волны прорыва и объема перелива через стенки каре резервуара // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 6. – С. 640–651. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-640-651.

4. Слепнев В.Н., Максименко А.Ф. Основные принципы построения системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий аварий на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 6. – С. 456–468.  - https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-4-456-467

5. Слепнев В.Н., Максименко А.Ф. Организация системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации аварий на объектах трубопроводного транспорта // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 106–111. . - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-2-106-111

6. Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива и определение возможного объема нефти с учетом рельефа местности / С.А. Половков, А.Э. Гончар, А.Ф. Максименко, В.Н. Слепнев // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 12. – С. 88–93.

7. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков, Р.Ю. Шестаков, И.Р. Айсматуллин, В.Н. Слепнев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1(28). – С. 20–29.

8. Разработка дополнительных защитных сооружений от разливов нефти, нефтепродуктов на основе трехмерного моделирования / С.А. Половков, А.Э. Гончар, П.В. Пугачева, В.Н. Слепнев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 2. – С. 197–205. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-2-197-205

9. Системный подход к защите Арктики от последствий аварий на магистральных трубопроводах / И.Р. Айсматуллин, Д.А. Веретельник, В.Н. Слепнев, Р.Ю. Шестаков // Деловой журнал Neftegaz.ru. – 2018. – № 5. – С. 66–72.

Сокращение углеродного следа стало ключевой целью мирового сообщества. Современные корпорации по производству автомобилей и комплектующих изделий активно работают над снижением углеродного следа за счет создания более экономичных
и производительных двигателей внутреннего сгорания, работающих на дизельном топливе. Рост требований затрагивает не только двигатели внутреннего сгорания, но и качество топлива для этих двигателей. Мельчайшие частицы механических примесей, находящиеся в дизельном топливе во взвешенном состоянии, могут приводить к заклиниванию подвижных частей насосов высокого давления и двигателей внутреннего сгорания. В связи с этим при выявлении загрязнения дизельного топлива требуется его качественная очистка. Основным способом очистки дизельного топлива от механических примесей является фильтрация. Для удаления мельчайших частиц механических примесей требуются фильтрующие элементы с тонкостью фильтрации 1 мкм. При сильном загрязнении и больших объемах дизельного топлива происходит быстрая забивка фильтрующих элементов, что приводит к их частой замене и увеличению эксплуатационных затрат. В связи с этим поиск альтернативных способов очистки дизельного топлива в настоящее время выходит на первый план.

В статье представлены результаты лабораторных и полевых испытаний различных способов очистки дизельного топлива, позволяющие оценить их эффективность при удалении мельчайших взвешенных частиц из дизельного топлива. Установлено, что эффективность фильтрации с применением различных фильтрующих элементов, в том числе сетчатых, целлюлозных и полимерных, со временем снижается. Рассмотрен ряд альтернативных способов очистки дизельного топлива, имеющих сопоставимую с фильтрацией эффективность очистки. Из полученных данных можно сделать вывод, что при выборе способа очистки дизельного топлива необходимо применять несколько способов очистки, в том числе их возможные комбинации.

Список литературы

1. Кучеров В.Н., Леонтьев Л.Б., Леонтьев А.Л. Влияние износа плунжерных пар топливных насосов высокого давления на эксплуатационные показатели судовых дизелей // Вестник Инженерной школы ДВФУ. – 2021. – № 1 (46). – С. 49–62http://www.dx.doi.org/10.24866/2227-6858/2021-1-5

2. Тимофеев Ф.В. Развитие системы обеспечения сохранности качества нефтепродуктов на трубопроводном транспорте // Вести газовой науки. – 2020. – № 2 (44). – С. 73–78.

Драйвером перехода к социально-экономическому развитию с учетом экологических ограничений выступает удовлетворение потребностей населения в дешевых, надежных, безопасных и экологически чистых источниках энергии. В условиях необходимости повышения уровня декарбонизации экономик мира увеличение масштабов использования альтернативной энергии становится основной климатической повестки и требует трансформационных преобразований глобального энергетического сектора. В статье обоснована необходимость и выявлены факторы развития сектора возобновляемых источников энергии, характеризующиеся наличием стимулирующих тенденций и возрастающим спросом со стороны экономических систем различного уровня. В основу исследования положены специфические данные, отражающие тенденции развития глобальной энергетики, для обработки которых использовались методы сравнительного анализа. Проведенные исследования позволили выявить ряд факторов, обеспечивающих масштабный прирост сектора альтернативной энергии, к числу которых можно отнести достижение сопоставимости цены и показателей эффективности в сравнении с традиционными источниками, обеспечение сбалансированности нагрузки на энергосети, а также масштабное внедрение инновационных технологий. Кроме того, отмечено повышение заинтересованности широкого круга потребителей в реализации процессов декарбонизации экономики, снижении цены и бесперебойности поставок «чистой» электроэнергии, что обеспечивает сектору возобновляемых источников энергии дальнейшее расширение в рамках структуры мирового энергетического баланса. Показано, что возобновляемые источники энергии имеют большое практическое значение и последствия для общества с учетом развития цивилизации в рамках человекоцентричной траектории и необходимости решения стоящих перед ним социо-эколого-экономических задач, и могут быть использованы в процессе разработки и реализации стратегии устойчивого развития в контуре "зеленого" тренда.  

Список литературы

1. Sustainable development goals. - https://www.undp.org/content/undp/en/

home/sustainable-development-goals

2. Доля возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии. – https://yearbook.enerdata.ru/renewables/renewable-in-electricity-production-share.html

3. Petrenko L.D. Green Trend in Global Energy Development: Tendencies and Opportunities // International Journal of Energy Economics and Policy. – 2021. – V. 11(5). – P. 1-7. – https://doi.org/10.32479/ijeep.11094

4. Захожий К.А. Возобновляемые источники энергии // Colloquium journal. – 2020. – № 28 (80). – С. 57–58.

5. Installed capacity trends. – https://www.irena.org

6. Горбачева Н.В. Управление возобновляемой энергетикой: мировой опыт и Сибирь // Вопросы государственного и муниципального управления. – 2020. – № 2. – Р. 85–113.

7. Global Renewables Outlook: Energy transformation 2050. – https://www.irena.org/publications/2020/Apr/Global-Renewables-Outlook-2020

8. Доля ветровой и солнечной энергии в производстве электроэнергии. – https://yearbook.enerdata.ru/renewables/wind-solar-share-electricity-production.html

9. Cetkovic S., Buzogany A. Between markets, politics and path-dependence: Explaining the growth of solar and wind power in six Central and Eastern European countries // Energy policy. – 2020. – V. 139. – P. 111325. – https://doi.org/10.1016/j.enpol.2020.111325 

10. Lazard’s levelized cost of energy analysis – version 15.0. – https://www.lazard.com/media/451905/lazards-levelized-cost-of-energy-version-150-vf.pdf

11. Устойчивое развитие для лучшего будущего. – https://www.enelrussia.ru/

ru/stories/a201612-smart-homes-smart-cities.html

12. «Энел Россия» избавилась от угольных активов и строит ветряки. – https://journal.tinkoff.ru/news/enel-strategy-2022/

13. Renewable Capacity Statistics 2022. –  https://www.irena.org/publications/ 2022/Apr/Renewable-Capacity-Statistics-2022

14. Monolithic perovskite/silicon tandem solar cell with >29% efficiency by enhanced hole extraction / А. Al-Ashouri [et al.] // Science. – 2020. – V. 370. – Issue 6522. – P. 1300-1309. – https://doi.org/10.1126/science.abd4016