Развитие глобальной экономики определяется устойчивым обеспечением энергией. Анализ экономики стран G20, совокупная доля которых составляет около 73 % мировой экономики, показывает, что подавляющее большинство ведущих экономик мира на существующем этапе технологического развития обеспечивает экономический рост благодаря росту потребления энергии. Устойчивый рост мирового энергопотребления, характерный для последних десятилетий, связан с ростом глобальной экономики, сменой технологических укладов в мировой экономике и повышением уровня энергетического комфорта. Это требует вовлечения в баланс энергопотребления всех известных источников топлива и энергии, таких как органическое топливо, на долю которого в настоящий момент приходится более 84 % мирового энергопотребления, атомная и гидроэнергетика, а также постоянного поиска и вовлечения в баланс энергопотребления инновационных все более высокоэффективных и экологически чистых источников энергии. Созданная в мире энергетическая инфраструктура в основном ориентирована на тепловую энергетику, в основе которой лежит принцип преобразования воды в перегретый пар. Однако с учетом того, что развитие и модернизация инфраструктуры производства, распределения и потребления новых видов энергии потребует значительных финансовых и временных затрат, проблема прогнозирования энергопотребления на среднесрочную и долгосрочную перспективу является актуальной не только теоретической, но, прежде всего, практической задачей. Приведенные в статье результаты построения различных сценариев развития глобальной мировой энергетики при разных прогнозах изменения численности населения Земли показали хорошую сходимость с результатами прогнозов ведущих мировых энергетических компаний и аналитических агентств. Главное - по всем прогнозам ожидается рост глобального энергопотребления в предстоящие десятилетия, обеспечить который можно лишь за счет применения всех известных в настоящее время источников энергии и топлива, включая органическое, и перспективных высокоэффективных и экологически чистых источников энергии.

Список литературы

1. Природный газ – основа устойчивого развития мировой энергетики / В.Г. Мартынов, В.В. Бессель, В.Г. Кучеров [и др.]. – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. – 173 с.

2. Современные тенденции развития мировой энергетики с применением «гибридных» технологий в системах энергообеспечения / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 3. – С. 31–35. –
https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-3-31-35

3. Statistical Review of World Energy // BP. – 2020.
http://www.bp.com/statisticalreview

4. Department of Economic and Social Affairs. Population Division World Population Prospects 2019. Online Edition. Rev. 1 // United Nations. – 2019. –
http://population.un.org/wpp/

5. Global and Russian Energy Outlook 2019 // Московская школа управления Сколково, ИНЭИ РАН. – 2019. –
https://www.eriras.ru/files/forecast_2019_en.pdf

6. Перспективы развития мировой энергетики до 2050 года // ПАО «ЛУКОЙЛ». – 2021. –
https://lukoil.ru/Business/Futuremarkettrends

7. New Energy Outlook (NEO) 2021 // BNEF. – 2021. –
https://assets.bbhub.io/professional/sites/24/NEO-Executive-Summary-2021.pdf

8. Energy Outlook 2020 // BP. – 2020. –
https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/ pdfs/energy-economics/energy-utlook/bp-energy-outlook-2020.pdf

9. Energy Transition Outlook 2020 // DNC GL. – 2020. –
https://erranet.org/wp-content/uploads/2020/12/DNV_GL_Energy_Transition_Outlook_Power_Supply__Use_20...

10. Energy Perspectives 2021 // Equinor. – 2021. –
https://www.equinor.com/en/magazine/energy-perspectives-curtain-raiser-2021.html/

11. World Energy Outlook 2021 // IEA. – 2021. –
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2021

12. World Energy Transitions Outlook 2021 // IRENA. – 2021. –
https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2021/March/IRENA_World_Energy_Transitio...

13. Global Energy and Climate Outlook 2021: Advancing towards climate neutrality // JRC. – 2021. –
https://joint-research-centre.ec.europa.eu/geco-2021_en

14. World Oil Outlook 2045 // OPEC. – 2020. –
https://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/OPEC_WOO2020.pdf

15. The energy transformation scenarios 2020 // Shell. – 2021. –
https://www.shell.com/energy-and-innovation/

16. Energy Outlook 2021 // TotalEnergies. – 2021. –
https://totalenergies.com/system/files/documents/2021-09/2021_TotalEnergies_Energy_Outlook.pdf

17. Мартынов В.Г., Бессель В.В., Лопатин А.С. Об углеродной нейтральности России // Труды Российского государственного университета нефти и газа. – 2022. –

№ 1 (306). – С. 5–20. – DOI: 10.33285/2073-9028-2022-1(306)-5-20.

18. Телегина Е.А. Энергетический переход и постковидный мир // Мировая экономика и международные отношения. – 2021. – Т. 65. – № 6. – С. 79–85. – DOI: 10.20542/0131-2227-2021-65-6-79-85

19. Бессель В.В., Кучеров В.Г., Лопатин А.С. Природный газ — основа высокой экологичности современной мировой энергетики // Экологический вестник России. – 2014. – № 9. – С. 10–16.

20. Повышение эффективности и надежности энергообеспечения удаленных и автономных объектов нефтегазового комплекса России / В.В. Бессель, В.Г. Кучеров, А.С. Лопатин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 144–147. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-144-147

Рассмотрены вопросы совершенствования процессов управления нефтедобывающим предприятием за счет стратегического менеджмента. Предложена новая структура стратегического менеджмента нефтяного предприятия, в которую введены стратегии внешнеэкономической деятельности, экологичности и безопасности, энергоэффективности и энергосбережения в реальном времени. Предложенная структура стратегического менеджмента ориентирована на постоянные улучшения, в соответствии с существующими в настоящее время требованиями устойчивого развития. Впервые создана стратегическая таксонометрия в реальном времени, позволяющая мгновенно реагировать на изменения внешней и внутренней среды, оперативно принимать технические, технологические или организационные решения при управлении оборудованием, фондом скважин, а также при бурении. Независимо от того, к какой стратегии относится операция или действие, можно оперативного реагировать на изменения внешней и внутренней среды. Например, по результатам мониторинга и измерения процессов или основных характеристик производственных операций в режиме реального времени на любой глубине скважины можно определить энергетическую результативность в отношении реализации энергетической политики и достижения целей в области энергетики или автоматизировать процесс принятия технологических решений по эксплуатации механизированного фонда скважин. Сообщения о результатах обеспечивает оперативное управление техническими, технологическими или организационными мероприятиями при бурении и эксплуатации скважин. За 2022 г. проведено 560 технических, технологических и организационных мероприятий по всем месторождениям ПАО «Удмуртнефть им. В.И. Кудинова», годовой объем добычи составил 60 % от общего объема добычи нефти в Удмуртской Республике.

Список литературы

1. Петров А.Н. Хорева Л.В., Шраер А.В. Инновационное развитие как условие достижения устойчивости в нефтегазовом комплексе // Вестник Самарского государственного экономического университета. – 2014. – № 12 (122). – С. 92–97.

2. Томова А.Б. Стратегическое управление на предприятиях нефтегазового комплекса. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012 – 214 с.

3. Акофф Р.Л. Планирование будущего корпорации.– М.: Сирин, 2002. – 256 с

4. Ансофф И. Новая корпоративная стратегия. – М.: Прогресс, 2001. – 425 с.

5. Зуб А.Т. Стратегический менеджмент: Теория и практика. - M.: Аспект Пресс, 2002. – 415 с.

6. Маврина И.Н. Стратегический менеджмент. – Екатеринбург : УрФУ, 2014. – 132 с.

7. Ружанская Л.С., Якимова Е.А., Зубакина Д.А. Стратегический менеджмент. – Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2019. – 112 с.

Имеющиеся представления об ограничении потенциала Прииртышской нефтегазоносной области только наиболее погруженными частями бассейна (прогибами с девонско-каменноугольным комплексом заполнения) являются неполными. Они не учитывают/не предполагают существования раннепалеозойского преддугового бассейна, способного генерировать углеводороды на изучаемой территории. Ключевым элементом этого района является Селетинская островная дуга раннекембрийского заложения. Разработанная концепция развития региона предполагает двухэтажное строение бассейна Прииртышских каледонид. Первый этаж связан с формированием преддугового бассейна в позднем кембрии во фронтальной части Селетинской островной дуги и с комплексом заполнения кремнисто-терригенными фациями ордовикского и силурийского возраста. Этот бассейн характеризовался условиями гемипелагической седиментации. С развитием северной части (в современных координатах) Жарма-Саурской островной дуги связан второй этап формирования бассейна на каледонском основании: преддуговой бассейн, развивавшийся во фронтальной части Селетинской островной дуги, сменился задуговым бассейном, заложенным в тылу Жарма-Саурской дуги девонского возраста. Предполагается, что океаническая кора Обь-Зайсанского океана погрузилась под уже сформировавшуюся к тому времени континентальную кору каледонид. В целом задуговые бассейны обладают большим углеводородным потенциалом, чем преддуговые, но в данном случае основной генерационный потенциал связан с наиболее зрелыми глубокозалегающими нижнепалеозойскими потенциальными нефтематеринскими породами, поскольку основная проблема данного нефтегазоносного региона обусловлена относительно небольшими глубинами залегания отложений, обогащенных органическим веществом и, как следствие, препятствием для начала протекания в них генерационных процессов. Для изучения территории требуется проведение глубокого бурения и сейсморазведочных работ, кратность которых следует выбирать с учетом освещения строения нижнепалеозойской части.

Список литературы

1. Карта прогноза нефтегазоносности Казахстана / Э.С. Воцалевский, Б.М. Куандыков, В.М. Пилифосов [и др.] / под ред. С.Ж. Даукеева, Б.С. Ужкенова,

А.А. Абдулина [и др.]. - Алматы: Республиканское Государственное предприятие «Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан», 2002.

2. Виноградов А.П. Палеогеография СССР. Т. 1. – М.: Недра, 1974. - 276 с.

3. Khafizov S., Syngaevsky P., Dolson J.C. The West Siberian Super Basin: The largest and most prolific hydrocarbon basin in the world //AAPG Bulletin. – 2022. – Т. 106. – №. 3. – С. 517-572. - DOI: https://doi.org/10.1306/11192121086

4. Акчулаков У.А., Урдабаев А.Т., Ажгалиев Д.К. Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан. Прииртышский бассейн. Кн. 1. – Астана: РЦГИ «Казгеоинформ», АО «НК «КазМунайГаз», 2012. – 234 с.

5. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана / Даукеев С.Ж. [и др.] // В сб. Нефть и газ. Т. III. – Алматы: Республиканское Государственное предприятие «Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан», 2002. – 248 c.

6. Коробкин В. В., Смирнов А.В. Палеозойская тектоника и геодинамика вулканических дуг Северного Казахстана // Геология и геофизика. – 2006. – Т. 47. – №. 4. – С. 462-474.

7. Самыгин С.Г., Хераскова Т.Н., Курчавов А.М. Тектоническое развитие Казахстана и Тянь-Шаня в неопротерозое и в раннем–среднем палеозое// Геотектоника. – 2015. – №. 3. – С. 66-92. - DOI: https://doi.org/10.7868/S0016853X1406006X

8. Коробкин В.В., Буслов М.М. Тектоника и геодинамика западной части Центрально-Азиатского складчатого пояса (палеозоиды Казахстана) // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52. – №. 12. – С. 2032-2055.

9. Степанец В.Г., Антонюк Р.М. Тектоническое районирование и палинспастические реконструкции развития каледонид Центрального Казахстана // Международная научная конференция “Геодинамика формирования подвижных поясов Земли”. Екатеринбург, 24-26 апреля 2007 г. – http://stepanez.de/PDF/Ekaterinburg07_stepanez.pdf

10. Никитин И.Ф. Ордовикские кремнистые и кремнисто-базальтовые комплексы Казахстана // Геология и геофизика. – 2002. – Т. 43. – №. 6. – С. 512-527.

11. Цай Д.Т. Региональная зональная шкала ордовика по граптолитам: автореферат дис. ... д-ра геол.-минерал. наук. – Новосибирск, 1988. - 29 с.

12. Милетенко Н.В., Федоренко О.А. Атлас литолого-палеогеографических, структурных, палинспастических и геоэкологических карт Центральной Евразии. – Алматы: Научно-исследовательский институт природных ресурсов ЮГГЕО, 2002. – 26 с., 37 л.

Российский арктический шельф является зоной приоритетных национальных интересов, так как в этом регионе сосредоточены значительные запасы углеводородного сырья. В настоящее время наблюдается постепенное изменение природной обстановки, что обусловливает необходимость изучения пространственно-временных закономерностей системного развития геологической среды. В статье приведены результаты обработки натурных данных, полученных в западной части Карского моря. Рельеф дна Карского моря сформировался в результате непрерывного исторически обусловленного развития антропогенных и природных (экзогенных и эндогенных) процессов. В позднечетвертичное время рельеф менялся в результате чередований ледниковых и межледниковых природных обстановок и сопутствующих им колебаний уровня Мирового океана, которые привели к формированию на структурах дочетвертичного фундамента морфогенетических комплексов ледникового, ледниково-морского, морского и субаэрального происхождения. По результатам работ с использованием материалов натурных исследований построена геоморфологическая карта-схема западной части Карского моря. Разработана легенда карты и выделены структурные и морфологические формы рельефа, включая крупные линеаменты. Определены зоны абляции и аккумуляции гляциального шельфа, выделены границы последнего позднеплейстоценового покровного оледенения, а также закартированы основные палеорусла рек. Современные изменения природной обстановки на арктическом шельфе в значительной степени связаны с сокращением площади ледового покрова. В связи с этим приобретают особенное значение вопросы обоснования наиболее вероятных сценариев развития прибрежной зоны и шельфа региона для минимизации ожидаемых природных рисков. Полученные в рамках данных исследований результаты позволят минимизировать риски при реализации проектов разведки и добычи углеводородов на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» в Карском море за счет предоставления достоверной исходной информации об инженерно-геологических условиях на осваиваемых участках.

Список литературы

1. Геолого-геофизические исследования в морях Cеверного Ледовитого океана в 41-м рейсе научно-исследовательского судна «Академик Николай Страхов» в 2019 г. / С.Л. Никифоров, Р.А. Ананьев, Н.Н. Дмитревский [и др.] // Океанология. – 2020. – Т. 60. – № 2. – С. 334–336. - DOI: 10.31857/S0030157420010177

2. Геолого-акустические исследования в море Лаптевых в рейсе судна «Владимир Буйницкий» / Н.Н. Дмитревский, Р.А. Ананьев, А.А. Мелузов [и др.] // Океанология. – 2014. – Т. 54. – № 1. – С. 128–132. - DOI: 10.7868/S003015741401002X

3. Seabed Morphology of the Russian Arctic Shelf / Editor S. Nikiforov // Series Oceanography and Ocean Engineering. – NY: Nova Science Publishers, Inc., 2010.

4. Геодинамическая эволюция и морфоструктурный анализ западной части арктического шельфа России / Н.О. Сорохтин, С.Л. Никифоров, С.М. Кошель, Н.Е. Козлов // Вестник МГТУ. – 2016. – Т. 19. – № 1–1. – С. 123–137. - DOI: 10.21443/1560-9278-2016-1/1-123-137

Рассмотрена разработка методики вероятностного прогноза характера насыщения ачимовских отложений Восточно-Уренгойского лицензионного участка, для которого характерно наличие водогазовой зоны. В настоящее время существуют различные гипотезы формирования обводненных зон в антиклинальных залежах ачимовских отложений. В статье развивается концепция, связанная с внедрением в исходно газоносный пласт пресных элизионных вод, отжатых из глинистой покрышки в процессе неотектонических движений палеогенового времени и сжатия глинистых горизонтов-покрышек осадочного чехла. Концепция внедрения элизионных вод подразумевает опреснение исходной пластовой воды, что обусловливает необпределенность оценки характера насыщения пласта и необходимость усложнения петрофизических моделей. Для условий изменчивости минерализации пластовых вод разработана комплексная петрофизическая модель, предполагающая интеграцию электрической и фильтрационной моделей. При этом электрическая модель представляет собой модификацию модели Арчи – Дахнова, адаптированную к изменчивости минерализации вод. Фильтрационная модель описывает зависимости критических насыщенностей от фильтрационно-емкостных свойств коллектора. В рамках обоснованного предела изменчивости минерализации и рассчитанных критических насыщенностей создан алгоритм прогноза характера насыщения с вероятностями: «газ», «газ и вода» и «вода». Сумма данных вероятностей равна единице (100 %). Результаты вероятностной оценки характера насыщения верифицированы с использованием промысловых данных, полученных при изучении пласта в открытом стволе испытателем на трубах, и данных о составе притока по результатам промыслово-геофизических исследований. Реализация модели по всему фонду скважин позволила уточнить контур водогазовой зоны и проанализировать характер распространения элизионных вод в объеме залежи.

Список литературы

1. Комплексный анализ факторов, влияющих на прогноз зон подвижной воды в ачимовских пластах на лицензионных участках компании «Газпром нефть» / Н.Н. Плешанов, Д.Н. Пескова, А.А. Забоева [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2020. – № 3(17). – С. 16–25. – https://doi.org/10.7868/S2587739920030027

2. Мухидинов Ш.В., Беляков Е.О. Определение интервалов с наличием подвижной воды в отложениях ачимовской толщи // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2020. – № 4(18). – С. 34–39. – https://doi.org/10.7868/S2587739920040047

3. Гречнева О.М. Гипотеза формирования подвижной воды в ачимовских пластах Уренгойского месторождения // Газовая промышленность. – 2021. – № 3 (813). – С. 32–37.

4. Петрофизическая основа моделирования процесса внедрения элизионных вод в газоносные отложения Ачимовской толщи / Д.Б. Родивилов, О.М. Гречнева, Н.Ю. Натчук, А.С. Русанов // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 6(85). – С. 41–45. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2021-6-41-45

5. МакФи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 912 с.

В статье приведен анализ условий работы крепи скважин, предназначенных для добычи высоковязких нефтей и битумов. Разработка месторождений высоковязкой нефти и битумов является одним из методов поддержания необходимого уровня добычи углеводородов в условиях падающей добычи на традиционных месторождениях. Использование тепловых методов воздействия на пласты предъявляет дополнительные требования к тампонажным материалам, поскольку традиционные цементы неэффективны при температурах выше 100 ^оС из-за потери прочности и повышения проницаемости камня в результате термической коррозии. В скважинах, при эксплуатации которых применяются тепловые методы воздействия, твердение раствора начинается при низких положительных температурах (5-20 ^оС), что всегда ведет к образованию продуктов твердения с высоким соотношением CaO/SiO₂. После закачки теплоносителя эти продукты начинают перекристаллизовываться в термодинамически более устойчивые фазы. При этом до появления более устойчивых фаз первоначально образовавшиеся продукты твердения могут проходить несколько промежуточных этапов, неизбежно ухудшающих физико-механических свойств цементного камня. С учетом условий твердения и работы цементного камня при проектировании состава тампонажного материала предложено комбинировать портландцемент и кремнеземсодержащие добавки для обеспечения требуемого соотношения CaO/SiO₂ в вяжущем. При этом необходимо использовать разновидности кремнезема различной активности, а также проводить его механоактивацию. Для минимизации перекристаллизационных процессов при твердении цементных растворов предложено учитывать кинетику фазообразования продуктов твердения. Обоснованы требования к составу тампонажного материала и свойствам получаемых растворов для обеспечения нормального процесса цементирования. Приведены результаты термоциклических испытаний разработанного тампонажного материала, подтвердившие контролируемость процессов перекристаллизации без потери прочности цементного камня, а также данные промысловых испытаний.

Список литературы

1. Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов / Ш.Ф.Тахаутдинов, Н.Г.Ибрагимов, М.Н.Студенский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 30–33.

2. Перспективы развития технологии строительства скважин для добычи сверхвязких нефтей и природных битумов / Н.Г. Ибрагимов, Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Р. Ибатуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 52–53.

3. A Singular Methodology to Design Cement Sheath Integrity Exposed to Steam Stimulation / A. Gamier, J. Saint-Marc, CurisTec Bois A.P., Kermanac’h Y. // SPE–117709. – 2008. – DOI: 10.2118/117709-MS.

4. Effect of Thermal Cycling on Cement Sheath Integrity: Realistic Experimental Tests and Simulation of Resulting Leakages / N. Vralstad,   R. Skorpa, N. Оpеdал, J. De Andrade // SPE–178467-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/178467-ms

5. Flexible Cement Improves Wellbore Integrity in SAGD Wells / G. DeBruijn, F. Garnier, B. Brignoli, D. Dexte // 2009 – DOI: 10.2118/119960-MS.

6. Опыт исследований тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин / Агзамов Ф.А., Ахметзянов А.Д., Комлева С.Ф. // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 3. – С. 22-29. – DOI: 10.17122/ngdelo-2020-3-22-29.

7. Тейлор Х. Химия цементов. – М.: Стройиздат, 1969. – 500 с.

8. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. – М.: Недра, 1978. – 293 с.

9. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионноактивных средах / В.М. Кравцов, Ю.С. Кузнецов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов. – М.: Недра, 1987. – 190 с.

10. Агзамов Ф.А., Конесев Г.В., Хафизов А.Р Применение дезинтеграторной технологии для модификации материалов, используемых при строительстве скважин. Ч. II // Нанотехнологии в строительстве. – 2017. – Т. 9. – № 3. – С. 96–108.– https://doi.org/10.15828/2075-8545-2017-9-3-96-108

11. Бекбаев А.А., Агзамов Ф.А. Дисперсное армирование как фактор повышения качества облегченных цементных растворов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 8. – С. 38–42. – DOI: 10.30713/0130-3872-2018-8-38-42.

12. Пат. № 2530805 РФ. Тампонажный материал / И.Н. Каримов, Ф.А. Агзамов, Р.С. Мяжитов; ; заявитель и патентообладатель ООО «Цементные технологии». - № 2013128566/03; заявл. 21.06.2013; опубл. 10.10.2014.

13. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Мяжитов Р.С. Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин // Территория нефтегаз. – 2016. - № 9. – С. 12-15

В рамках импортозамещения разработаны отечественные реагенты для применения в технологиях регулирования охвата пластов заводнением в широком диапазоне геологических условий, с целью снижения затрат на добычу нефти и сокращение объемов попутно извлекаемой воды, а также для снижения зависимости от закупок по импорту отдельных компонентов, применяемых в химических композициях. Гелеобразующий состав на основе реагента AC-CSE-1313 марка Б является гидрофильным и предназначен для применения в технологиях ограничения водопритока – в качестве селективного гелеобразующего состава для избирательного блокирования водонасыщенных интервалов пласта и выравнивания профиля приемистости – преимущественно на объектах с низкопроницаемыми коллекторами вместо промышленно применяемой для этих целей двухкомпонентной композиции АС-CSE-1313 марка А + HCl. Гелеобразующий состав на основе реагента AC-CSE-1313 марка В (гидрофобный полимер-гель SPA-Well) предназначен для выравнивания профиля приемистости и ремонтно изоляционных работ. Реагент обладает двойным действием, направленным на увеличение коэффициента охвата (выравнивание фронта продвижения воды) и увеличение коэффициента вытеснения (за счет гидрофобизации низкопроницаемых интервалов). Применение реагента в технологиях ВПП позволяет получать дополнительную добычу нефти в среднем по разным объектам 650-1300 т/скв. при максимальном значении более 2500 т/скв., сокращение объемов попутно добываемой воды – 700-2300 т/скв. при максимальном значении более 8000 т/скв. Разработанный для применения в нефтеотмывающих технологиях неионогенный реагент ПАВ-НЗ характеризуется низкой температурой замерзания – не выше минус 45°С, позволяет снижать межфазное натяжение до 0,001 мН/м, не образует устойчивых водонефтяных эмульсий.

Список литературы

1. Патент 2592932 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Д.Ф. Селимов; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг. – № 2015111052/03; заявл. 27.03.2015; опубл. 27.07.2016.

2. Успешный промысловый опыт и потенциал применения потокоотклоняющей технологии АС-CSE-1313 при различных вариациях объема рабочего раствора на месторождениях в поздней стадии разработки / Р.Н. Фахретдинов, Р.Л. Павлишин, Г.Х. Якименко [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – №2. – С. 39-45.

3. Многоплановое промышленное тиражирование селективного метода ОВП AC-CSE-1313 – определяющий фактор повышения рентабельности добываемой нефти / Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Р.Л. Павлишин [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – №7. – С. 50-54.

4. Фахретдинов Р.Н., Фаткуллин А.А., Хавкин А.Я. Интенсификация добычи нефти при уменьшении объемов извлекаемой жидкости // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №12. – С. 107-109. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-107-109

5. Патент 2723797 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, С.А. Тастемиров, Г.Х. Якименко, Е.А. Пасанаев; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – №201920612; заявл. 02.07.2019; опубл. 17.06.2020.

6. Свидетельство на товарный знак (знак обслуживания) № 880966. SPA-Well / Заявитель и правообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – №2021723324; заявл. 19.04.2021; опубл. 11.07.2022.

7. Испытания реагента АС-СSE-1313-В в качестве основы технологий выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Д.Ф. Селимов [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 68-71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-68-71

8. Применение псевдопластичной гидрофобной полимерной системы SPA-Well для повышения нефтеотдачи / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Г.Х. Якименко [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2021. – №11. – С. 120-123. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-120-123

9. Фаткуллин А.А., Фахретдинов Р.Н. Технология ПНП SPA-Well – гидрофобный полимер-гель // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – №2. – С. 60-66.

10. Фахретдинов Р.Н., Якименко Г.Х. Новая парадигма химических МУН – новые механизмы // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 9. – С. 56–60.

Значительное количество остаточных запасов нефти в Западной Сибири связано с неокомскими отложениями пластов группы БС. Их разработка осложняется резко континетальным климатом и достаточно высокими пластовыми температурами (около 90 °С), что ограничивает применение многих нетермостабильных реагентов. Месторождения, как правило, обустроены развитой системой поддержания пластового давления (ППД), располагаются в местах с довольно развитой инфраструктурой с наличием дорог и трубопроводов, что делает остаточные запасы перспективными.

В статье рассмотрена, композиция ПАВ, разработанная для доотмыва нефти после заводнения. В состав входит смесь анионных и неионогенных ПАВ, прекурсоры которых являются крупнотоннажными продуктами основного органического и нефтехимического синтеза, доступными на российском рынке. В их число входят: НПАВ (Неонол или нонилфениловый эфир полиэтиленгликоля) и АПАВ, представленные нефтяными сульфонатами (альфа-олефинсульфонат; сульфированный ароматический экстракт селективной очистки масел; смесь сульфированных моноалкилфенолов и диалкилфенолов, а также алкилтолуола). Отмывающее действие композиции ПАВ достигается благодаря синергетическому действию смеси АПАВ и НПАВ. В результате образования смешанных мицелл, увеличивается эффективность солюбилизации как углеводородных, так и полярных гетероатомных компонентов нефти, что позволяет увеличивать коэффициент извлечения нефти за счет уменьшения остаточного содержания нефти в пласте. Многокомпонентный состав закачивается в скважины системы ППД и обеспечивает значительное увеличение эффективности вытеснения нефти по сравнению с базовым заводнением. В скважину системы ППД последовательно нагнетаются оторочки композиции ПАВ и ПАА с добавкой диэтаноламина. Это позволяет обеспечить максимальный отмыв нефти, так как оторочка полимера повышает отмывающую способность композиции ПАВ за счет увеличения капиллярного числа, а диэтаноламин, как щелочной агент, десорбирует анионактивные компоненты композиции ПАВ с поверхности горной породы, не вызывая при этом выпадения карбоната кальция.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: Скиф, 2012. – 704 с.

2. Исследование эффективности применения водного раствора ПАВ ОП-10 на поздней стадии заводнения / Пияков Г.Н., Усенко В.Ф., Кудашев Р.И., Павлов В.Н. // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 11. – С. 43–46.

3. Применение НПАВ с добавкой понизителя адсорбции и биодеструкции для повышения нефтеизвлечения / Хазипов Р.Х., Ганиев Р.Н., Игнатьева В.Е. // Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 12. – С. 46–49.

4. Исследование возможной деструкции НПАВ в пластовых условиях / Фахретдинов Р.Н., Фазлутдинов К.С., Нигматуллина Р.Ф. // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 5. – С. 27–29.

5. О химической стабильности НПАВ в пластовых условиях при нефтевытеснении / Р.Н. Фахретдинов, К.С. Фазлутдинов, Р.Ф Нигматуллина., Г.А. Толстиков [и др.] // ДАН СССР. – 1988. – Т. 301. – № 2. – С. 355–358.

6. Бабицкая К.И, Городнов В.П., Царьков И.В. Обобщенный анализ результатов опытно-промысловых испытаний методом мицеллярно-полимерного заводнения // Труды XI Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». – Самара, СамГТУ, 2014. – С. 217–226.

7. Кисляков Ю.П. Применение ПАВ на месторождении Узень // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 7. – С. 37–39.

8. Pat. 1651311 US. Recovery of Petroleum from Oil Bearing Sands / H. Atkinson. – filed 14.04.1926; publ. 29.11.1927.

9. Плетнев М.Ю. О природе взаимодействия в растворе смесей неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ // Коллоидный журнал. – 1987. – Т. 49. – № 1. – С. 184–187.

10. Advances in Polymer Flooding and Alkaline/Surfactant/Polymer Processes as Developed and Applied in the Peoples Republic of China / H.L. Chang [et al.] // SPE-89175-JPT. – 2006. – DOI:10.2118/89175-JPT

11. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. Status of polymer-flooding technology // Journal of Canadian petroleum technology. – 2015. – № 54 (2). – Р. 116–126. - DOI:10.2118/174541-PA

12. Sheng J.J. A Comprehensive Review of Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) Flooding // Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering. – 2014. – № 9 (4). – Р. 471–489. - DOI:10.1002/APJ.1824

13. Alkaline / Surfactant/Polymer Processes: Wide Range of Conditions for Good Recovery / S. Liu, Li Feng, R. Miller [et al.] // SPE-113936-PA. – 2010. - DOI: 10.2118/113936-PA

14. Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 2: The Design and Execution of an ASP Field Test / M.A. Buijse, R.M. Prelicz, J.R. Barnes [et al.] // SPE-129769-MS. – 2010. - DOI:10.2118/129769-MS

15. Никитина А.А. Салым Петролеум: технология АСП как решение проблемы истощения традиционных запасов // Нефтегазовая вертикаль. – 2014. – № 10. – С. 24–26.

16. Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 1: Structure-Performance Relationships for Selection at Different Reservoir Conditions / J.R. Barnes, H. Dirkzwager, J.R. Smit [et al.] // SPE-129766-MS. – 2010. - DOI:10.2118/129766-MS

17. A practical and economically feasible surfactant EOR strategy: Impact of injection water ions on surfactant utilization / M.T. Al-Murayri, D.S. Kamal, A. Al-Qattan [et al.]// Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – № 108479. – Р. 1–14. - DOI:10.2118/198002-ms

18. Development of High Performance Surfactants for Difficult Oils / P. Zhao [et al.] // SPE-113432. – 2008. - DOI:10.2118/113432-MS

19. Surfactant Systems for EOR in High-Temperature, High-Salinity Environments / Puerto M., Hirasaki G.J., Miller C.A. // SPE-129675-MS. –2010. - DOI:10.2118/129675-PA

20. Injectivity experiences and its surveillance in the West Salym ASP pilot / Van der Heyden [et al.] // EAGE ThB07. Presented at the 19th European Symposium on Improved Oil Recovery. – 2017. - DOI: 10.3997/2214-4609.201700243

21. Healy R.N., Reed R.L., Stenmark D.K. Multiphase Microemulsion Systems // SPE-5565-PA. – 1976. - DOI:10.2118/5565-PA

22. Разработка нефтяных месторождений: Изд. в 4 т. – Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Г. Телин [и др.] / под ред. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – С. 216–218.

23. Адаптация технологии мицеллярно-полимерного заводнения для пласта Дкт Южно-Кубанского поднятия Вахитовского месторождения ПАО «Оренбургнефть» / Р.М. Мусин, А.Н. Елисеев, А.С. Кириллов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 2. – С. 21–25.

24. Пат. 2612773 RU. Состав для повышения нефтеотдачи пласта / В.В. Коновалов, В.П. Городнов, К.И. Бабицкая, М.В. Жидкова, П.В. Склюев; заявитель и патентообладатель Самарский гос. технический университет. – № 2015154013; заявл. 16.12.2015; опубл. 13.03.2017.

25. Тома А. Основы технологии полимерного заводнение / пер. с англ. под ред. И.Н. Кольцова. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2020. – 240 с.

На протяжении последних десятилетий одним из основных методом разработки нефтяных месторождений в мире является заводнение пластов. Несмотря на эффективность, данный метод позволяет извлекать лишь незначительную часть запасов и, следовательно, требует более детального изучения в части повышения его эффективности, особенно с учетом естественного истощения продуктивных зон. Для поддержания достигнутых темпов добычи нефти нижнего миоцена месторождения Белый Тигр необходимо рассматривать возможности применения различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Одним из перспективных МУН является заводнение с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров. Данный вид заводнения относится к одному из эффективных МУН с широким диапазоном применения, что объясняет повышенный интерес к изучению возможностей его использования. Технология ПАВ-полимерного заводнения имеет высокий потенциал дополнительного извлечения неподвижной нефти (15-30 %), которую невозможно извлечь с помощью традиционного заводнения, применяемого на месторождении. По совокупности параметров в качестве наиболее перспективного для ПАВ-полимерного заводнения определен Северный свод месторождения Белый Тигр. Для создания эффективной ПАВ-полимерной композиции для условий изучаемого объекта, а также определения оптимальных решений необходимы систематизация и детальное рассмотрение основных положений экспериментальных исследований.

В статье рассмотрены результаты анализа существующих методических подходов к проведению лабораторных исследований при реализации технологии ПАВ-полимерного заводнения. Дано описание последовательности действий и процедура создания эффективной ПАВ-полимерной композиции. Представлены практические рекомендации, при выполнении которых может быть обеспечено повышение нефтеотдачи терригенных коллекторов месторождения Белый Тигр.

Список литературы

1. Уточнение геологического строения нефтяных месторождений на примере месторождения Белуга (шельф юга Вьетнама) / А.Н. Иванов, П.С. Баленко,

Е.В. Кудин, А.Д. Дзюбло // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 24–26. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-24-26

2. Рузин Л.М., Морозюк О.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика). – Ухта: УГТУ, 2014. – 127 с.

3. Комплексные лабораторные исследования при оптимизации состава ПАВ-полимерных композиций для месторождений Западной Сибири / Е.А. Сидоровская, Д.С. Адаховский, Н.Ю. Третьяков [и др.] // Нефть и газ. – 2020.– Вып. 6. – С. 107–118. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-6-107-118

4. Девятков В.В. Методология и технология имитационных исследований сложных систем. – М.: ИНФРА-М, 2013. – 448 с.

5. Иванов Е.Н., Кононов Ю.М. Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-геофизической информации // Известия Томского политехнического университета. – 2012.– Вып. 1.– С. 149–154.

6. Щербакова А.С. Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного заводнения // Молодой ученый. – 2017. – № 36 (170). – С. 37–40.

7. Optimum formulation of surfactant/water/oil systems for minimum interfacial tension or phase behavior / J-L. Salager, JC. Morgan, RS. Schechter [et al.] // SPE-7054-PA. – 1979. – DOI: 10.2118/7054-PA

8. Polymer Injectivity: Influence of Permeability in the Flow of EOR Polymers in Porous Media / B. Al-Shakry, B. Shaker Shiran, T. Skauge, A. Skauge // SPE-195495-MS. – 2019. – DOI:10.2118/195495-MS

9. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. Status of polymer-flooding technology // SPE-174541-PA. – 2015. – DOI: 10.2118/174541-PA

10. https://www.snf.com

11. Штиллер В. Уравнение Аррениуса и неравновесная кинетика. – М.: Мир, 2000. – 176 с.

12. Winsor P.A. Binary and multicomponent solutions of amphiphilic compounds. Solubilization and the formation, structure, and theoretical significance of liquid crystalline solutions // Chem. Rev. – 1968. – V. 68 (1). – P. 1–40. – DOI:10.1021/CR60251A001

13. Oil-Displacing Surfactant Composition with Controlled Viscosity for Enhanced Oil Recovery from Heavy Oil Deposits / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, L.A. Stasyeva

[et al.] // Georesursy. – 2016. – № 18(4). – Р. 281–288. – DOI: 10.18599/grs.18.4.5.

14. Chun Huh. Equilibrium of a Microemulsion That Coexists With Oil or Brine. Society of Petroleum Engineers Journal // SPE-10728-PA. – 1983. – DOI:10.2118/10728-PA

В статье приведен анализ условий работы крепи скважин, предназначенных для добычи высоковязких нефтей и битумов. Разработка месторождений высоковязкой нефти и битумов является одним из методов поддержания необходимого уровня добычи углеводородов в условиях падающей добычи на традиционных месторождениях. Использование тепловых методов воздействия на пласты предъявляет дополнительные требования к тампонажным материалам, поскольку традиционные цементы неэффективны при температурах выше 100 ^оС из-за потери прочности и повышения проницаемости камня в результате термической коррозии. В скважинах, при эксплуатации которых применяются тепловые методы воздействия, твердение раствора начинается при низких положительных температурах (5-20 ^оС), что всегда ведет к образованию продуктов твердения с высоким соотношением CaO/SiO₂. После закачки теплоносителя эти продукты начинают перекристаллизовываться в термодинамически более устойчивые фазы. При этом до появления более устойчивых фаз первоначально образовавшиеся продукты твердения могут проходить несколько промежуточных этапов, неизбежно ухудшающих физико-механических свойств цементного камня. С учетом условий твердения и работы цементного камня при проектировании состава тампонажного материала предложено комбинировать портландцемент и кремнеземсодержащие добавки для обеспечения требуемого соотношения CaO/SiO₂ в вяжущем. При этом необходимо использовать разновидности кремнезема различной активности, а также проводить его механоактивацию. Для минимизации перекристаллизационных процессов при твердении цементных растворов предложено учитывать кинетику фазообразования продуктов твердения. Обоснованы требования к составу тампонажного материала и свойствам получаемых растворов для обеспечения нормального процесса цементирования. Приведены результаты термоциклических испытаний разработанного тампонажного материала, подтвердившие контролируемость процессов перекристаллизации без потери прочности цементного камня, а также данные промысловых испытаний.

Список литературы

1. Чижиков С.В., Дубовицкая Е.А., Ткаченко М.А. Стоимостное моделирование: инструмент учета изменений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 64–68. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-64-68

2. Юнусов И.Е.. Применение ГИС-коннектора для концептуального инжиниринга и стоимостного моделирования обустройства нефтегазовых месторождений // Нефть.Газ. Новации. – 2019. – № 8. – С. 12-14.

3. Рудаченко А.В., Чухарева Н.В., Жилин А.В.. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. – 238 с.

Рассмотрены возможности систем оптоволоконной термометрии, предназначенных для мониторинга работы скважин и глубинного оборудования, а также их специфика, связанная с особенностями регистрации данных. Потенциальная возможность оптоволоконных распределенных датчиков термометрии измерять температурное поле вдоль всего ствола скважины позволяет практически мгновенно регистрировать его изменения, вызванные сменой событий в продуктивных объектах, а также трансформацию аномалий температуры, отражающих изменение технологических режимов эксплуатации скважин и глубинного насосного оборудования. Это дает возможность решать многие задачи и, в частности, определять работающие интервалы, измерять забойные и пластовые давления, дифференцированно определять количество воды в продукции и гидродинамические параметры пластов. Представлен опыт комплексных исследований многозабойной горизонтальной скважины при помощи оптоволоконной термометрии и геофизического прибора. В скважине определен профиль притока, выделены работающие участки основного ствола и места поступления флюида из второго и третьего боковых стволов. Сравнение результатов термометрии с применением разнотипных систем показали их хорошую сходимость только в конце горизонтального участка, что предполагает наличие незначительного притока из «носочной» части ствола. В то же время, обе системы в процессе освоения скважины не зарегистрировали экстремальных изменений температуры при вызове притока компрессированием, что свидетельствует о случайном характере выполнения измерений оптоволоконной системой. Замеры не совпадали по времени с переходными процессами, т.е. регистрация температуры выполнялась до или после формирования дроссельных аномалий, которые быстро расформировывались за счет конвективного теплообмена. Несмотря на преимущества стандартной термометрии в точности измерений и ее более надежное метрологическое обеспечение, измерять температурные аномалии быстропротекающих локальных процессов, длительность которых составляет первые десятки минут, можно только при помощи оптоволоконных распределенных датчиков термометрии или термокос со значительным количеством точечных датчиков. Проведение долговременного мониторинга требует применения защищенных от коррозии геофизических кабелей с оптоволоконными модулями, как правило, армированных (покрытых полимером), что снижает теплопроводность. Для повышения точности измерений с целью регистрации кратковременных температурных процессов необходимо использовать оптоволоконные системы с максимально возможной чувствительностью, которая определяется тепловой инерцией и зависит в основном от удельной теплоемкости и теплопроводности слоев кабеля. Показано, что достижение высокой точности измерений на этапе скважинных исследований заключается в разностороннем учете влияния искажающих факторов, а также разрешения и тепловой инерции оптоволоконного геофизического кабеля в целом.

Список литературы

1. Клишин И.А. Перспективные методы исследования действующих нефтяных и газовых скважин. В сб. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации) // Материалы десятой международной научно-технической конференции (посвященной 60-летию Тюменского индустриального университета). – Тюмень: ТИУ, 2016. – С. 66–70.

2. Лапшина Ю.В., Рыбка В.Ф. Результат применения оптоволоконных технологий распределенной термометрии при освоении скважины с помощью ЭЦН // Экспозиция Нефть Газ. – 2013. – №7 (32). – С. 13–16.

3. Комплексирование геофизических технологий вторичного вскрытия и долговременного мониторинга работы пластов / В.И. Костицын, А.Д. Савич, А.В. Шумилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №9. – С. 108–113. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-108-113

4. Определение индивидуальных гидродинамических характеристик пластов по результатам долговременного мониторинга работы скважин геофизическим комплексом «Спрут» / М.В. Якин, И.Р. Сафиуллин, В.М. Коровин, И.Я. Адиев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – №12. – С. 80-93.

5. Цифровые системы внутрискважинного мониторинга давления и температуры без глубинной электроники для газовых скважин / В.В. Береснев, А.А. Арбузов, И.Д. Вахитов [и др.] // Газовая промышленность. – 2020. – №7 (803). – С. 32–33.

6. Инновационная комплексная система мониторинга скважин «ПетроЛайт» / В.Д. Малкина, Т.И. Галимов, С.И. Васютинская, А.Г. Киселев // Научный журнал российского газового общества. – 2015. – №2–3. – С. 59–64.

7. Поляков А.В., Прокопенкова Т.Д. Автоматизированная оптоэлектронная измерительная система // В сб. Международный конгресс по информатике: информационные системы и технологии: Материалы международного научного конгресса. – 2016. – С. 793–797.

8. Турбин А.И., Калас В.О., Васютинская С.И. Система мониторинга протяженных объектов «Омега»: новые возможности волоконно-оптических датчиков // Русский инженер. – 2015. – №4(47). – С. 27–31.

9. https://silixa.com/technology/ultima-dts/.

10. Буянов А.В. Мониторинг профиля притока (приемистости) в горизонтальных скважинах по результатам распределенной нестационарной термометрии: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2019. – 146 с.

11. Физика. Оптика. Ч. 2. Волновая оптика. Издание второе, переработанное и дополненное / А.В. Парамонов, Л.В. Никольская, И.А. Клепинина, А.В. Ермолов. – Тула: Изд-во Тульского государственного педагогического университета им. Л. Н. Толстого, 2013. – 109 с.

12. Smolen J.J., van der Spek A., Distributed temperature sensing - A DTS primer for oil & gas production. - Shell International Exploration and Production, Netherlands, Hague, 2003. - 97 p.

13. Distributed strain and temperature sensing over 50 km of SMF with 1 m spatial resolution employing BOTDA and optical pulse coding / M.A. Soto, G. Bolognini, F. Di Pasquale, L. Thẻvenaz // 20th international conference on optical fiber sensors. – 2009. – Р. 750383-4.- DOI:10.1117/12.848791

14. Simplex-coded BOTDA fiber sensor with 1 m spatial resolution over a 50 km range / M.A. Soto, G. Bolognini, F. Di Pasquale, L. Thẻvenaz // Optics letters. – 2010. – №2. – С. 259–261. - DOI:10.1364/OL.35.000259

Появление новых приборов акустического каротажа, которые регистрируют данные направленными датчиками, потребовало разработки нового программного обеспечения. В статье представлена инновационная технология обработки данных мультипольного акустического каротажа Parmalog.Acoustic на примере нового отечественного прибора. Технология обеспечивает обработку данных каротажа в вертикальных и наклонно направленных скважинах. Формирование либо дипольного сигнала путем вычитания сигналов от двух противоположно направленных датчиков, либо монопольного сигнала путем суммирования сигналов выполняется на стадии обработки в программном обеспечении. Такой метод регистрации и обработки данных дает возможность определять интервальное время целевых волн в каждом направлении и оценивать положение прибора в скважине. Предложенные способы оценки качества исходного сигнала позволяют выйти на новый уровень метрологического обеспечения, оценить качество данных до суммирования или вычитания. Новые, ранее не использовавшиеся, инструменты детального анализа анизотропии помогают в решении сложных задач оценки направления и величины анизотропии. Инструмент дисперсионного анализа может использоваться для оценки радиальной анизотропии и определения причины анизотропии (асимметрия горизонтального напряжения, собственная анизотропия вследствие сланцеватости или трещиноватости, деформация стенки скважины). Результаты расчета основных упругих модулей, коэффициента Пуассона, коэффициента бокового распора, а также параметра Томсена могут быть использованы при моделировании напряженного состояния горных пород. Применение современного математического аппарата и методов обработки данных в программном обеспечении Parmalog.Acoustic открывает новые возможности изучения прискважинного пространства акустическими методами.

Список литературы

1. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ 2004610273 РФ. Модульная система обработки и интерпретации данных геофизических исследований скважин (Соната) / С.В. Белов, Е.В. Заичкин, О.В Наугольных., И.В. Ташкинов, А.В. Шумилов; заявитель и правообладатель ООО Предприятие «ФХС–ПНГ». – № 2003612671; заявл. 22.12.2002; опубл. 22.01.2004.

2. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ 2019661637 РФ. Программный комплекс «ParmaLog. Acoustic» (Обработка данных мультипольного акустического каротажа) / С.В. Белов, И.В. Ташкинов, А.В. Шумилов; заявитель и правообладатель ООО Предприятие «ФХС–ПНГ». – №2019619826; заявл. 07.08.2019; опубл. 05.09.2019.

3. Borehole acoustic waves / J.B.U. Haldorsen, D.L. Johnson, T. Plona [et al.] // Oilfield Rev. – 2006. – V. 18. – C. 34–43.

4. Saxena V., Krief M., Adam L. Handbook of Borehole Acoustics and Rock Physics for Reservoir Characterization. – Elsevier, 2018.

5. Alford R.M. Shear data in the presence of azimuthal anisotropy // SEG Technical Program Expanded Abstracts. - 1986. – DOI:10.1190/1.1893036

6. Kimball С.V., Marzetta T.L. Semblance processing of borehole acoustic array data // Geophysics. – 1984. – V. 49 – №3. – C. 274–281. – DOI:10.1190/1.1441659.

7. Белов С.В., Чистяков Н.Ю. Оценка анизотропии пласта по данным мультипольного акустического каротажа // Нефть.Газ.Новации. – 2019. – №2. – С. 60–64.

8. Шумилов А.В. Модульная система обработки информации при геофизических исследованиях в скважинах: монография. – Пермь: Пермский гос. национальный исследовательский университет, 2022. – 282 с.

9. Tang X., Chunduru R.K. Simultaneous inversion of formation shear-wave anisotropy parameters from cross-dipole acoustic-array waveform data // Geophysics. – 1999. – V. 64. – N 5. – DOI:10.1190/1.1444654.

10. Tichelaar B.W., Hatchell P.J. Inversion of 4-c borehole flexural waves to determine anisotropy in a fractured carbonate reservoir // Geophysics. – 1997. – V. 62. – N 5. – DOI: 10.1190/1.1444247.

Регулярные и качественные измерения добычи нефти, газа и воды прямым методом при помощи специальных измерительных установок являются основой формирования внутренней отчетности недропользователей, материалом для анализа и принятия решений. Одна из важнейших задач разработки месторождений углеводородов заключается в контроле и управлении. Качество управленческих решений определяется не только профессионализмом лица, принимающего решение, но и качеством и объемом исходной информации. Правила разработки месторождений предусматривают обязательное определение дебита жидкости скважины, обводненности добываемой продукции и газового фактора. Промысловые замеры являются основой для оценки себестоимость добычи углеводородов и энергетической эффективности за определенные промежутки времени. Качественные промысловые измерения формируют месячные эксплуатационные рапорты и входят в систему отчетности ЦДУ ТЭК. В условиях перехода нефтегазовой отрасли на цифровые решения промысловые измерения становятся важнейшим элементом формирования постоянно действующей гидродинамической модели разработки месторождения. Создание работоспособной, эффективной модели во многом определяется наличием достоверной информации о базовых (опорных) скважинах по принципиально важным показателям, перечень которых формируется в зависимости от сложности месторождения, этапа разработки и задач управления. Промысловые измерительные устройства являются источниками информации не только об эксплуатационных характеристиках скважин, но и о процессах, происходящих в пласте, для оперативного управления разработкой и поддержки цифровой модели. Использование основных технологических показателей не ограничивается только гидродинамической моделью.

Полученные данные по групповой замерной установке в дальнейшем используются для расчетов системы сбора; подготовки решений о дальнейшем использовании воды и газа на промысле; данные о количестве водонефтяной эмульсии применяются для моделирования процесса подготовки нефти. Решение задач управления производством, в том числе цифровыми инструментами, требует постоянной работы по наращиванию точности, оперативности и надежности измерений.

Список литературы

1. Еремин Н.А. Управление разработкой интеллектуальных месторождений нефти и газа. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2011. – 200 с.

2. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Нефтегазовый комплекс РФ-2030: цифровой, оптический, роботизированный // Нефть России. – 2017. – № 3. – С. 4–9.

3. Андреева Н.Н., Мариненков Д.В. Эволюция разрозненных цифровых моделей в комплексный информационный актив проекта // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 68–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-68-71

4. Лищук А.Н. Учет углеводородного сырья: новый взгляд на привычные вещи. Завершение этапа НИОКР // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 10–12.

В статье приведен обзор требований компании «Газпром нефть» к химическим реагентам для процессов добычи углеводородов, обоснованы границы области применения требований. Введено понятие «нефтепромысловые химические реагенты» – реагенты, применяемые в процессах интенсификации добычи, глушения скважин, подъема скважинного флюида, промыслового сбора и подготовки нефти, поддержания пластового давления, транспортировки товарной нефти. Расмотрены актуальные вопросы, касающиеся перечня и наполнения технической и разрешительной документации, ее соответствия актуализированной редакции ГОСТ 54567-2011 «Нефть. Требования к химическим продуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли» и ТР ЕАЭС 045/2017 «О безопасности нефти, подготовленной к транспортировке и (или) использованию». Приведено обоснование общих требований к реагентам, практических подходов к обеспечению их выполнения при проведении лабораторных, опытно-промысловых испытаний и входном контроле в целях допуска к промышленному применению. Проанализирована классификация нормируемых показателей, их разделение по функциональному назначению на физико-химические, технологические и совместимость. Представлены подходы к определению хлорорганических соединений в химических реагентах, недостатки известных и применяемых в настоящее время методик. Даны конкретные рекомендации по оценке влияния реагентов на содержание органических хлоридов в нефти в том числе в процессе образования последних при взаимодействии компонентов реагентов и нефти. Рассмотрены особенности таких показателей, как массовая доля активной основы и эффективность, а также вопросы физико-химической и технологической совместимости с нефтепромысловыми средами – водой, нефтью, жидкостями глушения. Представлен подход к определению требований к новым типам реагентов, приведены примеры конкретных показателей и рекомендации к их численному нормированию.

В статье представлены первые результаты детального изучения углеводородов нефтяного ряда, характерных для объектов добычи нефти и газа, которое проводится в лаборатории исследования пластовых флюидов ООО «РН-БашНИПИнефть» в рамках развития нового направления: «Геохимические исследования органического вещества и нефти, связанные с отложениями доманикового типа». Рассмотрены особенности состава высокомолекулярных алкилтолуолов (АТ) с алкильной цепью регулярного строения в нефти Тимано-Печорского региона. Ранее проведенные исследования позволили на основании молекулярно-массового распределения (ММР) условно разделить парафины на шесть типов. В данной работе представлен один из выделенных типов нефти, приуроченный к отложениям нижнего девона – силура. Этот тип характеризуется доминирующим содержанием н-парафинов нечетного состава над четным. Аналогичные закономерности присущи и составу высокомолекулярных АТ. Для изучения общих закономерностей в углеводородном составе нефти состав нефти рассмотрен без привязки к конкретному месторождению. Для детальных исследований взята одна из ароматических групп, представляющая собой высокомолекулярные АТ. Закономерности в их составе дублирует закономерности н-парафинов, и при этом несут дополнительную геохимическую информацию.

Высокомолекулярные АТ являются неотъемлемой частью природных нефтяных сред, и их часто используют для решения различных геохимических задач. Особый интерес представляют соединения с нормальной алкильной цепью (нАТ), строение и состав которых связаны с как с генетическим типом исходного органического вещества, так и с разнообразием процессов его преобразования. Высокая информативность нАТ обусловлена наличием в них трех основных изомеров. Содержание изомеров позволяет устанавливать термодинамическое состояние (стабильность) отдельных групп изомеров и нефти в целом. Это значительно расширяет возможности установления термокаталитической преобразованности нефти наряду с другими методами. При этом термодинамическое состояние групп изомеров алкилтолуолов четного и нечётного составов различаются. Соотношение изомеров в группах четного состава более термодинамически преобразовано по сравнению с соединениями нечетного состава. Наличие разных временных отрезков указывает на различные этапы формирования состава АТ в нефти.

Список литературы

1. Кирюхина Т.А. Типы нефтей Тимано-Печорского бассейна // Вестник МГУ. Сер. 4. Геология. – 1995. – № 2. – С. 39–49.

2. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна / Т.К. Баженова, В.К. Шиманский, В.Ф. Васильева [и др.]. – СПб.: ВНИГРИ, 2008. – 164 с.

3. Reed J. D., Illich H. A., Horsfield B. Biochemical evolutionary significance of Ordovician oils and their sources // Advances in Organic Geochemistry. – 1985. – Р. 347–358. – DOI:10.1016/0146-6380(86)90035-5

4. Н-алкилбензолы состава С12-С30 в нефтях / С.Б. Остроухов, О.А. Арефьев, С.Д. Пустильникова, Ал.А. Петров // Нефтехимия. – 1983. – Т. 23. – N 1. – С. 20–30.

5. Остроухов С.Б. Алкилтолуолы состава С12-С30 в комплексе геохимических исследований флюидов Северного Каспия // В сб. № 72. Вопросы геологии и обустройства месторождений нефти и газа, Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть», 2013. – С. 131–142.

6. Ostroukhov S.B. Genesis of higher petroleum alkyltoluenes // Petroleum Chemistry. – 2018. – V. 58 (1). – Р. 8–12. – DOI: 10.1134/S0965544118010115.

7. Ostroukhov S.B. Higher petroleum alkyltoluenes: Evaluation of thermodynamic maturity // Petroleum Chemistry. – 2015. – V. 55. – Р. 195–201. – https://doi.org/10.1134/S0965544115030093.

В статье представлена методология построения тектонического каркаса и структурной модели с разломами в ПК «РН-ГЕОСИМ». Основой подхода является интерполяция геометрических объектов, таких как разломы и горизонты, в неявном виде. Это подразумевает интерполяцию скалярных величин в трехмерной области интересов таким образом, что получаемые поверхности являются их изоповерхностями или множеством точек равного значения функции. При этом каждый разлом описывается своей собственной функцией, а семейство непересекающихся геологических горизонтов – одной общей функцией. Поскольку каждый разлом является изоповерхностью нулевого значения функции, заданной во всей области моделирования, становится удобно описывать правила примыканий разломов с помощью системы неравенств. Однако такой поход требует интерполяции дополнительных вспомогательных величин для описания области действия разломов. Дополнительные функции вводят криволинейную систему координат на поверхности разлома, что позволяет удобно ориентировать разлом по отношению к сторонам света. Интерполяция скалярных величин, отвечающих за разломы и горизонты, представляет собой решение оптимизационной задачи минимизации так называемого функционала гладкости с ограничениями, заданными исходными данными. Вариация оптимизационной задачи приводит к бигармоническому дифференциальному уравнению с естественными граничными условиями на границе области моделирования, что соответствует модели линейной упругости.

В статье рассмотрены способы задания ограничений для оптимизационной задачи в линейном виде, позволяющих учитывать интерполируемые данные. Благодаря квадратичному виду функционала и линейности ограничений, оптимизационная задача сводится к системе линейных алгебраических уравнений. Представленная методология позволяет моделировать наклонные разломы, геологические горизонты с надвигами и сбросами.

Список литературы

1. Mallet J.-L. Space-time mathematical framework for sedimentary geology// Mathematical Geology. – 2004. – V. 36. – N 1. – P. 1–32. – DOI:10.1023/B:MATG.0000016228.75495.7C

2. Geo-chronological 3-D space parameterization based on sequential restoration / G. Laurent, G. Caumon, M. Jessell, J.-J. Royer // Proc. the 30th Gocad Meeting, June 2010. – 14 p.

3. Souche L., Lepage F., Iskenova G. Volume based modeling-automated construction of complex structural models// Proc. 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013, London, UK, June 2013. – 5 p. - DOI:10.3997/2214-4609.20130037

4. Bruno L., Mallet J.-L. Discrete Smooth Interpolation: Constrained Discrete Fairing for Arbitrary Meshes// Proc. the 19th Gocad Meeting, June 1999. – 10 p.

5. Mallet J.-L. Geomodelling. – New York: Oxford University Press, 2002. – 624 p.

Одним из наиболее важных параметров жидкости вскрытия продуктивного пласта является показатель фильтрации. Под действием перепада давлений при бурении на репрессии водная фаза проникает в пласт. Проникновение водной фазы в нефтенасыщенный пласт приводит к снижению его проницаемости для нефти, так как водная фаза изменяет смачиваемость и эффективную пористость породы. При этом не весь объем водной фазы при обратной фильтрации нефти, способен освободить поры, особенно малого размера. Расчет объема фильтрата, проникающего в пласт, является актуальной задачей, так как наличие этих данных позволяет предпринять ряд мер по снижению фильтрации, подобрать методы интенсификации добычи или очистки призабойной зоны пласта. Также эти данные могут быть полезны при расчете показателей продуктивности пласта с учетом загрязнения призабойной зоны, в том числе скин-фактора.

В данной представлено программное обеспечение для расчета объема фильтрата буровой промывочной жидкости, проникающего в пласт при первичном вскрытии. Авторская методика расчета использует аналитические подходы и зависимости для фильтрационных экспериментов, выведенные с использованием корреляционного и регрессионного анализа. В качестве входных параметров используются лабораторные данные стандартного теста на фильтр-прессе: вязкость фильтрата, площадь фильтрации, перепад давлений, таблица фильтрационного процесса. Необходимым входным параметром является экспериментальная зависимость объема фильтрата от времени фильтрационного эксперимента, на основании которого определяется параметры мгновенной фильтрации при формировании фильтрационной корки и параметры, характеризующие дальнейшую фильтрацию через нее. Зависимость накопленного объема фильтрата от времени, определенная с использованием фильтр-пресса, подключается в программе отдельным табличным файлом, имеющим одно из стандартных расширений. Расчет для скважинных условий учитывает вязкость фильтрата при скважинной температуре, давление репрессии, площадь фильтрации, время технологического процесса.

Список литературы

1. Influence of capillary pressure on the restoration of the bottom-hole zone permeability at the filtrate-oil interfacial phase / V.I. Nikitin, V.V. Zhivaeva, O.A. Nechaeva,

E.A. Kamaeva // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. – 2019. – V. 2. – P. 558–562. - DOI:10.1201/9781003014638-12

2. Разработка промывочной жидкости для предотвращения потерь устойчивости ствола скважины / В.В. Живаева, О.А. Нечаева, Е.А. Камаева, В.И. Никитин // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – №8 – С. 30–33.

3. Никитин В.И. Определение проницаемости фильтрационной корки бурового раствора путем анализа кривой фильтрационного процесса // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – №10. – С. 48–50.

4. Никитин В.И., Живаева В.В. Динамика проникновения фильтрата буровых промывочных систем на водной основе в пласт // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – №11. – С. 40–42.

5. Никитин В.И. Инженерные расчеты при бурении скважин на основании показаний фильтр-пресса. – Самара: Самарский гос. технический университет, 2021. – 60 с.

6. ANSI/API 13I/ISO 10416. Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids, 2004.

7. Nikitin V.I Nechaeva O.A., Mozgovoi G.S. Analysis of the results of the experiment to determine the saturation of the filtrate of drilling fluid of the core sample // III international scientific practical conference «breakthrough technologies and communications in industry and city» (btci’2020), december 2–3, 2020. – Volgograd. - DOI:10.1063/5.0067566

8. Нечаева О.А., Никитин В.И., Камаева Е.А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта путем введения поверхностно-активного вещества в рецептуру промывочной жидкости // Нефть Газ Новации, 2021. – №1. – С. 34–36.

В статье рассмотрены особенности противовыбросового оборудования, устанавливаемого на устье наклонно направленной скважины с горизонтальным окончанием, предназначенной для парогравитационного дренирования, при разработке месторождений сверхвязкой нефти. Отмечены недостатки существующего оборудования и предложена конструкция, не имеющая этих недостатков. Выявлено несколько основных проблем при установке стандартных превенторов на устье наклонно направленной скважины, которые заключаются сложности, большой трудоемкости и продолжительности монтажа. Кроме того, в условиях высоких пластовых температур длительный процесс установки превентора может оказаться весьма критичным с точки зрения обеспечения безопасности жизни и здоровья персонала при возникновении газонефтеводопаропроявления. В связи с этим рациональный выбор и использование специального противовыбросового и противофонтанного оборудования являются очень важными факторами. Для решения указанных проблем в секторе технологий ремонта скважин отдела эксплуатации и ремонта скважин ТатНИПИнефти разработан превентор уменьшенных габаритов и массы. Разработанный превентор адаптирован к различным типоразмерам опорных фланцев устьевых арматур скважин сверхвязкой нефти в ПАО «Татнефть». В ходе эксплуатации разработанного превентора повышается безопасность проведения работ на устье наклонно направленных скважин, добывающих сверхвязкую нефть, при текущем и капитальном ремонте, так как исключается потеря работоспособности превентора. Это обусловливается надежной работой герметизирующего узла, не зависящего от угла наклона устья скважины. Несомненными преимуществами рассматриваемого в статье превентора являются сокращение продолжительности монтажа на наклонном устье, компактность, надежность и универсальность. Превентор прошел испытания на устьях семи наклонно направленных скважин, добывающих сверхвязкую нефть. Работа включена в лучшие практики ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Пат. № 2724695 РФ, МПК Е21В 33/06 (2006.01). Превентор со сменным кольцом и способ его установки на опорном фланце устьевой арматуры / Р.З. Зиятдинов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2020102318; заявл. 22.01.2020; опубл. 25.06.2020.

2. Пат. № 2719884 РФ, МПК Е21В 33/06 (2006.01). Превентор для скважин с наклонным устьем / Р.И. Насрыев, Р.З. Зиятдинов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2019137988; заявл. 25.11.2019; опубл. 23.04.2020

В настоящее время для учета объемного расхода нефти в системе измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) применяются преобразователи расхода разных типов. Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода в составе СИКН используются поверочные установки. Наибольшее распространение на объектах отечественных нефтяных компаний получили трубопоршневые поверочные установки (ТПУ) преимущественно зарубежного производства. Как показал проведенный анализ нормативно-технической базы, на сегодня в Российской Федерации отсутствуют единые технические и метрологические требования к ТПУ, а также опыт собственного производства.

В статье представлены результаты комплексных научных исследований, направленных на обоснование длин разгонных и калиброванных участков ТПУ для создания отечественных установок. Для решения данной задачи выполнены экспериментальные исследования на 10 эксплуатируемых ТПУ. Результаты эксперимента сравнивались с результатами расчета длин разгонных участков ТПУ в рамках шести гипотезам. Разработка гипотез осуществлялась по данным анализа результатов выполненных ранее научных исследований и теоретических расчетов. На основании полученных данных обоснована наименьшая длина разгонных участков ТПУ при гарантированной стабилизации скорости движения шарового поршня в ТПУ к началу калиброванного участка, которая обеспечивает метрологические характеристики ТПУ, а также рассчитаны минимальные длины калиброванных участков для ТПУ разной производительности. Полученные результаты применяются при выполнении математического моделирования ТПУ в прикладном программном обеспечении ANSYS в составе пакетов вычислительной гидродинамики CFD и прочностных расчетов Mechanical Enterprise в рамках производства ТПУ.

Список литературы

1. Современное состояние ведения учетных операций с нефтью и нефтепродуктами с применением измерительных систем в России / О.В. Аралов, И.В. Буянов, Ю.В. Лисин [и др.]. – М.: Недра, 2019. – 246 с.

2. Черненков В.П., Ионов В.С. Исследование метрологических характеристик расходомерных устройств при помощи поверочной установки ДВГТУ-ЭСКО // Вологдинские чтения. – 2008. – № 70. – С. 93.

3. Аттестация эталонов единиц массового и объемного расходов жидкости / А.Р. Тухватуллин, Р.А. Корнеев, А.В. Колодников [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 18. – С. 245–247.

4. Исследование метрологических характеристик ультразвукового счетчика газа на эталонных расходоизмерительных установках / И.А. Исаев, Д.Р. Хакимов, А.И. Горчев, Р.И. Ганиев // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 18. – С. 239–244.

5. Козлов В.К., Немиров М.С., Лукманов П.И. Измерения количества сырой нефти с высоким содержанием воды // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. – 2006. – № 9–10. – С. 94–99.

6. Проблемы метрологического обеспечения нефтяного комплекса России / С.М. Горюнова, Л.М. Мухаметханова, Л.В. Петухова, Н.Г. Николаева // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – № 11. – С. 263–266.

7. Флегентов И.А., Жевелев О.Ю., Мухортов А.Ю. Четырехходовые краны для трубопоршневых поверочных установок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов – 2017. – № 7(6). – С. 98–103.

8. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества веществ. Справочник. Книга 2. – СПб.: Политехника, 2002. – 412 с.

9. Webster John G. The Measurement, Instrumentation and Sensors Handbook. – Boca Raton: CRC Press, 1999. – 2588 p.

10. Liptak B.G. Instrument Engineers’ Handbook. Process Measurement and Analysis. ed. by – Boca Raton: CRC Press, 2003. – V.1. – 1860 p.

11. LaNasa P.J., Upp E.L. Fluid flow measurement. A practical guide to accurate flow measurement. – Butterworth-Heinemann, 2014.. – 320 p.

12. Baker Roger C. Flow Measurement Handbook [Текст]: Industrial Designs, Operating Principles, Performance, and Applications. 2nd Ed. – Cambridge University Press, 2016. – 790 p.

В статье представлены результаты исследований возможности повышения эффективности адсорбционных установок рекуперации паров (УРП), действие которых основано на присоединении молекул углеводородов к частицам угля, находящимся в адсорберах, и последующем их целевом отборе. При эксплуатации адсорбционных УРП актуальной задачей является выбор режима работы адсорберов – структуры цикла и продолжительности отдельных операций в рамках стадий, составляющих цикл. При этом под операцией понимается отдельно взятая процедура в цикле работы УРП, под стадией – совокупность отдельных операций в работе УРП, являющаяся частью цикла, под циклом – периодически повторяющаяся последовательность стадий в работе УРП. Возможные режимы работы адсорберов различаются числом стадий в цикле и продолжительностью отдельных операций в рамках стадий. На основе промышленных исследований работы адсорбционной УРП установлено, что увеличивать продолжительность операции адсорбции с целью обеспечения эффективной очистки газовоздушной смеси (ГВС) от углеводородов нецелесообразно. Более того, показано, что следует уменьшать продолжительность данной операции, поскольку при этом степень очистки возрастает. Так, при уменьшении продолжительности операции адсорбции с 20 до 18 мин содержание углеводородов в ГВС на выходе УРП уменьшается с 177,7 до 169,5 г/м³, или на 4,6 %, а средняя степень очистки ГВС возрастает на 2,4-3,1 % в абсолютном выражении. Если же продолжительность операции адсорбции сократить до 15 мин, то уменьшение выбросов составит 21,3 г/м³, или 12 %, а средняя за операцию степень очистки ГВС от паров нефти возрастает на 6,1-8,1 %. Данные результаты достигаются без дополнительных капиталовложений, с использованием только организационных мероприятий. Если же увеличить число адсорберов от 8 до 12, а продолжительность операции адсорбции сократить до 10 мин, то степень очистки ГВС в зависимости от глубины вакуумирования возрастет от 6,1 до 15,1% в абсолютном выражении.

Список литературы

1. Сунагатуллин Р.З., Коршак А.А., Зябкин Г.В. Современное состояние рекуперации паров при операциях с нефтью и нефтепродуктами// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т.7. – №5. – С. 111–119. – DOI:10.28999/2541-9595-2017-7-5-111-119.

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

3. Кемпбел Д. Очистка и переработка природных газов. – М.: Недра, 1977. – 349 с.

4. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. – М.: Химия, 1980. – 408 с.

5. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию / под ред. Ю.И. Дытнерского. – М.: Химия, 1983. – 272 с.

Представлен подход ПАО «НК «Роснефть» к проблематике повышения производственной безопасности с применением инструментов управления рисками при расследовании происшествий в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды (ПБОТОС). В компаниях (бизнес среде), как правило, целью расследования происшествий на производстве является предотвращение повторения подобного происшествия в будущем за счет исправления недостатков в системе управления ПБОТОС. Результаты расследования должны выявить процессы, практики, процедуры, которые следует исправить или улучшить, и определить, какие процессы с опасными условиями требуется оптимизировать или отменить. Целесообразность применения риск-ориентированного подхода (РОП) обусловлена необходимостью обеспечить совместимость результатов расследования с имеющимися программами, мероприятиями и ресурсами. Предлагаемый РОП в расследовании происшествий базируется на одном из широко применяемых в настоящее время методе оценки и анализа рисков «Диаграмма галстук-Бабочка». РОП основан на предположении, что любое происшествие представляет собой реализовавшийся сценарий соответствующего риска – поэтому для целей расследования применяются инструменты анализа риска и такие понятия, как опасность, риск-фактор, инициирующее событие, опасное событие, барьер, фактор деградации, механизм контроля деградации. Описан алгоритм применения РОП в процедуре расследования.

РОП при расследовании происшествий в ПАО «НК «Роснефть» развивается с 2020 г. Практика его применения обеспечила повышение качества проводимых расследований, и что не менее важно, эффективности мер коррекции и корректирующих мероприятий. РОП из вспомогательного инструмента в процессе расследования происшествий превратился в один из основных методов, который: 1) позволяет определять корневые причины происшествий в логической связи с опасностями процесса, имеющимися риск-факторами и инициирующим событием происшествия; 2) обеспечивает связку установленных непосредственных и системных причин происшествий с реальными предупреждающими и реагирующими барьерами; служит инструментом поверки корректности и полноты расследования.

Список литературы

1. Сивоконь И.С., Кулагин В.А., Анфимов М.В. Методология формирования целевых программ по предотвращению крупных происшествий на производстве // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 102–105. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-102-105

2. Развитие риск-ориентированного подхода к управлению системой охраны труда и промышленной безопасностью/ М.В. Анфимов, В.А. Маркеев, И.С. Сивоконь, С.В. Толсторожих // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. - С. 118-122. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-118-122

3. Bow ties risk management: a concept book for process safety/ CCPS. – Hoboken, NJ: John Wiley & Sons, 2018. – 224 p.

4. Порядок расследования происшествий. Положение ПАО «НК «Роснефть». – М.: ПАО «НК «Роснефть», 2019. – https://www.tektorg.ru/document.php?id=4332641&ysclid=l473varg8j345331312.

5. Положение о расследовании происшествий в группе Газпром. – СПб.: ПАО «Газпром», 2015. – https://invest.gazprom.ru/d/textpage/4b/75/polozhenie-o-rassledovanii-proisshestvij-pao-gazprom.pdf?...

6. РГ.04.10, ред. 2. Расследование и предоставление информации о происшествиях в области охраны труда и промышленной безопасности. – Иркутск: ООО «Иркутская нефтяная компания», 2018. – https://irkutskoil.ru/upload/iblock/073/073f9f0068e52a05d55e01665399585e.pdf?ysclid=l473yxtpu0940465...

7. М-16.10-01 версия 1.0 Требования к проведению внутреннего расследования. – СПб: ООО «Газпромнефть-Снабжение», 2015. – https://invest.gazprom.ru/d/textpage/4b/75/polozhenie-o-rassledovanii-proisshestvij-pao-gazprom.pdf?...

8. Анализ коренных причин происшествий. Порядок их установления и разработки мероприятий по предупреждению / / Единая система управления производственной безопасностью. – СПб.: ПАО «Газпром», 2019. – https://pererabotka.gazprom.ru/d/textpage/6e/110/sto-gazprom-18000.4-008-2019-analiz-kornevykh-prich...

9. https://atomicexpert.com/page3178548.html

10. Захаров П., Пересыпкин С. Культура безопасности труда: человеческий фактор в ракурсе международных практик. – М.: Интеллектуальная Литература. – 128 с.