Одной из задач концептуального проектирования, развивающего принципы системной инженерии обустройства месторождений, является поиск оптимальных решений при подборе наземных объектов технологического комплекса добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти и газа. Однако в связи с высокой степенью неопределенности, сложностью и трудоемкостью решения поставленной задачи, а также из-за наличия множества трудно формализуемых факторов на практике «глобально-оптимальные» решения уступают место «локально-рациональным» решениям, которые отражают баланс интересов множества участников процесса освоения месторождений (геологи, буровики, инженеры, строители, экономисты и др.). Вопросы такого учитывающего множество интересов, рационального подбора и согласования параметров оборудования, которое удовлетворяет требованиям и условиям эксплуатации, являются актуальными для нефтегазодобывающей отрасли. Это связано с высокой долей капитальных вложений в общей структуре затрат, которые необходимо оптимизировать для повышения рентабельности разработки месторождений. В статье рассмотрен онтологический подход в задаче автоматического подбора технологической линии оборудования с учетом требований стейкхолдеров и нормативной документации. Целью является разработка архитектуры и онтологической модели знаний для системы интеллектуальной поддержки нефтегазового инжиниринга на основе концепции дополненного интеллекта для нефтегазовой системной инженерии Oil&Gas AugSE. Предложена обобщенная архитектура системы, ядром которой является онтология объектов и процессов обустройства месторождений. Разработана многослойная дополняемая структура онтологических моделей и справочников данных. На основе этой архитектуры предложен алгоритм для решения задачи автоматического конфигурирования объектов кустовой площадки нефтегазового месторождения.

Список литературы

1. Трудноизвлекаемые запасы нефти Югры (Западная Сибирь) / В.И. Исаев, С.Г. Кузьменков, Р.Ш. Аюпов [и др.] // Геофизический журнал. – 2019. - № 1(41). – С. 33-43. - https://elibrary.ru/download/elibrary_37109369_67622964.pdf

2. Evaluating the degree of complexity of tight oil recovery based on the classification of oils / G. Efendiyev, M. Karazhanova, D. Akhmetov, I. Piriverdiyev // Visnyk Taras Shevchenko Natl Univ Kyiv Geol. – 2020. - № 1 (88). – P. 76–81. - DOI:10.17721/1728-2713.88.11

3. Madni A.M. Exploiting Augmented Intelligence in Systems Engineering and Engineered Systems // Insight. – 2020. – V. 23 (1). – DOI:10.1002/inst.12282.

4. Miller W. Future of Systems Engineering. – INCSOE 2019 International Symposium. Torrance, US-CA, January 28, 2019.

5. Rouse W.B. AI as Systems Engineering Augmented Intelligence for Systems Engineers // Insight. - 2020. - V. 23 (1). - P. 52-54. - DOI:10.1002/inst.12286

6. Guide for the application of systems engineering in large infrastructure projects / E.W.Aslaksen, M. Delamare, K. Fehon [et al.] // INCOSE Infrastructure Working Group San Diego, 2012.

7. INCOSE Systems Engineering Handbook: A Guide for System Life Cycle Processes and Activities, 4th Edition. – Hoboken, NJ: John Wiley & Sons, 2015.

8. NASA System Engineering Handbook Revision 2. National Aeronautics and Space Administration, 2016.

9. Engen S., Falk K., Muller G. The Need for Systems Awareness to Support Early-Phase Decision-Making – A Study from the Norwegian Energy Industry // Systems. – 2021. - 9(3), 47. - DOI:10.3390/systems9030047

10. Muller G., Falk K. What can (Systems of) systems engineering contribute to oil and gas? An illustration with case studies from subsea. In: 2018 13th System of Systems Engineering Conference. 2018. – P. 629–635. - DOI:10.1109/SYSOSE.2018.8428724

11. Evaluating the Cost Efficiency of Systems Engineering in Oil and Gas Projects / I.N. Glukhikh, A.F. Mozhchil, M.O. Pisarev, [et al.] // Appl. Syst. Innov. – 2020. – № 3. – DOI:10.3390/asi3030039

12. Ценностно-ориентированная инженерия в «Газпром нефти» / М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов, О.О. Скударь [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 6–11. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-6-11

13. Направления развития когнитивных технологий в периметре Блока добычи и разведки компании «Газпром нефть» / В.В. Яковлев, М.М. Хасанов, А.Н. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 6–9. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-6-9

14. «Эра-Добыча» – интегрированная платформа для повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин / А.А. Шушаков, А.В. Билинчук, Н.М. Павлечко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 60–63. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-60-63

15. Knowledge Representation with Ontologies and Semantic Web Technologies to Promote Augmented and Artificial Intelligence in Systems Engineering / T. Hagedorn, M. Bone, B. Kruse, [et al.] // Insight. – 2020. –V. 23 (1). – P. 15-20. – DOI:10.1002/inst.12279

16. Ontology summit 2020 communiqué: Knowledge graphs / K. Baclawski, M. Bennett, G. Berg-Cross [et al.] // Applied ontology. – 2021. - V. 16 (2). - P. 229–247. – DOI:10.3233/AO-210249

Концептуальная седиментационная модель играет существенную роль в изучении геологического строения региона. В процессе работы с фактическими геолого-геофизическими данными специалист абстрактные модели трансформируются с учетом наиболее вероятного сценария развития геологических процессов на определенный момент времени в пределах конкретной изучаемой площади. Внесение фактора времени в модель может существенно повысить ее информативность. Например, концептуальную модель можно представить через описание последовательности процессов в их взаимосвязи в рамках формирования одного или нескольких клиноциклитов и их последовательную визуализацию в стиле «стоп-кадра» или так называемой «нарезки» кадров. Такой вариант можно рассматривать как одну из возможностей приближения к динамической модели. Существенный вклад в создание динамических концептуальных моделей вносит динамическое седиментационное моделирование, позволяющее непосредственно наблюдать шаг за шагом смоделированный процесс формирования геологических событий.

В статье на примере одного из клиноциклитов неокомского клиноформного комплекса рассмотрен новый подход, который заключается в создании концептуальной седиментологической модели на основе изучения керна, материалов геофизических исследований скважин, сейсмических данных с учетом результатов седиментационного моделирования. Использование седиментационного моделирования в поддержку разработки концептуальной модели для пластов пимского клиноциклита на одном из участков в Ханты-Мансийском автономном округе позволило выявить ряд особенностей формирования склоновых процессов, уточнить направление перемещения осадочного материала к подножию склона с учетом гипсометрии палеоповерхности и далее в глубоководную зону, локализовать депоцентры осадконакопления.

Список литературы

1. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, Н.А. Туренков, С.А. Горбунов. – М.: Изд-во Академии Горных наук, 2000. – 247 с.

2. Бижу-Дюваль Б. Седиментационная геология. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 704 с.

3. Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х т. Т.1 / пер. с англ. / под ред. Х. Рединга – М.: Мир, 1990. – 352 с.

4. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г.: объясн. зап. – Новосибирск : СНИИГГиМС, 2004. – 113 с.

5. Otoo D., Hodgetts D. Applying forward stratigraphic modeling approach to enhance facies characterization and fluid mobility prediction in geological models of basin floor fans. Basin Analysis and Petroleum Geoscience Group. – School of Earth and Environmental Sciences, Williamson Building, Oxford Road, Manchester. M13 9PL. United Kingdom, 2018.

6. Cenozoic stratigraphy and evolution of the sørvestsnaget basin, southwestern barents sea / A. Ryseth, J. Augustson, M. Charnock, [et al.] // Norwegian Journal of Geology. – 2003. – V. 83 (10) . – P.107–129.

7. Techniques to Understand Reservoirs Associated with Deepwater Sedimentological Processes, from Basin to Field Scale - A Case Study/ А. Acevedo, H.A. Madhoo, A. Khramtsov [et al.] // IPTC-18016-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2523/IPTC-18016-MS

8. Anindita I. Reservoir Prediction and Controlling Factors of the Cenozoic Deepmarine System at the Sørvestsnaget Basin, Southwest Barents Sea. August 2019 Norwegian University of Science and Technology Faculty of Engineering Department of Geoscience and Petroleum. – https://ntnuopen.ntnu.no/ntnu-xmlui/bitstream/handle/11250/2634445/no.ntnu%3Ainspera%3A39254300%3A21...

9. Geologic process modeling / D. Tetzlaff, J. Tveiten, P. Salomonsen, [et al.]. – https://www.researchgate.net/publication/320183844_GEOLOGIC_PROCESS_MODELING

10. Ольнева Т.В., Овечкина В.Ю., Жуковская Е.А. Компьютерное моделирование терригенной седиментации как новый инструмент прогноза архитектуры резервуаров УВ // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2020. – №2. – С. 12–17. - DOI: 10.7868/S2587739920020019

В статье рассмотрены результаты применения оптимизационного модифицированного алгоритма нелинейной AVAZ-инверсии отраженных продольных волн в анизотропных средах, основанного на точных коэффициентах отражения, полученных при обработке и интерпретации полевых данных полноазимутальной 3D сейсмической съемки, выполненной на одном из месторождений в Оренбургской области. Применена модифицированная процедура AVAZ-инверсии, которая реализуется в три этапа. На первом этапе используется двухчленная аппроксимация Рюге с целью получения направления оси симметрии трансверсально-изотропной среды. Использование аппроксимации Рюге в качестве первого этапа оптимизационного алгоритма является оптимальным подходом, так как позволяет уменьшить число восстанавливаемых параметров по точным формулам. На втором и третьем этапах AVAZ-инверсия проводится по точным формулам. На втором этапе в плоскости изотропии рассчитывается скорость поперечной волны, на третьем – восстанавливаются значения параметров анизотропии в целевом слое. Разделение алгоритма инверсии на три этапа позволило добиться большей устойчивости процедуры оптимизации, увеличения точности определения параметров анизотропии, а также сокращения расчетного времени. Выполнено сравнение с традиционным методом Рюге, базирующимся на линеаризованных аппроксимациях коэффициента отражения. Результаты AVAZ-инверсии по целевому отражающему горизонту представлены в виде векторных карт распределения анизотропных параметров: параметра аппроксимации Рюге B_ani и параметра анизотропии Томсена g (определен по точным формулам). На основании анализа этих карт сделан вывод, что алгоритм AVAZ-инверсии, использующий точные формулы, обеспечивает более высокую детализацию карты. Выделенные на векторных картах зоны с повышенной анизотропией могут быть интерпретированы как области максимальной упорядоченной трещиноватости коллектора. Сопоставление результатов AVAZ-инверсии с данными атрибутного анализа показало их полное соответствие. Выявление зон повышенной трещиноватости по высоким значениям анизотропии в комплексе с другими динамическими атрибутами дало возможность наметить участки с наилучшими фильтрационными характеристиками коллектора, наиболее благоприятные для бурения скважин.

Список литературы

1. Rüger A. Reflection coefficients and azimuthal AVO analysis in anisotropic media. – Society of Exploration Geophysics, 2001. – 185 p. - DOI:10.1190/1.9781560801764

2. Нефедкина Т.В., Лыхин П.А. Применимость линеаризованных аппроксимаций коэффициента отражения продольных волн для азимутального анализа амплитуд PP отражений в анизотропных средах // Технологии сейсморазведки. – 2016. – № 4. – С. 21–32.

3. Bakulin A., Grechka V., Tsvankin I. Estimation of fracture parameters from reflection seismic data – Part I: HTI model due to a single fracture set // Geophysics. – 2000. – V. 65. – no. 6. – P. 1788–1802. - DOI:10.1190/1.1444863

4. Hudson J.A. Overall properties of a cracked solid // Mathematical Proceedings of the Cambridge Philosophical Society. – 1980. – V. 88. – no. 2. – P. 371–384. - https://doi.org/10.1017/S0305004100057674

5. Лыхин П.А., Нефедкина Т.В. Потенциал нелинейной AVOA-инверсии отраженных продольных волн для изучения трещиноватых карбонатных коллекторов нефти и газа // Технологии сейсморазведки. – 2017. – № 2. – C. 59–68. - DOI: 10.18303/1813-4254-2017-2-59-68

6. Нефедкина Т.В., Лыхин П.А., Дугаров Г.А. Определение упругих параметров азимутально-анизотропных сред из многоволновых AVOA данных методом нелинейной оптимизации // Геофизические технологии. – 2018. – № 2. – C. 14–26. - DOI: 10.18303/2619-1563-2018-2-2

7. Опробование алгоритма AVAZ-инверсии, основанного на точных формулах, при обработке данных широкоазимутальной сейсмической съёмки / Г.А. Дугаров, Т.В. Нефедкина, И.Ю. Богатырев, [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2021. – Т. 6. – № 2. – С. 12–19.

8. Tsvankin I. Reflection moveout and parameter estimation for horizontal transverse isotropy // Geophysics. – 1997. – V. 62. – no. 2. – P. 614–629. - DOI:10.1190/1.1444170

9. Luo M., Evans B.J. 3D fracture assessment using AVAz and a layer-stripping approach // Exploration Geophysics. – 2003. – V. 34. – P. 1–6. - DOI:10.1071/EG03001

10. Thomsen L. Elastic anisotropy due to aligned cracks in porous rock // Geophysical Prospecting. – 1995. – V. 43. – P. 805–829. - DOI:10.3997/2214-4609.201410817

11. Баюк И.О., Рыжков В.И. Определение параметров трещин и пор карбонатных коллекторов по данным волнового акустического каротажа // Технологии сейсморазведки. – 2010. – № 3. – C. 32–42.

12. Abnormal transmission attenuation and its impact on seismic-fracture prediction – A physical modeling study / Luo M., Arihara N., Wang S., [et al.] // Geophysics. – 2006. – V. 71. – no. 1. – P. D15–D22. - DOI:10.1190/1.2159048

13. P-wave dispersion and attenuation in fractured and porous reservoirs – poroelasticity approach / B. Gurevich, M. Brajanovski, R.J. Galvin [et al.] // Geophysical Prospecting. – 2009. – V. 57. – P. 225–237. - DOI:10.1111/j.1365-2478.2009.00785.x

При планировании доизучения месторождения для достижения оптимального соотношения вложенных средств и полученной информации необходимы оценка геологических рисков и выделение зон с высокой степенью неопределенности геологических параметров. Очевидно, чем меньше данных и хуже их качество, тем выше неопределенность в оценке параметров и запасов. Кроме того, геологические объекты с одинаковой изученностью, но разным генезисом, имеют разные диапазоны степени неопределенности, что обусловливает необходимость учета при оценке еще одной переменной – геологической сложности, которая представляет собой интеграцию геологических особенностей объекта. В статье рассмотрена методология построения карт уверенности (аналог карт вариаций, но без построения множественных реализаций 3D геологических моделей). Построение карт уверенности включают комплексирование карт изученности (количество и качество информации) и карт геологической сложности (латеральная и вертикальная неоднородность объекта) по четырем подсчетным параметрам: пористость, эффективные насыщенные толщины, площадь нефтеносности, нефтенасыщенность. Значения уверенности на картах изменяются от 0 до 1, где 0 – это минимальная уверенность (максимальная неопределенность), 1 – максимальная уверенность (минимальная неопределенность). Единица на картах уверенности характеризует ситуацию, когда в скважине и на месторождении проведены все исследования, направленные на оценку определенного параметра. Одним из преимуществ данного подхода является возможность выявления причины неопределенности: недостаток данных или высокая сложность конкретных геологических характеристик, на исследование которых и следует направить программу доизучения. Представление уверенности подсчетных параметров в 2D формате позволяет визуально оценить зоны с максимальными и минимальными степенями неопределенности и рисками на объекте, а также запланировать мероприятия, направленные на их снижение.

Список литературы

1. Комплексная оценка геологической изученности / Е.А. Фофанова, Ю.Н. Павельева, О.А. Мельникова, [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2022. – № 1 (7). – С. 22–29. - DOI: 10.51890/2587-7399-2022-7-1-22-29

В условиях постоянных внешних экономический изменений основополагающим фактором развития нефтегазовых компаний является эффективное решение активно поступающих бизнес-задач, направленных на увеличение добычи углеводородов наравне с оптимизацией затрат. В связи с этим актуальной задачей становится верификация остаточных запасов нефти с одновременным поиском путей для повышения рентабельности бизнес-кейсов. При наличии осложняющих факторов, энергетического состояния объекта и системы сбора продукции скважин неизбежно возникает ряд вопросов, связанных с недостижением проектных показателей добычи. По этой причине становится крайне важным наличие комплексного подхода к решению появившейся задачи.

В статье рассмотрена практическая реализация модуля эффективности выработки запасов объекта на примере действующих месторождений компании «Газпром нефть». Процесс полного цикла предполагает не только верхнеуровневую оценку текущего состояния разработки объекта/месторождения, но и выявление возможных геолого-технологических и инфраструктурных особенностей, влияющих на формирование профилей добычи нефти и достижение запланированных проектных показателей. Внутренний алгоритм модуля позволяет детально анализировать каждый участок актива на основании различных критериев, оценивать текущее состояние объекта на основании расчета двух коэффициентов: сложности и разработки. На базе этих коэффициентов можно спрогнозировать добычу нефти как на краткосрочную, так и на долгосрочную перспективу. Автоматизация данного модуля позволит обеспечить оперативность принятия оптимального решения о разработке дополнительной программы геолого-технических мероприятий, возможном изменении технологии разработки и оптимизации, а также значительно сократить затраты труда и временные затраты.

Список литературы

1. Применение индекса эффективности выработки остаточных извлекаемых запасов для оценки потенциала добычи нефти / С.С. Суходанова, Ф.Ф. Халиуллин, В.С. Воробьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 59–63. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-59-63

2. Дейк Л. Практический инжиниринг резервуаров. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2013. – 668 c.

3. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. – Вологда: Инфра-Инженерия, 2009. – 552 c.

4. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. 2-е издание, дополненное. – М.: Юкос – Schlumberger, 2001. – 144 с.

5. Юшков И.Р., Хижняк Г.П., Илюшин П.Ю. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – Пермь: Изд-во Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2013. – 177 с.

Разработка нефтегазовых месторождений может быть осложнена образованием газовых гидратов на забое, в призабойной зоне и в стволах скважин. Текущие исследования в этом направлении ограничены прогнозированием образования газогидратов в зависимости от термобарических условий эксплуатации скважин. Достоверно известно, что газогидратные осложнения при добыче наблюдаются на многих восточносибирских месторождениях. В статье приведены результаты изучения влияния закачиваемой в пласт минерализованной воды при пластовых условиях (давление, температура) Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Целью исследований являлось установление граничного уровня минерализации, гарантирующего отсутствие гидратообразования. Результаты расчетов равновесных условий образования газовых гидратов модельного газа Чаяндинского месторождения и минерализованной воды с водозаборных скважин и пластовой воды Среднеботуобинского месторождения сопоставлены с экспериментальными данными, полученными в автоклавах высокого давления. Установлены «безопасные», с точки зрения полного предотвращения образования гидратов, пороговые концентрации солей 16 и 20,1 % (по массе) при пластовой температуре 9 °С и давлениях соответственно 13 и 30 МПа. На модели тонкой трубки при закачке двухфазного потока модельного газа и воды различной минерализации определены режимы и критерии зарождения и формирования газовых гидратов в потоке и в статическом режиме. Определен пороговый уровень минерализации рассола, гарантирующий отсутствие гидратных осложнений рассолов при контакте жидкой фазы и газа газовой шапки в стволе скважины и обеспечивающий безгидратный режим потока в пластовых условиях Чаяндинского месторождения. Полученные данные станут основой последующих испытаний на керновых моделях для оценки рисков гидратообразования в пористой среде при закачке минерализованной воды в пласт.

Список литературы

1. Sloan E.D., Koh C., Sum A.K. Natural Gas Hydrates in Flow Assurance. – New York: Elsevier, 2010. – 224 p.

2. Review of natural gas hydrates as an energy resource: prospects and challenges / Z.R. Chong, S.H.B. Yang, P. Babu [еt al.] // Appl. Energy. – 2016. – № 162. – P. 1633–1652. - DOI:10.1016/j.apenergy.2014.12.061

3. Evaluation of gas production from methane hydrates using depressurization, thermal stimulation and combined methods / C. Cheng, J. Zhao, Z. Zhu [et al.] // Appl. Energy. – 2015. – № 145. – P. 265–277. - DOI:10.1016/j.apenergy.2015.02.040

4. Sloan E.D. A changing hydrate paradigm–from apprehension to avoidance to risk management // Fluid. Phase. Equilib. – 2005. – № 228. – P. 67–74. - DOI:10.1016/j.fluid.2004.08.009

5. Sum A.K., Koh C.A., Sloan E.D. Developing a comprehensive understanding and model of hydrate in multiphase flow: from laboratory measurements to field applications // Energy Fuels. – 2012. – № 26. – P. 4046–4052. - DOI: 10.1021/ef300191e

6. Underinhibited Hydrate Formation and Transport Investigated using a single-pass gas-dominant flowloop / M. Di Lorenzo, Z.M. Aman, K. Kozielski [et al.] // Energy Fuels. –2014. – № 28. – P. 7274–7284. - DOI: 10.1021/ef501609m

7. Nicholas J.W., Dieker L.E., Sloan E.D., Koh C. Assessing the feasibility of hydrate deposition on pipeline walls – Adhesion force measurements of clathrate hydrate particles on carbon steel // J. Colloid Interface Sci. – 2009. – № 331. – P. 322–328. - DOI: 10.1016/j.jcis.2008.11.070

8. Kakkattu S.S., Ramachandran C.N. Natural Gas Evolution in a Gas Hydrate Melt: Effect of Thermodynamic Hydrate Inhibitors // J. Phys. Chem. B. – 2017. – № 121. – P. 153–163. - DOI: 10.1021/acs.jpcb.6b07782

9. Cha J.H., Ha C., Kang S.P. Thermodynamic inhibition of CO2 hydrate in the presence of morpholinium and piperidinium ionic liquids // Fluid. Phase. Equilib. – 2016. – № 413. – 75-79. - DOI: 10.1016/j.fluid.2015.09.008

10. Sylva T.Y., Kinoshita C.K., Masutani S.M. Inhibiting effects of transition metal salts on methane hydrate stability // Chem. Eng. Sci. – 2016. – № 155. – P. 10–15. - DOI: 10.1016/j.ces.2016.06.028

11. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / под ред. Р.И. Вяхирева. – М.: Изд-во Академии горных наук, 1998. – 576 с.

12. Уточнение геологической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Е. Рыжов, А.И. Крикунов, Л.А. Рыжова, Н.Ю. Канунникова // Вести газовой науки. – 2011. – № 1 (6). – С. 132–145.

13. Калачева Л.П., Рожин И.И., Сивцев А.И. Изучение возможности гидратообразования и солеотложения в призабойной зоне скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2018. – № 4. – С. 1-16. - DOI: 10.17353/2070-5379/42_2018

14. Семенов А.П., Мендгазиев Р.И., Тулегенов Т.Б. Анализ измерения равновесных условий образования газовых гидратов // Химия и технология топлив и масел. – 2022. – № 4. – С. 50–56. - DOI: 10.32935/0023-1169-2022-632-4-50-56

15. Ballard L., Sloan E.D. The next generation of hydrate prediction IV: A comparison of available hydrate prediction programs // Fluid. Phase. Equilib. – 2004. – № 216. – P. 257–270. - DOI:10.1016/j.fluid.2003.11.004

16. Stoporev A.S., Ogienko A.G., Altunina L.K. Co-deposition of gas hydrate and oil wax from water-in-crude oil emulsion saturated with CO2 // In IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2018. – № 193. – P. 012042. - DOI:10.1088/1755-1315/193/1/012042

Поддержание пластового давления (ППД) на месторождениях сопряжено с целым рядом проблем, связанных с развитием техногенных трещин, образовавшихся за счет высокого давления закачки (автоГРП). Одной из таких проблем является прорыв нагнетаемой жидкости в соседнюю скважину через трещину автоГРП, который приводит к необходимости остановки всего ряда нагнетательных скважин и соответственно снижает эффективность системы ППД. Таким образом, важно установить, какие технологические факторы влияют на процесс слияния трещин.

В статье рассмотрены особенности автоГРП на выделенном участке месторождения с рядной системой разработки. При помощи математического моделирования оценено время соединения трещин автоГРП, инициированных в соседних нагнетательных скважинах. Для выбранного участка месторождения проведен комплексный анализ промысловых данных с помощью известных подходов (график Холла, индикаторные диаграммы, анализ пластового давления). На основе законов сохранения механики сплошных сред и определяющих уравнений для пороупругой среды построена численная модель развития трещины автоГРП. В качестве входных данных для модели взяты характерные параметры месторождения, расположение скважин и схема ввода скважин в работу. Проведенные расчеты показали, что на процесс роста трещин автоГРП влияет комплексная картина фильтрации между нагнетательными и добывающими скважинами на участке. При этом существенную роль играет расположение скважин и расстояние между ними. Отмечено, что, поскольку слияние трещин автоГРП влияет на эффективность ППД, при проектировании системы ППД необходимо проводить моделирование развития трещин автоГРП в рамках совмещенной геомеханической и гидродинамической задачи. Проведение расчетов позволяет оценить характер зависимости времени слияния трещин автоГРП от расстояния между скважинами и обеспечить оптимальное расположение скважин.

Список литературы

1. Базыров И.Ш., Шель Е.В., Хасанов М.М. Анализ эффективности заводнения низкопроницаемых коллекторов нагнетательными горизонтальными скважинами с поперечными трещинами многостадийного ГРП // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 2. – С. 52–60. – DOI:10.7868/S258773992002007X

2. Моделирование инициации и распространения трещины гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине в условиях нетрещиноватых терригенных пород на примере Приобского месторождения / Е.В. Шель, П.К. Кабанова, Д.Р. Ткаченко [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 2. – С. 36–42. – DOI: 10.7868/S2587739920020056

3. О механизмах возникновения зон с аномально высоким пластовым давлением и методах их прогнозирования в неразрабатываемых пластах на примере Приобского месторождения / А.И. Исламов, Р.Р. Фасхутдинов, Д.Ю. Колупаев, С.А. Верещагин // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 54–59. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-54-59

4. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 65–77.

5. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. – 2011. –  № 1. – С. 84–98.

6. Field Studies of Spontaneous Growth of Induced Fractures in Injection Wells / А. Davletbaev, V. Baikov, G. Bikbulatova [et al.] // SPE-171232-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171232-MS

7. Containment of Water-Injection-Induced Fractures: The Role of Heat Conduction and Thermal Stresses / J. Hwang, S. Zheng, M. Sharma [et al.] // SPE 200400-РА. – 2020. –https://doi.org/10.2118/171232-MS

8. Case Study on waterflooding of low-permeability reservoirs by horizontal wells with water-injection induced fractures / I.S. Bazyrov, E.V. Shel, A.A. Gimazov [et al.] // American rock mechanics association – 54th US Rock Mechanics, Geomechanics Symposium. – 2020. – DOI:10.2118/ARMA-2020-1642

9. Gimazov A., Bazyrov I. The Development Method of Low-Permeability and Ultra-Low-Permeability Reservoirs by Waterflooding // SPE-206416-MS. - 2021. - DOI: 10.2118/206416-MS

10. Coussy O. Poromechanics. – John Wiley & Sons Ltd. 2004. DOI:10.1002/0470092718

11. Izgec B., Kabir C.S. Real-Time Performance Analysis of Water-Injection Wells // SPE 109876-РА. – 2009. – DOI: 10.2118/109876-PA

12. Golovin S.V., Baykin A.N. Influence of pore pressure on the development of a hydraulic fracture in poroelastic medium // Int. J. Rock Mech. Mining Sci. – 2018. – V. 108. – P. 198–208. – DOI: 10.1016/j.ijrmms.2018.04.055

13. Vandamme L.M., Roegiers J.-C. Poroelasticity in hydraulic fracturing simulators // Journal of Petroleum Technology. – 1990. – V. 42(9). – P. 1199–1203. – DOI: 10.2118/16911-PA

14. Dontsov E.V., Peirce A.P. Comparison of toughness propagation criteria for blade-like and pseudo-3D hydraulic fractures // Engineering Fracture Mechanics. – 2016. – V. 160. – P. 238–247. – DOI: https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2016.04.023

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения является многопластовым объектом. Его разработка осложняется низких фильтрационно-емкостными свойствами и наличием газовой шапки. Месторождение характеризуется блоковым строением. Блоки 2 и 3 имеют систему более протяженных и проницаемых трещин, по этой причине закачка воды на данных объектах оказалась низкоэффективной. Поэтому основным районом для рассмотрения применения технологий повышения нефтеотдачи выбран Блок 1 с более равномерной и значительно менее плотной системой микротрещин. Для увеличения коэффициентов охвата и вытеснения требуются нестандартные технологии, такие как радиальное вскрытие пласта и закачка углекислого газа, получаемого из промышленных дымовых газов с помощью абсорберов и аминовой очистки. Для оценки эффективности применения данных технологий на начальном этапе развития проекта в достаточно короткие сроки с возможностью проведения многовариантных расчетов разработан подход, состоящий из трех этапов. На первом этапе из полномасштабной гидродинамической модели выбирается сектор, выполняется его адаптация и рассчитывается базовый вариант. На втором этапе осуществляется выбор нагнетательных и добывающих скважин, проводятся расчеты вариантов с закачкой углекислого газа, определяются профили добычи и закачки для одной средней скважины. На третьем этапе проводится тиражирование полученного профиля на все скважины по разработанной методике. Дано описание подхода к моделированию закачки углекислого газа, позволяющего достаточно быстро оценить эффективность технологии на единичную скважину без использования полномасштабной гидродинамической модели, а также способа тиражирования результатов расчетов с использованием разработанного расчетного модуля в Excel, который дает возможность ускорить, оптимизировать и автоматизировать процесс тиражирования.

Список литературы

1. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. – М.: Недра, 1998. – 304 с.

2. Оптимизация технологической эффективности закачки СО2 на залежах сверхвязкой нефти при помощи лабораторных исследований и численного моделирования / А.В. Некрасов, К.И. Максаков, Г.А. Усачев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 8. – С. 81–86. – DOI: 10.30713/2413-5011-2019-8(332)-81-86

3. Потенциал технологии кислотоструйного туннелирования на месторождениях «Газпромнефть-Оренбурга» / К.Ю. Кызыма, В.Ю. Хорюшин, А.Ф. Семененко [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2021. – № 1 (19). – С. 47–53. – DOI: 10.51890/2587-7399-2021-6-1-47-53

4. Технологии радиального вскрытия в условиях карбонатных пластов как способ увеличения добычи нефти. От теории к масштабным ОПР / С.С. Суходанова, Р.Р. Файзуллин, П.Н. Герасименко [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2022. – № 1 (23). – С. 52–63. – DOI: 10.51890/2587-7399-2022-7-3-52-62

Химические методы увеличения нефтеотдачи в целом и ПАВ-полимерное заводнение, в частности, рассматриваются как перспективный способ разработки зрелых нефтяных месторождений в Западной Сибири с потенциалом повышения коэффициента извлечения нефти до 60-70 % начальных геологических запасов. Выбор эффективной смеси ПАВ и полимера для ПАВ-полимерного заводнения представляет собой сложный и многоступенчатый процесс. Обычно выбор химической композиции и моделирование на гидродинамической модели проводятся при изотермическом режиме при пластовой температуре. Однако в последнее время некоторые авторы уделяют внимание температурным аспектам при проектировании ПАВ-полимерного заводнения. Согласно этим исследованиям изменение температуры пласта в результате многолетнего нагнетания воды (как правило, не нагретой дополнительно) может играть определяющую роль в выборе химической композиции и гидродинамического моделирования. Во-первых, температура значительно влияет на межфазное натяжение на границе нефти и воды, от которого зависит коэффициент вытеснения нефти ПАВ-полимерной композицией. Во-вторых, от температуры зависят вязкость полимерного раствора и, следовательно, коэффициент охвата.

В статье приведены результаты оценки температурного профиля в районе участка, выбранного для опытно-промышленных работ по ПАВ-полимерному заводнению. На участке в течение 12 лет осуществлялось заводнение. По аналитическим зависимостям рассчитана температура на забое скважины для сопоставления с промысловыми данными. В результате промысловых исследований установлено, что температура на забое скважины составляет 42 °С, что на 45 °С меньше начальной пластовой температуры. С помощью аналитических зависимостей и гидродинамической модели рассчитан температурный профиль в районе пилотного участка. Расчеты показали, что закачка воды в течение 12 лет значительно охладила пласт в районе пилотного участка. Температура в районе скважины, в через которую планируется закачка ПАВ-полимерного раствора, составляет 70 °С, что на 17 °С меньше начальной пластовой температуры. При закачке химического раствора температура в районе этой скважины будет снижаться и далее. Это необходимо учитывать при выборе ПАВ и полимера, которые должны обладать эффективными нефтевытесняющими свойствами в широком температурном диапазоне.

Список литературы

1. Evaluating Efficiency Of Surfactant-polymer Flooding With Single Well Chemical Tracer Tests At Kholmogorskoye Field / M. Bondar, A. Osipov, I. Koltsov [et al.] //

SPE-207314-MS. – 2021.

2. Results of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding Pilot at West Salym Field / Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.] // SPE -190382-MS. – 2018.

3. Sheng J.J. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies / 1st Edition. – 2013. - DOI:10.1016/C2010-0-67974-0

4. Evaluating the Impact of Reservoir Cooling on the Surfactant Flood Efficiency / A. Soltani, B. Decroux, A. Negre [et al.] // IPTC-21351-MS. – 2021.

5. Малофеев Г.Е., Мирсаетов О.М., Чоловская И.Д. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 224 с.

6. Marx J.W., Langenheim R.H. Reservoir heating by hot fluid injection // Petroleum Transactions AIME. – 1959. – V. 216. – 312–315. - DOI:10.2118/1266-G

7. Quintero L., Jones T.A., Pietrangeli G.A. Proper Design Criteria of Microemulsion Treatment Fluids for Enhancing Well Production // SPE-154451-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/154451-MS

8. Effect of temperature, pressure, salinity, and surfactant concentration on IFT for surfactant flooding optimization / W. Karnanda, M.S. Benzagouta, A.Al. Quraishi [et al.] // Arabian Journal of Geosciences. – 2013. – V. 6. – P. 3535-3544. – https://doi.org/10.1007/s12517-012-0605-7

9. Modeling Chemical EOR Processes: Some Illustrations from Lab to Reservoir Scale / F. Douarche, D. Rousseau, B. Bazin, [et al.] // Oil & Gas Science and Technology // Rev. IFP Energies nouvelles. – 2012. – V. 67. – № 6. – P. 983–997. – https://doi.org/10.2516/ogst/2012059

10. Hirasaki G., Miller C.A., Puerto M. Recent Advances in Surfactant EOR / // SPE-115386-PA. – 2011. – https://doi.org/10.2118/115386-PA

11. Характеристики эмульсий и их значение при прогнозе эффективности нефтевытесняющих композиций / Е.А. Турнаева, Е.А. Сидоровская, Д.С. Адаховский [и др.] // Известия вузов. Нефть и газ. – 2021. – № 3. – С. 91–107. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-91-107

В статье рассмотрены теоретические основы, мировой опыт, а также ключевые результаты лабораторных исследований энзимного состава, применяемого для интенсификации добычи нефти и в качестве метода увеличения нефтеотдачи (МУН). В настоящее на месторождениях с низкой температурой, высокой вязкостью нефти и высокими коллекторскими свойствами возникают такие проблемы, как невозможность создания высокой депрессии на пласт (в условиях неглубоко залегающих коллекторов), миграция частиц коллектора и, как следствие, засорение фильтра-хвостовика. Это в свою очередь становится причиной снижения дебитов многих скважин, особенно песконесущих, которые эксплуатируют объекты с высоковязкой нефтью. Образование на фильтровой части хвостовика фильтрационной корки, состоящей из смеси высоковязкой нефти и частиц песчаника, а также низкая фазовая проницаемость для нефти гидрофобного коллектора может частично или полностью блокировать поток флюида в скважину и выступать в роли локального скин-фактора в призабойной зоне пласта. Решением данной проблемы могут являться методы, снижающие вязкость нефти: термические и химические. Одним из таких методов является применение энзимного состава для разрушения высокомолекулярных соединений углеводородов и изменения смачиваемости (гидрофилизации) коллектора. Для подтверждения данных эффектов проведены лабораторные фильтрационные исследования на керне Восточно-Мессояхского месторождения. Выполнены две группы тестов с концентрацией энзимов 2,5 и 10 %. В результате применения этих составов коэффициент вытеснения увеличился от 2,4 до 6,9 % (в зависимости от концентрации раствора), после их фильтрации наблюдалось восстановление фазовой проницаемости энзимов, на 15 % превышающее этот параметр после фильтрации воды.

Список литературы

1. Enzyme Enhanced Oil Recovery EEOR: A Microfluidics Approach / M. Rahayyem, P. Mostaghimi, Y.A. Alzahid [et al.]. // SPE-195116-MS. – 2019. - DOI:10.2118/195116-MS

2. Tarang J., Dehradun A.S. New Frontiers In EOR Methodologies By Application Of Enzymes // SPE-154690-MS. – 2012. - DOI: https://doi.org/10.2118/154690-MS

3. Liu He, Zhang Zhonghong. Biology Enzyme EOR for Low Permeability Reservoirs // SPE-144281-MS. – 2011. - DOI: https://doi.org/10.2118/144281-MS

4. Мухаметшин В.В., Щетников В.И., Велиева О.В. Исследование эффективности использования энзим-растворов на моделях нефтяного пласта // Башкирский химический журнал. – 2020. – Т. 27. – № 2. – С. 74–78. - DOI: 10.17122/bcj-2020-3-74-76

5. EEOR Success in Mann Field, Myanmar / William K. Ott, Thu Nyo, Win Nyunt Aung, Aung Thet Khaing // SPE-144231-MS. – 2011. - DOI: https://doi.org/10.2118/144231-MS

В статье приведены основные принципы и положения организации работ по химизации процессов добычи в компании «Газпром нефть». Дается определение понятия «нефтепромысловая химия», место и роль данного функционального направления в производственной цепочке и системе стандартизации. Сформулирована цель химизации - обеспечение стабильности и безопасности течения технологического процесса, предполагающего использование химического реагента, минимизацию рисков и снижение удельных затрат. Достижение цели обеспечивается за счет решения целого комплекса задач, среди которых выделяются анализ объектов и сред, направленный подбор, контроль и учет расхода, анализ эффективности применения реагентов, повышение уровня компетенций персонала, выполнение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, вовлечение в кросс-функциональные проекты. Рассмотрены базовые принципы, на которых основывается работа по химизации: безопасность, минимизация рисков, комплексная оценка, адресность, эффективность, альтернативность и обоснованность применения реагентов. Показаны составляющие системы химизации в Компании, включая технологические процессы, оборудование, персонал. Даны общие и специфические требования к химическим реагентам. Детально проанализирован процесс подбора и допуска реагентов к промышленному применению, начиная от этапа анализа производственного объекта, через лабораторные и опытно-промышленные испытания. Изложены подходы к проведению лабораторных испытаний с различными начальными условиями. Описана процедура «подконтрольной эксплуатации» - проведения опытно-промысловых испытаний по упрощенной схеме. Представлены некоторые ключевые показатели оценки эффективности системы химизации, сгруппированные по производственным направлениям: внутрискважинные работы, механизированная добыча, сбор, транспорт, подготовка углеводородного сырья и воды.

Независимо от текущей геополитической ситуации лидеры нефтяной и газовой промышленности не снимают с повестки принципы и подходы реализации программы ESG (Environmental, Social, and Corporate Governance). В связи с этим развитие проектов улавливания, подготовки и использования углерода (Carbon Capture, Use and Storage – CCUS) определяется как перспективная технология для сокращения выбросов углекислого газа и способствует достижению глобальных целей в области климата. В статье рассмотрен дизайн пилотного проекта CCUS на примере компании ООО «СПД». В рамках выполненной работы осуществлены скрининг источников и технологий улавливания диоксида углерода, выбор и обоснование геологических объектов под хранение, расчет объема и режима эксплуатации хранилищ на гидродинамических моделях. Оценена возможность подключения сторонних промышленных эмитентов углекислого газа. В рамках реализации проекта рассмотрен мировой опыт в области утилизации диоксида углерода, включающий анализ профильной мировой научно-технической литературы. По результатам работы сформированы шесть возможных сценариев с различной фазировкой проекта по времени и этапам ввода объектов в эксплуатацию. Выполнена оценка экономического эффекта, разработаны критерии формирования ценности проекта, а также выявлены основные факторы, влияющие на экологическую безопасность проекта. В результате сделан вывод, что принятие решения о дальнейшем развитии проекта в значительной степени зависит от внешних экономических стимулов, государственных субсидий и введения цены на выбросы выше установленных квот, а также от достижений в области импортозамещения оборудования технологий по улавливанию углекислого газа.

Список литературы

1. Kearns D., Liu H., Consoli Ch. Technology Readiness And Costs of CCS. – Global CCS Institute. – 2021. – № 3. – https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2021/03/Technology-Readiness-and-Costs-of-CCS-...

2. Brinkerhoff P. CO2 capture at gas fired power plants. – IEA, 2012. – https://www.globalccsinstitute.com/archive/hub/publications/103211/co2-capture-gas-fired-power-plant...

3. Commercial Scale Carbon Capture for the Storage in the deep Underground and Enchanced Oil Recovery (EOR) // GeoResourses Journal. – 2020. – № 4.

4. Carbon Capture and Storage. Progress and Next Steps. – IEA/OECD, 2010. –

https://www.regjeringen.no/contentassets/2c83ff97a35e408c86b1078486112eea/g8_2010_paper_june_2010.pd...

Рассмотрена организация подземного хранилища газа (ПХГ) на Западно-Мессояхском участке Восточно-Мессояхского месторождения с целью минимизации экономических затрат, а также значительного сокращения экологически вредных выбросов в атмосферу при утилизации нефтяного газа. Особенностью данного ПХГ является закачка газа в продуктивный пласт, содержащий нефтяную оторочку и газовую шапку. В связи с этим требуются предотвращение разубоживания запасов нефти при эксплуатации газохранилища, а также обеспечение вовлечения в разработку запасов нефти. В рамках реализации проекта построен куст нагнетательных газовых скважин, а также организован контроль изменений в газовой шапке пласта ПК_1-3, связанных с закачкой нефтяного газа.

В статье рассмотрен ряд прогнозируемых рисков объекта: выделение гидратов в пласте, гидратообразование в скважинах действующего фонда. Уточнены гидродинамическая связь блоков объекта и возможный объем закачки газа до его прорывов под водонефтяной контакт. Основной инструментом исследования являлась гидродинамическая модель залежи, учитывающая особенности геологического строения, историю эксплуатации объекта, а также принятые решения по организации и контролю ПХГ на Западно-Мессояхском лицензионном участке. Сформированы рекомендации по режимам работы скважин с минимальным риском выпадения гидратов. Создан инструмент оценки динамики рисков гидратообразования по фактическим показателям эксплуатации скважины, замерам в контрольной скважине и результатам расчета на гидродинамической модели. Выполнена оценка объема закачки газа до прорывов в нефтяную оторочку и под нее. Дан ряд рекомендаций по эксплуатации ПХГ. Полученные результаты, инструменты и подходы к моделированию могут быть использованы в дальнейшем для контроля эксплуатации ПХГ на Западно-Мессояхском участке, а также могут применяться для объектов-аналогов.

Список литературы

1. ПБ 08-621-03. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах. Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России № 57 от 05.06.03 г., зарегистрированным Министерством юстиции Российской Федерации 18.06.03 г. (регистрационный № 4715).

2. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. – М.: Недра, 1985. – 232 с.

3. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях – М.: Недра, 1992. – 237 с.

За последнее десятилетие доля трудноизвлекаемых запасов в структуре запасов нефти России возросла на 20 %, при этом добыча выросла на 15 %. Нетрадиционные типы залежей зачастую требуют нестандартных решений, их геолого-физические параметры характеризуются высокой степенью неопределенности. В частности, для снижения степени неопределенности петрофизических параметров требуются высокотехнологичные методы геофизических исследований скважин (ГИС) и усовершенствованные подходы интерпретации. Для решения сложных петрофизических задач в российской нефтегазовой отрасли преимущественно применяются зарубежные технологии. В условиях санкционных ограничений это усложняет производственные процессы, связанные с оценкой петрофизических свойств сложнопостроенных коллекторов.

Для обеспечения технологической независимости в области высокотехнологичных методов ГИС ПАО «НК «Роснефть» с 2017 г. активно участвует в процессе стимулирования развития отечественных технологий. Компания предоставляет производственные площадки для проведения опытно-промысловых испытаний и привлекает корпоративные центры компетенций к участию в разработке оборудования. С целью оценки рынка высокотехнологичных методов проанализированы более 400 приборов ГИС (конструкционные особенности, обеспеченность стендовыми испытаниями, метрологические характеристики, методические подходы) и результаты более 100 опытно-промысловых испытаний высокотехнологичных приборов ГИС в периметре компании. В процессе работы специалистами центров компетенций ПАО «НК «Роснефть» осуществлялась активная коммуникация с производителями приборов ГИС. Эффективное взаимодействие ПАО «НК «Роснефть» и производителей оборудования способствует выходу отечественного сервиса ГИС на новый уровень.

Список литературы

1. Нефтесервисный рынок России: фокус на диверсификацию. – https://vygon.consulting/upload/iblock/b7d/l6ufuw6fwcjkavfffecnconjbbmn1t03/vygon_consulting_OFS_.pd...

2. Обзор нефтесервисного рынка России – https://www.rogtecmagazine.com/wpcontent/uploads/2019/07/02-Deloitte-Overview-of-the-Russian-Oil-Ser...

3. International Energy Agency. – https://www.iea.org/

4. Касаткин Д. Рынок геофизики в России. Тенденции, структура, перспективы // Oil&Gas Journal. – 2018. – № 8(128).

5. Геологоразведка и восполнение запасов Компании. – https://www.rosneft.ru/docs/report/2017/ru/results.html

6. Зеленов А.С., Сошин С.С., Тарасов С.Ю. Метрологическое обеспечение аппаратуры ядерно-магнитного каротажа в искусственном магнитном поле //

Каротажник. – 2019. – Вып. 2 (296) . – С. 45–57.

7. Коатес Д.Р., Праммер М.Д., Хиао Л.Ч. Каротаж ЯМР Принципы и применение. – Хьюстон: Халлибуртон Энерджи Сервисез, 2001. – 356 с.

8. Kimball C.V., Marzetta T.L. Semblance processing of borehole acoustic array data // Geophysics. – 1984. – V. 49. - Issue 3. - P. 274-281. - https://doi.org/10.1190/1.1441659

Рассмотрены результаты петрофизических и геохимических исследований известняков нижнекарбонового возраста, отобранных из продуктивных и водоносных интервалов известняков. На основе комплексирования данных капиллярометрии и определения относительных фазовых проницаемостей выполнен прогноз характера насыщения по высоте залежи от «зеркала воды» (ВНК1) до «переходной зоны», где одновременно добываются нефть и вода (ВНК2). Для этого использованы модели пласта, построенные из образцов, отобранных из продуктивных и водоносных интервалов, а также определена толщина переходной зоны в каждой из этих моделей. Выполненные исследования позволили установить, что остаточная нефть, присутствующая в поровом пространстве водоносных интервалов представляет собой нефтебитум, богатый асфальтосмолистыми компонентами. Напротив, остаточная нефть, присутствующая в поровом пространстве образцов, отобранных из продуктивных интервалов по своему составу и свойствам близка к нефти, добываемой из этих отложений. Образцы, отобранные из водоносных интервалов, обладают более низкими фильтрационно-емкостными свойствами, чем образцы, полученные из продуктивных интервалов. Все границы, выделяемые по высоте залежи (от ВНК1 до ВНК2) в модели пласта, построенной с использованием образцов из водоносных интервалов, располагаются выше, чем те же границы, полученные на модели этого же пласта, построенного из образцов, отобранных из продуктивного интервала. Отмечено высокое содержание остаточной нефти (нефтебитума) в рассматриваемых известняках, особенно отобранных из водоносного интервала вблизи границы ВНК2 (интервал, сложенный породами, в порах которых наряду с водой присутствует остаточная нефть (нефтебитум), но добывается только вода), что обусловливает необходимость разработки методов увеличения нефтеотдачи этих пород.

Список литературы

1. Зубков М.Ю. Понятие «остаточная водонасыщенность» и возможность ее определения в лабораторных условиях // Каротажник. – 2015. – Вып. 7 (253). – С. 63–78.

2. Knutsen C.F. Definition of water table // Am. Assoc. Petrol. Geologists. – 1954. – V. 38. – Рt. 2.

В статье рассмотрен опыт применения геомеханического моделирования для задач бурения скважин в зоне с активной тектоникой. На момент выполнения работ на месторождении были пробурены две вертикальные скважины. При бурении скважин наблюдались осложнения, связанные с геологическим строением разреза: поглощения бурового раствора, обрушения ствола скважины, прихваты компоновок низа бурильной колонны. Устранение этих осложнений потребовало дополнительных временных затрат. Месторождение располагается в зоне сочленения Евразийской и Аравийской литосферных плит. Для оценки рисков потенциального бурения горизонтальных скважин проведен глубокий комплексный анализ разреза с проведением 1D геомеханического моделирования. Анализ буровых событий показал, что для региона работ характерна высокая вероятность обрушения стенок ствола скважины и поглощения, особенно в интервалах верхнемеловых отложений. Основной сложностью при построении 1D геомеханических моделей являлся ограниченный набор исходной информации, в частности, отсутстсвовали результаты исследований керна по изучению упругих модулей горных пород и не применялись специализированные методы оценки минимального горизонтального напряжения. Модель построена на основе литературных зависимостей для расчета упруго-прочностных свойств c дополнительной настройкой коэффициентов. Величина изучаемого разреза в скважинах составляет около 3000 м. Разрез представлен переслаиванием различных типов карбонатных и терригенных пород, значимо различающихся по упругим свойствам горных пород. Для каждого интервала подобраны и обоснованы соответствующие зависимости восстановления плотности и времени интервального пробега продольной и поперечной волн. Упруго-прочностные свойства рассчитаны с учетом литологической колонки по скважинам. Ввиду отсутствия специализированных исследований давления смыкания трещины гидроразрыва пласта калибровка минимального горизонтального напряжения проедена с использованием данных FIT тестов. Калибровка максимального горизонтального напряжения и коэффициентов в зависимостях для расчета упруго-прочностных свойств выполнена так, чтобы конечная модель позволила достоверно описать события при бурении и интервалы разрушений, фиксируемые каверномерами одновременно на всех скважинах. По результатам моделирования рассчитано безопасное окно бурения оцениваемой траектории горизонтальной скважины и даны рекомендации для последующего безаварийного бурения и решения проблемы несовместимости бурения в пределах формаций турон-коньякского возраста. Полученные результаты моделирования могут быть учтены при подготовке проектной документации на строительство горизонтальных скважин на данном месторождении.

Список литературы

1. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 482с.

2. Morales R.H., Marcinew R.P. Fracturing of high-permeability formations: mechanical properties correlations // SPE-26561-MS. – 1993. - https://doi.org/10.2118/26561-MS

3. Rock strength from core and logs: where we stand and ways to go / A. Khaksar, P.G. Taylor, Z. Fang [et al.] // SPE-121972-MS. – 2009. - https://doi.org/10.2118/121972-MS

4. Santos E.S.R., Ferreira F.H. Mechanical behavior of a Brazilian off-shore carbonate reservoir // Proceedings of 44th US Rock Mechanics Symposium and 5th US-Canada Rock Mechanics Symposium. - Salt Lake City. - June 2010. - ARMA-10-199.

5. Log-based rock property evaluation – a new capability in a specialized log data management platform / T. Odunlami, H. Soroush [et al.] // SPE-149050-MS. — 2011. - https://doi.org/10.2118/149050-MS

6. Holt Erling Fjar R.M., Raaen A.M., Horsrud P. Petroleum Related Rock Mechanics. – Great Britain: Elsevier, 2008. – 514 с.

7. Skiena Steven S. The Data Science Design Manual. – Springer, 2017. – 446 с.

8. World Stress Map // The world Stress Map Project Corporation Web site. – 2009. – 2022. – http://www.world-stress-map.org.

На эффективность первичного вскрытия продуктивных пластов бурением существенное влиеят выбранная модель бурового раствора. В литературе описаны две основные модели. Первая модель представляет собой буровой раствор, который качественно кольматирует стенки скважины, предотвращая увеличение области ухудшенных коллекторских свойств продуктивного пласта. Вторая модель представлена буровым раствором, который может проникать более глубоко в пласт, не приводя к существенному ухудшению его свойств. При разработке и испытании буровых растворов критерием сохранения коллекторских свойств пласта считается коэффициент восстановления проницаемости керна. Для предотвращения проникновения бурового раствора и его фильтрата в продуктивный пласт часто используются кольматанты на основе карбоната кальция. Однако в случае их применения в эмульсионных буровых растворах при строительстве скважин, в которых не предусматривается перфорация, нередко требуются дополнительные работы по восстановлению гидродинамической связи с пластом. Актуальной задачей является исследование кольматирующей способности эмульсионного бурового раствора, в том числе необходимости применения кольматанта. В Тюменском отделении «СургутНИПИнефть» выполнено лабораторное исследование кольматирующей способности рецептуры эмульсионного бурового раствора, разработанной для бурения разведочных и эксплуатационных скважин в Восточной Сибири, и ее влияния на коэффициент восстановления проницаемости керна. Анализ результатов исследования показал, что характерная высокая кольматирующая способность обеспечивается составом эмульсионного бурового раствора с учетом состава и свойств продуктивного пласта и выбуренной твердой фазы, а применение карбонатного кольматанта в разработанном буровом растворе нецелесообразно.

Список литературы

1. Скважины малого диаметра / С.А.Рябоконь, В.И.Бадовская, С.К.Шафраник, А.Ф. Косилов // Интервал. Технологии вскрытия пластов. – 2002. – № 8. – С. 51–59.

2. Живаева В.В., Нечаева О.А., Никитин В.И. Применение расчетного критерия для выбора жидкости вскрытия продуктивного пласта // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 6. – С. 48–50.

3. Некрасова И.Л. Совершенствование критериев оценки качества буровых растворов на углеводородной основе в зависимости от горно-геологических условий их применения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т.18. – № 2. – С.129–138. - DOI: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2018.4.3

4. Оценка влияния коэффициента восстановления проницаемости по керну на дебит скважины при первичном вскрытии продуктивных горизонтов на месторождениях Республики Башкортостан / У.Н. Янузаков, А.А. Горбунова, Р.В. Габдрафиков, Л.П. Комкова // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 8. – С. 41–43.

5. Исследования буровых растворов на углеводородной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов / М.В. Нуцкова, Д.А. Сидоров, Д.Э. Тсикплону [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – Т.19. – № 2. – С. 138–149. - DOI: 10.15593/2224-9923/2019.2.4

6. К вопросу регулируемой кольматации призабойной зоны скважины / А.М.Шишов, П.М.Уляшев, В.С.Изъюров, М.А.Михеев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2020. – № 12. – С. 28–31. - DOI: 10.33285/0130-3872-2020-12(336)-28-31

7. Evaluation of formation damages during filter cake deposition and removal process: The effect of primary damage on secondary damage / J. Al Jaberi, B.S. Bageri, A.R. Adebayo [et al.] // Petroleum Science. – 2021. – V. 18. – P. 1153–1162. - DOI:10.1016/j.petsci.2021.07.004

8. Некрасова И.Л. Совершенствование технологии первичного вскрытия и освоения терригенных коллекторов // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 1. – С. 6–10.

9. Ахметшин М.А. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на образование и разрушение водонефтяной эмульсии в пористой среде // Бурение скважин, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Туркмении: Труды. – М.: Недра, 1965. – Вып.VIII. – С. 84–95.

10. Fluid design to minimize invasive damage in horizontal wells / D.B. Bennon, F.B. Thomas, D.W. Bennon, R.F. Bietz // Journal of Canadian petroleum technology. – 1996. – No 9. – P. 45–52. - DOI:10.2118/96-09-02

11. Исследование выбуренной твердой фазы минерализованного бурового раствора для строительства скважин в Восточной Сибири / Р.Р. Ахметзянов, К.А. Костеневич, В.Н. Жернаков, А.Д. Захаров // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 62–66. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-62-66

12. Эталонные материалы ВНИИМ. Стандартные образцы. Каталог / ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева». – 2019. – https://www.vniim.ru/files/co-katalog-2019.pdf

В статье представлена методика управления базовой добычей. Дано описание нового подхода к решению задач оперативного мониторинга системы разработки. Приведены методология моделирования разработки пласта, основанная на решении уравнений материального баланса по блокам заводнения, и методика прогнозирования основных показателей разработки. Методика проведения расчетов показана на примере модели однофазной фильтрации. В рамках верификации предлагаемой методики проведено тестирование на синтетических данных с последующим сравнением результатов расчета с гидродинамическим симулятором. Представлен анализ среднесрочного прогноза на примере нескольких расчетных сценариев. На базе реализованной методологии разработан и внедрен в промышленную эксплуатацию специализированный инструмент. Приведено подробное описание основных модулей разработанного инструмента: начиная с автоматической подготовки входной информации и адаптации модели к фактическим данным (с последующей инициализацией прогнозных моделей) и заканчивая анализом полученных результатов. В логику инструмента по управлению разработкой актива внедрен модуль проактивного факторного анализа, который позволяет оценить объемы потерь добычи нефти по скважинам и участкам пласта в прогнозном периоде, что позволяет заблаговременно спланировать ряд компенсационных мероприятий, направленных на увеличение конечной нефтеотдачи пласта. Апробация предлагаемой методики проведена на фонде скважин одного из месторождений. Использован модуль автоматического подбора добывающих скважин для перевода под нагнетание в системе подержания пластового давления и остановки. Решена задача целочисленной оптимизации с использованием метода отжига. По результатам подбора оптимального комплекса мероприятий оценен экономический эффект с учетом эксплуатационных затрат и налоговых отчислений.

Список литературы

1. Tarek A., Paul D. McK. Advanced reservoir engineering. – Elsevier Inc., 2005. – 422 p.

2. Beal C. Viscosity of air, water, natural gas, crude oil and its associated gases at oil field temperature and pressures // SPE-946094-G. – 1946. – https://doi.org/10.2118/946094-G.

3. Standing M.B. A pressure-volume-temperature correlation for mixtures of California oils and gases. – American Petroleum Institute, 1947.

4. Arps J.J. Analysis of Decline Curves // SPE-945228-G. – 1945. – https://doi.org/10.2118/945228-G

5. Inflow performance relationships for solution-gas drive wells / J.V. Vogel // Journal of Petroleum Technology. – 1968. – № 1. – P. 83–92. – DOI:10.2118/1476-PA

6. A Tool and Mathematical Model for Estimation of Wells Initial Water-Cut and Residual Oil Reserves on Large-Sized Oil Fields / V. Berezkin, A. Sharifov, E. Khatmullina [et al.] // SPE-207076-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/207076-MS

7. Новые подходы к оценке потенциала добычи / Е.В. Юдин, Д.С. Воробьев, А.А. Слабецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 114–119. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-114-119

8. Van Laarhoven P.J.M., Aarts E.H.L. Simulated annealing. In: Simulated Annealing: Theory and Applications. Mathematics and Its Applications. – Dordrecht: Springer, 1987. – V. 37. – https://doi.org/10.1007/978-94-015-7744-1_2

ПАО «НК «Роснефть» уделяет значительное внимание вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нефти. Статья подготовлена к публикации в рамках реализации стратегической программы по разработке ТРИЗ низкопроницаемых коллекторов и научно-исследовательской деятельности ПАО «НК Роснефть». Рассмотрены разработанные специалистами компании инновационные технологии, которые определяют стратегию полномасштабной рациональной разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов нефти, приуроченных к ачимовским отложеням и их аналогам. Проанализированы новые задачи, связанные с выходом бурения в зоны сверхнизкопроницаемых сильноглинизированных коллекторов и увеличением объемов уплотняющего бурения, решение которых требует новых подходов к выделению коллекторов и системам разработки. В условиях постоянного увеличения доли ТРИЗ и необходимости достижения целевого коэффициента извлечения нефти (КИН) создано восемь технологий разработки и пробурено более 2,5 тыс. скважин по оптимизированным системам разработки в коллекторах проницаемостью 0,0005-0,001 мкм². При этом у каждой из существующих систем разработки есть потенциал оптимизации, позволяющий расширить область ее применения и увеличить экономический эффект. Для исследования возможности повышения КИН при разработке сверхнизкопроницаемых сильноглинизированных коллекторов в компании «Роснефть» планируется провести специализированные лабораторные керновые исследования с целью выбора новых методов воздействия, способствующих повышению коэффициента вытеснения нефти. Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов ставит перед специалистами новые зачачи и приводит к эволюции подходов к разработке ТРИЗ и подбору адресных технологий для конкретных геологических условий.

Список литературы

1. Месторождение идей / М.В. Рязанцев [и др.]. – Новосибирск: Дом Мира, 2022. – 294 с.

2. Исследование технологической эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений / А.В. Мирошниченко, В.А. Коротовских, Т.Р. Мусабиров [и др.] // SPE-206412-RU. – 2021.

3. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских и [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 62-65.

4. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М. Хайдар [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 34-38.

5. Опыт проведения микросейсмического мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / К.В. Торопов, А.В. Сергейчев, Р.Р. Муртазин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. — С. 23-26.

6. Методика анализа фактической кратности показателей работы горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва относительно наклонно-направленных / А.В. Мирошниченко, В.А. Коротовских, Т.Р. Мусабиров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 42-47. - DOI: 10.24887/0028-2448-2021-11-42-47

7. Научно-методические подходы для повышения эффективности разработки низкопроницаемых нефтяных коллекторов с применением горизонтальных скважин с множественным ГРП на территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» / А.В. Колонских, К.В. Торопов, А.В. Сергейчев [и др.] // SPE-196755. – 2019.

8. Модификация системы разработки ТРИЗ на основе управления напряженным состоянием пласта / Р.Р. Муртазин, А.И. Федоров, П.Д. Савченко, Д.Р. Мулюков // SPE-196998-MS. – 2019. - DOI: https://doi.org/10.2118/196998-MS

9. Давлетова А.Р., Колонских А.В., Федоров А.И. Направление трещины повторного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 110-113. - DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-110-113

10. Геомеханическое моделирование направления и траектории развития трещин гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.Р. Давлетова, Г.Р. Бикбулатова, А.И. Федоров, А.Я.Давлетбаев // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 1 (34). – С. 40-43.

11. Многовариантная оптимизация системы разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений ачимовской и тюменской свит / А.Э. Федоров, И.Р. Дильмухаметов, А.А. Поваляев [и др.] // SPE-201811-RU. – 2020. - DOI: https://doi.org/10.2118/201811-MS

В статье рассмотрен опыт АО «Зарубежнефть» по внедрению технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на Харьягинском месторождении: от опытных операций до стандартного комплекса меропритий. Развитие технологии МГРП происходит по двум основным направлениям: проппантный ГРП в смешанных пластах и кислотно-проппантный ГРП в карбонатных коллекторах. Каждый из рассмотренных типов пластов имеет свои особенности, требующие внесения изменений в стандартный процесс. Карбонатный пласт D_3-III характеризуется повышенными напряжениями. Для снижения рисков образования негерметичности в системе заканчивания применялись трубы НКТ увеличенного диаметра и разбухающие пакеры увеличенной длины. Вторым вызовом при проведении гидроразрыва пласта D_3-III являлось создание достаточной ширины трещины, что было решено за счет модификации дизайна закачки. На Артинском пласте применение технологии ГРП связано с риском прорыва трещины в водоносный пласт. Небольшая толщина перемычки между нефтеносным и водоносным пластами обусловила применение малотоннажных закачек ГРП. Дополнительное внимание уделено выбору метода вскрытия пласта с использованием щелевой перфорации. Также операции ГРП отслеживались в режиме реального времени, при необходимости оперативно принялись решения о сокращении закачки проппана или отказе от проведения ГРП. При внедрении проппантных и кислотно-проппантных ГРП основные технологические решения прошли апробацию на одностадийных операциях в наклонно направленных скважинах, а после перенесены и доработаны для горизонтальных скважин. Для поэтапного улучшения операции ГРП сопровождались комплексом исследований. Такой подход позволил достичь плановых показателей на всех скважинах и начать добычу на объектах, которые ранее считались нерентабельными, обеспечив положительный денежный поток всего проекта.

Реализация процесса преобразования диоксида углерода в легкие алканы в пластовых условиях при разработке месторождений высоковязкой нефти основывается на гидрировании диоксида углерода на гетерогенных катализаторах. Катализаторы на основе Fe, Ni, Co и других переходных металлов, применяемые в процессе акватермолиза нефти, активны при гидрировании диоксида углерода при условии регулирования состава и использования щелочных металлов в составе катализатора. В работе использован натрий, как наиболее доступный для промышленного производства разработанных катализаторов. Функции подложки, в случае применения подобных катализаторов в пластовых условиях, играет минеральная поверхность породы, на которой происходит адсорбция и удержание наноразмерных частиц активной формы катализатора. Состав каталитической композиции определяет направленность и интенсивность химических реакций. Для гидрирования диоксида углерода необходимо обеспечить протекание двух различных реакций, поэтому в структуре катализатора должны присутствовать различные активные центры. Рост углеводородной цепи происходит преимущественно на карбидных активных центрах, а гидрирование олефинов и обратная реакция водяного газа – на оксидах переходных металлов. Небольшое количество новообразованных алканов значительно снижает вязкость нефти и способствует повышению нефтеотдачи. Наряду с процессами преобразования диоксида углерода, протекают реакции акватермолиза нефти, что обеспечивает снижение содержания смол и асфальтенов. Новый метод интенсификации добычи нефти, основанный на технологии каталитического акватермолиза, успешно прошел промысловую апробацию. Разработанный катализатор расширяет область применения каталитических технологий для освоения месторождений высоковязкой нефти. При использовании совместной закачки пара и углекислого газа, полифункциональный катализатор обеспечивает не только внутрипластовую генерацию легких алканов, значительно снижающих вязкость нефти, но и частичную утилизацию закачанного диоксида углерода.

Список литературы

1. Акватермолиз нефтей и природных битумов: химизм процесса, катализаторы, перспективы промышленной реализации / Б.П. Туманян, Н.Н. Петрухина, Г.П. Каюкова [и др.] // Успехи химии. – 2015. – Т. 84 (11). – С. 1145–1175.

2. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquin G. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: A review // Energy Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 2809–2816. – DOI: 10.1021/ef100230k.

3. Advances on the Transition-Metal Based Catalysts for Aquathermolysis Upgrading of Heavy Crude Oil / Li Chen, Weicheng Huang, Chenggang Zhou, Yanling Chen // Fuel. – 2019. – V. 257. – P. 115779. – DOI: 10.1016/j.fuel.2019.115779.

4. Catalytic aquathermolysis of Mackay River bitumen with different types of Mo-based catalysts / Qu Xiao, Zhou Guangqian, Lu Yukun [et al.] // Fuel. – 2022. – V. 326. – Article No. 125134. – DOI: 10.1016/j.fuel.2022.125134.

5. Catalytic Aquathermolysis for Altering the Rheology of Asphaltic Crude Oil Using Ionic Liquid Modified Magnetic MWCNT / M.A. Betiha, A.E. Elmetwally, A.M. Al-Sabagh, T. Mahmoud // Energy and Fuels. – 2020. – V. 34(9). – P. 11353–11364. – DOI:10.1021/acs.energyfuels.0c02062.

6. Extra-heavy Oil Aquathermolysis Using Nickel-based Catalyst: Some Aspects of in-situ Transformation of Catalyst Precursor / A.V. Vakhin, F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov [et al.] // Catalysts. – 2021. – V. 11(2). – No. 189. – P. 1–22. – DOI: 10.3390/catal11020189.

7. Development of New Amphiphilic Catalytic Steam Additives for Hydrothermal Enhanced Oil Recovery Techniques / F. Aliev, A. Ali Akhunov, O. Mirzaev, A. Vakhin // Catalysts. – 2022. – V. 12 (8). – P. 921. – DOI: 10.3390/catal12080921.

8. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов /С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, О.В. Петрашов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 30–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-8-30-34

9. Industrial Application of Nickel Tallate Catalyst During Cyclic Steam Stimulation in Boca De Jaruco Reservoir / А.V. Vakhin, I.I. Mukhamatdinov, F.A. Aliev [et al.] //

SPE-206419-MS. – 2021. – DOI: 10.2118/206419-MS.

10. Laboratory Experiments and Field Test of a Difunctional Catalyst for Catalytic Aquathermolysis of Heavy Oil / K. Chao, Y. Chen, H. Liu [et al.] // Energy Fuels. – 2012. – V. 26 (2). – P. 1152–1159. – DOI: 10.1021/ef2018385.

11. Recent developments in the catalytic hydrogenation of CO2 to formic acid/formate using heterogeneous catalysts / G.H. Gunasekar, K. Park, K.D. Jung, S. Yoon // Inorg. Chem. Front. – 2016. – V. 3. – P. 882–895. – DOI:10.1039/C5QI00231A

12. CO2 valorisation via reverse water-gas shift reaction using advanced Cs doped Fe-Cu Al2O3 catalysts / L.P. Pérez, F. Baibars, E.L. Sache [et al.] // Qual. Assur. Util. Rev. – 2017. – V. 21. – P. 423–428. – DOI:10.1016/j.jcou.2017.08.009

13. Iron Oxide Nanoparticles Impact on Improving Reservoir Rock Minerals Catalytic Effect on Heavy Oil Aquathermolysis / S.A. Sitnov, M.A. Khelkhal, I.I. Mukhamatdinov [et al.] // Fuel. – 2022. – V. 327. – Article No. 124956. – DOI: 10.1016/j.fuel.2022.124956.

14. Каталитическая активность сульфидов никеля и железа при деструкции смолисто-асфальтеновых веществ высоковязкой нефти в присутствии карбонатной породы в гидротермальных условиях / А.В. Вахин, И.И. Мухаматдинов, С.А. Ситнов [и др.] // Кинетика и катализа. – 2022. – Т. 63. – № 5. – DOI: 10.1134/S0023158422050135.

15. Ганеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. – 2011. – Т. 80. – В. 10. – С. 1034–1050. – DOI:10.1070/RC2011v080n10ABEH004174.

В настоящее время одной из важных проблем современной нефтегазовой отрасли является повышение эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти. Чаще всего для добычи высоковязкой нефти применяются технологии закачки пара. В ряде научно-исследовательских работ показано, что совместно с закачкой пара можно применять закачку катализаторов акватермолиза высоковязкой нефти. Совместное применение закачки пара и катализаторов акватермолиза дает возможность снизить вязкость нефти, повысить долю легких фракций и уменьшить содержание смол и асфальтенов.

В статье представлены результаты промысловых испытаний новой технологии каталитического акватермолиза для повышения эффективности разработки залежей высоковязкой нефти на примере Стреловского месторождения. На Стреловском месторождении для добычи высоковязкой нефти применяется технология закачки пара. Рассмотрены основные этапы работы: от лабораторных исследований, направленных на определение изменения свойств нефти в присутствии катализатора акватермолиза до выбора оптимальных условий закачки и анализа результатов промысловых испытаний на пилотном участке. Разработана технология паротепловой обработки скважин совместно с закачкой каталитической композиции на основе железа и никеля в циклическом режиме. Произведено 4,5 т катализатора. В результате промысловых испытаний установлено увеличение среднего дебита нефти скважины по сравнению с обработкой паром без катализатора. Выявлено также снижение вязкости нефти более чем в 4 раза. Полученные результаты подтверждают перспективность применения разработанной технологии для повышения эффективности добычи высоковязкой нефти. В настоящее время запланировано дальнейшее применение технологии на других скважинах Стреловского месторождения.

Список литературы

1. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquín G. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 2809–2816. – DOI:10.1021/ef100230k

2. Pevneva G.S., Voronetskaya N.G., Sviridenko N.N. Cracking of Maltenes of Naphthenic Petroleum in the Presence of WC/Ni–Cr // Pet Chem. – 2020. – V. 60. – P. 373–379. – DOI:10.1134/S0965544120030160

3. Технология термокаталитического воздействия для разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти ООО «РИТЭК» в Самарской области / А.В. Вахин, С.А. Ситнов, И.И. Мухаматдинов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – Т. 224. – № 7. – С. 75–78.

4. Перспективы применения нанодисперсных катализаторов на основе переходных металлов для повышения нефтеотдачи при освоении месторождений трудноизвлекаемой нефти ООО «РИТЭК» / А.В. Вахин, С.А. Ситнов, И.И. Мухаматдинов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – Т. 224. – № 8. – С. 42–46.

5. Влияние магнетита на преобразование смол и асфальтенов при паротепловом воздействии на залежи высоковязкой нефти / А.Р. Хайдарова, T.В. Гогалюк, И.И. Мухаматдинов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – Т. 233. – № 4. – С. 78–82.

6. Влияние катализатора акватермолиза на внутрипластовое преобразование высоковязкой нефти Стреловского месторождения Самарской области / И.И. Мухаматдинов, Э.Э. Гиниятуллина, Р.Э. Мухаматдинова [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 3. – С. 38–42.

7. Evaluation of the aquathermolysis catalysts effect on the composition and properties of high-viscosity oil from the Strelovskoe field / I.I. Mukhamatdinov, E.E. Giniyatullina, R.E. Mukhamatdinova [et al.] // SOCAR Proceedings. – 2021. – Special Issue 2. – P. 90–96.

8. Changes in Heavy Oil Saturates and Aromatics in the Presence of Microwave Radiation and Iron-Based Nanoparticles / A.V. Vakhin, M-A. Khelkhal, I.I. Mukhamatdinov [et al.] // Catalysts. – 2022. – V. 12. – P. 514. – DOI:10.3390/catal12050514

9. Study of the Hydrothermal-Catalytic Influence on the Oil-Bearing Rocks of the Usinskoye Oil Field / I.I. Mukhamatdinov, A.V. Lapin, R.E. Mukhamatdinova [et al.] // Catalysts. – 2022. – V. 12 (10). – P. 1268. – DOI:10.3390/catal12101268

10. Fan H., Liu Y. Downhole catalyst upgrades heavy oil // Oil Gas J. – 2002. – V. 100. – P. 60–62.

11. Wei LI, Zhu J, Qi J. Application of nano-nickel catalyst in the viscosity reduction of Liaohe extra-heavy oil by aqua-thermolysis // J. Fuel Chem Technol. – 2007. – V. 35. – P. 176–180. – DOI:10.1016/S1872-5813(07)60016-4

12. Morphological insights into the catalytic aquathermolysis of crude oil with an easily prepared high-efficiency Fe3O4-containing catalyst / D. Lin, H. Zhu, Y. Wu [et al.] // Fuel. – 2019. – V. 245. – P. 420–428. – DOI:10.1016/j.fuel.2019.02.063

Планирование объемов проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) в разрезе различных видов направлено в том числе на увеличение доли рентабельных операций и повышение экономической эффективности производственной программы в целом. Изменение числа выполняемых операций влияет на долю скважин, в которых ГТМ окупаются. В общем случае увеличение активности приводит к снижению доли скважин, в которых ГТМ будут рентабельны, повышению дополнительной добычи нефти и суммарной чистой приведенной стоимости (NPV) всей программы. Снижение активности обусловливает увеличение доли скважин, в которых ГТМ окупятся, уменьшение дополнительной добычи нефти и суммарного NPV всей программы. Зависимость доли рентабельных ГТМ в общем числе проводимых мероприятий связана с тем, что при увеличении активности в рассмотрение и последующую реализацию попадают скважины-кандидаты с более низкими плановыми начальными приростами дебита нефти. Для таких скважин возрастает вероятность получения более низкой дополнительной добычи нефти за расчетный период и, как следствие, риск не окупить затраты на выполнение ГТМ. При этом в рамках среднесрочного и долгосрочного планирования, как правило, не могут быть надежно определены скважины-кандидаты для реализации ГТМ, что создает затруднения при планировании эффективности мероприятий в случае изменения объемов их реализации.

В статье предложен подход, позволяющий оценить потенциальное влияние сокращения или увеличения объемов реализации ГТМ на успешность и экономическую эффективность программы мероприятий. Оценка может выполняться в отсутствие данных о конкретных скважинах-кандидатах на основе только статистических данных предыдущих лет, таких как фактическое число ГТМ заданного вида; плановый начальный прирост дебита нефти каждой скважины; прогнозная дополнительная добыча нефти и прогнозное значение NPV за расчетный период от каждого ГТМ. Предлагаемый подход основан на данных экономических отчетов об эффективности фактических ГТМ и исторических данных о плановом начальном приросте дебита нефти по скважинам в разрезе различных видов ГТМ. Применение данного подхода позволяет принимать обоснованные решения, направленные на повышение эффективности реализации программы ГТМ, в том числе за счет распределения объемов дополнительных мероприятий между активами с разными профилями прогнозной эффективности ГТМ.

Список литературы

1. Системный подход к выбору геолого-технических мероприятий для оптимизации разработки нефтяных залежей / А.В. Тимонов, А.В. Сергейчев, И.В. Судеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. – С. 46–49.

2. Создание смарт-инструмента для оперативной оценки эффективности системы разработки нефтяных месторождений / Д.И. Харламова, К.А. Харламов, Ш.Р. Ганиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 116–120. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-116-120

3. Анализ эффективности геолого-технических мероприятий / Р.Р. Рамазанов, К.А. Харламов, И.И. Летко, Р.А. Марценюк // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 62–65. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-62-65

4. Подбор скважин-кандидатов для проведения гидроразрыва пласта на основе математического моделирования с использованием методов машинного обучения» / А.Ф. Азбуханов, И.В. Костригин, К.А. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 38–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-38-42

Проблема обеспечения ремонтно-изоляционных работ техническими средствами для приготовления небольших объемов тампонажных растворов актуальна ввиду ежегодного расширения ремонтных работ, проводимых на старом фонде скважин газонефтяных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки. Только по Краснодарскому краю на нефтяных и газовых месторождениях ежегодно выполняется более 1000 скважинных операций с приготовлением тампонажного раствора. Характерной особенностью ремонтно-изоляционных работ на газонефтяных месторождениях края является высокая плотность сельскохозяйственных угодий и объектов курортно-рекреационной территории, предъявляющих особенно высокие требования к экологической безопасности работ, качеству и оснащенности специализированных предприятий. В таких условиях вопросы улучшения технической базы ремонтно-эксплуатационных местных предприятий становятся особенно важными, в том числе это относится и к техническим средствам приготовления тампонажных растворов. В статье рассмотрено новое оборудование – мобильный комплектный блок приготовления тампонажных растворов объемом до 3 м³, включающий гидроэжекторный смеситель, систему подачи цемента на затворение, встроенную усреднительную емкость, диспергатор. Приведены результаты испытаний смесителей с конфузорной и цилиндрической камерами смешенивания. Выполнены расчеты основных параметров блока: гидроэжекторного смесителя, линии подачи тампонажного раствора, механического перемешивателя. Проведены натурные испытания проточных кавитационных диспергаторов и роторно-пульсационных, разработанных авторами. Представлены сравнительные результаты измерений прочности цементного камня, получаемого по традиционной и новой технологиям с использованием диспергаторов. Анализ результатов всех промысловых и лабораторных испытаний показал, что использование диспергаторов позволило повысить гомогенность раствора и его растекаемость; снизить водоотделение тампонажного раствора, увеличить предел прочности цементного камня на изгиб и сжатие. Снижение водоотделения обуславливает уменьшение количества и размеров каналов в цементном камне, которые являются причиной многих осложнений как при строительстве, так и при эксплуатации скважин (наличие межколонных давлений, межпластовых перетоков; образование вторичных техногенных залежей, грифонов и др.).

Список литературы

1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. – М.: ОАО Издательство «Недра», 1999. – 424 с.

2. Robertson J.O., Chilingarian G.V., Kumar S. Surface operations in petroleum production – New York: Elsevier Science, 1989. – 562 p.

3. Pat. 4158510 A US. Cementing skid with recirculating mixer / L.G. Smith, J.N. Knoll; assignee Halliburton Co. – Appl. No. 05/889783; filed 24.03.1978: publ. 19.06.1979.

4. Pat. 4838701 US. Mixer / D.W. Smith, R.D. Kennedy, E.C. Garcia; assignee Dowell Schlumberger Inc. – Appl. No. 07/188126: filed 25.04.1988; publ. 13.06.1989.

5. Pat. 7464757 US. Method for Continuously Batch Mixing a Cement Slurry / J.L. Pessin, L. Coquilleau, J. Rayner, M. Woodmansee; assignee Schlumberger Technology Corporation. – Appl. No. 11/424699; filed 16.06.2006.; publ. 16.12.2008.

6. CBS-955 Cement batch mixer skid. – https://www.slb.com/-/media/files/ce/product-sheet/cbs-955-ps

7. Halliburton introduces new cementing system. – https://www.offshore-mag.com/drilling-completion/article/16755834/halliburton-introduces-new-cementi...

8. Лебедько А.Г., Лебедько Г.И. Перспективы промышленного освоения законсервированных скважин нераспределенного фонда недр Юга России. – Геология нефти и газа. – 2018. – № 5. – С. 95-102. – DOI: 10.31087/0016-7894-2018-5-95-103

9. Arevalo R., Zuriguel I. Clogging of granular materials in silos: effect of gravity and outlet size // Soft Matter. – 2016. – V.12. – P. 123-130. - https://doi.org/10.1039/C5SM01599E

10. Pat. 1649062 US. Apparatus for mixing and proportioning materials / E.P. Halliburton. – Publ. 15.11.1927.

11. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химия, 1973. – 752 с.

12. Пат. на полезную модель 116068 РФ. Кавитационный диспергатор-смеситель / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2011143283/05; заявл. 26.10.2011; опубл. 20.05.2012.

13. Пат. 2694774 РФ. Роторный пульсационный аппарат / М.В. Омельянюк, И.А. Пахлян, Е.В. Мелюхов; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2018128078; заявл. 31.07.2018; опубл. 16.07.2019

Выполнены теоретическое исследование и моделирование процессов работы плунжерных установок с линейным погружным двигателем (УПЛД). Показано, что существует максимально допустимая скорость плунжера, при превышении которой коэффициента наполнения цилиндра насоса снижается из-за увеличения объема выделившегося газа. Это необходимо учитывать при выборе режима работы УПЛД для обеспечения возможности эффективной эксплуатации установки на малодебитном фонде скважин. Предложена методика расчета оптимальной скорости плунжера в такте всасывания, которая может быть применена при разработке алгоритма управления линейным двигателем. Применение методики позволит повысить эффективность эксплуатации УПЛД, а также увеличить дебит жидкости при оборудовании указанными установками малодебитных скважин. Преимущество применения оптимизации алгоритма движения плунжера на основе разработанной методики заключается в снижении затрат, связанных с осложнениями в работе установки. Получены характеристики работы УПЛД на основе аналитического решения уравнений для определения коэффициента наполнения цилиндра насоса, давления на входе в насос и скорости плунжера УПЛД. На основе аналитического решения данных уравнений установлено, что эффективность наполнения цилиндра насоса зависит от скорости плунжера, а также от объема газа, поступившего в насос. Результаты анализа динамики изменения коэффициента наполнения цилиндра при различных скоростях плунжера и доли поступившего в цилиндр газа подтвердили целесообразность оптимизации алгоритма управления линейным двигателем. Представленная методика расчета фактической подачи УПЛД базируется на определении экстремума параболической функции зависимости подачи от скорости плунжера.

Список литературы

1. Справочник по добыче нефти / К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, В.А. Молчанова и др. – Пермь: ООО «Астер Плюс», 2020. – 600 с.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003 – 816 с.

3. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. – М.: Недра, 1993. – 169 с.

4. Зависимость коэффициента наполнения скважинного штангового насоса от объема вредного пространства / К.Р. Уразаков, А.С. Топольников, А.М. Азизов, Ф.Ф. Давлетшин // Нефтегазовое дело. – 2017. – № 4. – С. 6-25.

5. Тимашев Э.О. Моделирование осложнений в работе плунжерных установок с погружным линейным двигателем // Нефтегазовое дело. – 2021. Т.19. – № 1. – С. 142-148. – DOI: 10.17122/ngdelo-2021-1-142-148

6. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. – М.: Недра, 1965. – 191 с.

7. Вирновский A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти // Тр. ин-та / ВНИИ. – 1971. – Вып. 57. – 184 с.

8. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра. 1979. – 213 с

9. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. – М.: Недра, 1967. — 239 с.

10. Математическое моделирование рабочих процессов насоса объемного действия / В.Е. Щерба, А.В. Григорьев, В.С. Виниченко, Д.А. Ульянов // Омский научный вестник. – 2010. – Т. 93. – № 3 (93). – https://cyberleninka.ru/article/n/matematicheskoe-modelirovanie-rabochih-protsessov-nasosa-obemnogo-deystviya

В статье представлены результаты создания в ПАО «НК «Роснефть» программного комплекса геотехнического контроля (ПК ГК) с использованием технологий импортозамещения, а также функциональные возможности и области применения ПК ГК. Программный комплекс позволяет автоматизировать процессы геотехнического мониторинга, выполняемого с целью повышения экологической безопасности на промышленных нефтегазовых объектах, расположенных в зонах многолетемерзлых грунтов. Рассмотрены общая структура и особенности различных модулей разработанной автоматизированной системы, а также источники и способы внесения данных. Функциональные возможности ПК ГК в части визуализации позволяют взаимодействовать с хранящимися в системе данными, включая работу с картографической информацией, в первую очередь с картами, на которых размещены инфраструктурные нефтегазовые объекты. Расчетные модули, входящие в состав комплекса, разработаны согласно утвержденным строительным нормам и сводам правил и предназначены для моделирования динамики теплового состояния многолетнемерзлых грунтов в заданной области и расчетов допустимых нагрузок на свайные фундаменты. Аналитический модуль ПК ГК позволяет формировать большое количество шаблонизированных отчетов, используемых как для внутренней, так и для корпоративной отчетности. Инновационной частью разработанного программного комплекса является модуль генерации геотехнических заключений, помогающий эксперту формировать управляющие решения с помощью оригинального нейросетевого алгоритма. Работа алгоритма базируется на принципах многослойного перцептрона и контролируемой классификации объектов. Оценена эффективность предложенного нейросетевого алгоритма, приведены основные перспективы развития и дальнейшего тиражирования разработанного программного комплекса в дочерних обществах компании ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. http://my.krskstate.ru/docs/climate/vechnaya-merzlota/

2. Коновалова В.М. Норильский разлив // Молодой ученый. – 2020. – № 46 (336). – С. 71–72. – https://moluch.ru/archive/336/75202/

3. Систематизация геоданных и унификация подходов к управлению пространственной информацией в рамках централизованной геоинформационной системы ПАО «НК «Роснефть» / А.А. Напрюшкин, Д.С. Климентьев, И.А. Христолюбов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 6. – С. 66–71.

4. Яроцкая Е.В., Патов А.М. Развитие отечественных географических информационных систем в условиях импортозамещения // Политематический сетевой электронный научный журнал Кубанского государственного аграрного университета. – 2016.

5. Применение нейронной сети при проведении геотехнического мониторинга по нефтегазовым объектам, расположенным в условиях Крайнего Севера / Д.С. Назаркин, А.А. Филимонов, Д.В. Липихин, А.А. Напрюшкин // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 10. – С. 78–82.

При трубопроводном транспорте высоковязких и застывающих нефтей особую актуальность приобретает вопрос определения времени безопасной остановки, а также расчета пускового давления, необходимого для возобновления перекачки и вывода магистрального нефтепровода на рабочий режим. В процессе остановки нефтепровода подземной прокладки происходят остывание и кристаллизация парафинистой нефти. При этом изменяются ее реологические свойства: при понижении температуры возрастает вязкость и увеличивается напряжение сдвига. От продолжительности остановки перекачки зависят температура нефти и давление, необходимое для вывода нефтепровода на рабочий режим. Требуемое для пуска давление может оказаться выше допустимого значения для данного участка нефтепровода. В связи с этим необходимо следить за температурой нефти в процессе остановки.

Остывание нефти происходит неравномерно как по сечению, так и по длине нефтепровода. Давления пуска зависит от положения поверхности сдвига, которая может быть меньше радиуса нефтепровода. Для учета неравномерности температуры по сечению в данной статье решается задача сопряженного теплообмена между нефтепроводом и окружающим его грунтом. Рассмотрены случай использования сезоннодействующих охлаждающих устройств при подземной прокладке нефтепровода в многолетнемерзлых грунтах и их влияние на распределение температуры нефти в зависимости от продолжительности остановки. Представлены результаты численного исследования изменения температуры нефти с течением времени в условиях установки сезоннодействующих охлаждающих устройств и в их отсутствие. С использованием результатов проведенного исследования можно установить давление, необходимое для возобновления перекачки.

Список литературы

1. Дегтярев В.Н. Вопросы пуска нефтепровода с парафинистой нефтью после его остановки / Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 17. - 61 с.

2. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. – Москва: Гостоптехиздат, 1958. – 163 с.

3. Мукук К.В. Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем / отв. ред. А.Х. Мирзаджанзаде. – Ташкент: Фан, 1980. - 115 с.

4. РД 39-3-80-78. Временное методическое руководство по гидравлическому расчету транспорта неньютоновских нефтей. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1978. – 103 с.

5. Применение моделей машинного обучения для интеллектуального управления эффективностью транспорта нефти / Д. А. Черенцов, А. У. Якупов, К. С. Воронин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 136-139. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-136-139

6. Предиктивное управление пусковым давлением магистрального нефтепровода / А. У. Якупов, Д. А. Черенцов, С. Ю. Торопов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2021. – № 6. – С. 125-133. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-6-125-133

7. Экспериментальное исследование полей температуры вблизи заглубленных трубопроводов / А.Б. Шабаров, П.Ю. Михайлов, М.Н. Вилков, [и др.] // Нефть и газ Западной Сибири. Материалы Междунар. науч.-технич. конф., посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – Т. II. – С. 108–111.

8. Лыков А.В. Теория сушки. – Москва: Энергия, 1968. – 472 с.

9. Горелик Я.Б., Селезнев А.А. Об эффективности оребрения вертикальных двухфазных естественно-конвективных охлаждающих устройств для строительства на мерзлых грунтах // Криосфера Земли. – 2016. – Т. 20. – № 2. – С. 78-89.

10. Роуч П. Вычислительная гидродинамика. – Москва: Мир, 1980. – 618 с.

11. Бахтизин Р.Н., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю. Моделирование режимов работы трубопроводов с применением комплекса программ NIPAL 3.0 (Non Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids) // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2004. – № 1. – С. 7. – http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Bahtizin/Bahtizin_1.pdf

12. Вакулин А.А., Шабаров А.Б., Вакулин А.А. Остывание нефти при останове нефтепровода в промороженном грунте // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2021. – Т. 7. – № 4 (28). – С. 27–45. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-4-27-45

В статье рассмотрена актуальная проблема обеспечения надежности турбинных преобразователей расхода (ТПР), применяемых для определения объемного расхода в составе систем измерений количества и показателей качества нефти (СИКН). Отмечено, что надежность, особенно численные ее показатели, необходимо рассматривать отдельно для каждой однородной группы оборудования, в том числе для средств измерений, которые имеют свои функционально-технологические особенности. Проанализированы факторы, которые необходимо учитывать при определении метрологической надежности не только ТПР, но и любых других средств измерений, такие как динамика метрологических характеристик и способы контроля метрологически исправного состояния. В ходе исследований выполнен анализ применения метода предиктивной аналитики в машиностроении для мониторинга технического и метрологического состояния оборудования. Разработаны программное обеспечение с применением языка программирования Python и алгоритм определения объемного расхода в системе сбора и обработки информации в СИКН в зависимости от значений числа Рейнольдса. Алгоритм позволяет на ранних стадиях выявлять возникновение метрологического отказа ТПР. Для анализа использованы результаты поверки и контроля метрологических характеристик 60 ТПР, эксплуатируемых на нефти с различными реологическими свойствами, за 5 лет. Исследования показывали, что применение алгоритма позволит снизить риск наступления аварийных ситуаций и прекращения учетных операций на СИКН; сократить продолжительность вынужденных простоев СИКН или свести простои к нулю; получить достоверные данных о работе ТПР. Это даст возможность прогнозировать остаточный ресурс деталей и узлов (время наработки до наступления предельного состояния) и др.

Список литературы

1. Аралов О.В., Буянов И.В. Анализ методов и подходов к оценке надежности при прогнозировании отказов оборудования магистрального трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 6. – С. 104–114.

2. Отхман Н.З., Полухин В.И. Повышение показателей метрологической надежности при проектировании информационно-измерительных систем // Вестник ТГТУ. – 2011. – №2.

3. Ефремов Л.В. Оценка метрологической надежности приборов по результатам групповых испытаний // Приборостроение. – 2012. – № 6.

4. Гусеница Я.Н., Шерстобитов С.А., Малахов А.В. Метод обоснования межповерочных интервалов средств измерений // Наукоемкие технологии в космических исследованиях Земли. – 2016. – № S1.

5. Avci C., Tekinerdogan B., Athanasiadis I.N. Software architectures for big data: a systematic literature review // Big Data Analytics. – 2020.– V. 5. – No. 5.

6. Big data analytics: a survey / Chun-Wei Tsai, Chin-Feng Lai, Han-Chieh Chao, Athanasios V. Vasilakos // Journal of Big Data 2, 21. 2015. – DOI:10.1186/s40537-015-0030-3

7. Hasan M. Genetic Algorithm and its application to Big Data Analysis // International Journal of Scientific & Engineering Research. – 2014. – V. 5. – Issue 1. – P. 1991–1996.

8. Tolk A. The Next Generation of Modeling & Simulation: Integrating Big Data and Deep Learning // Summer Simulation Multiconference. – 2015 At: Chicago, IL. 2015.

9. Ribeiro A., Silva A., da Silva A. Data Modeling and Data Analytics: A Survey from a Big Data Perspective // Journal of Software Engineering and Applications. – 2015. – No. 8. – P. 617–634. – DOI:10.4236/jsea.2015.812058

10. Хасанов А.Р. Влияние предиктивной аналитики на деятельность компаний // СРРМ. – 2018. – No. 3 (108).

11. Добрынин С.Л., Бурковский В.Л. Мониторинг и предиктивная аналитика технологического оборудования на базе промышленного интернета вещей // Воронежский государственный технический университет. – 2020. – Т. 16. – № 5. – С. 7–12. – DOI 10.36622/VSTU.2020.16.5.001.

12. Дьяков Н.А., Голунова А.С. Система управления технологическим процессом на основе предиктивной аналитики: проектирование // Электротехнические системы и комплексы. – 2021. – № 1 (50). – С. 58–64. – https://doi.org/10.18503/2311-8318-2021-1(50)-58-64

13. Ливанов М. Первый в России комплекс предиктивной аналитики для энергитического и промышленного оборудования // Экспозиция нефть и газ. – 2016. – № 3 (49). – С. 82–83.

14. The Enterprise Big Data Lake: Delivering the Promise of Big Data and Data Science 1st Edition / Alex Gorelik // O’Reilly Media. – 2019. – 224 p.

В статье представлен опыт ПАО «НК «Роснефть» по совершенствованию нормативной базы в области маркировки, упаковки, транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов на примере пересмотра межгосударственного стандарта ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение». Рассмотрены проблемные вопросы и противоречия, вызываемые применением установленных в данном стандарте устаревших норм и правил, которые обусловили необходимость его пересмотра. В рамках комплекса мероприятий по повышению эффективности научно-проектной и инновационной деятельности и с учетом крайней заинтересованности в установлении новых требований к маркировке, упаковке, транспортированию и хранению нефти и нефтепродуктов ПАО «НК «Роснефть» инициировало пересмотр ГОСТ 1510-84. В качестве разработчика стандарта выбрано АО «ВНИИ НП», как ведущая научно-исследовательская организация в сфере нефтепереработки с соответствующими компетенциями и значительным опытом разработки межгосударственных стандартов. Разработка проекта пересмотра ГОСТ 1510-84 осуществлялась в строгом соответствии с требованиями, установленными в ГОСТ 1.2-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены» и ГОСТ 1.5-2001 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. Правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению». Разработанный взамен ГОСТ 1510-84 и утвержденный ГОСТ 1510-2022 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение» позволит устранить большую часть противоречий и проблем, связанных с маркировкой, упаковкой, транспортированием и хранением нефти и нефтепродуктов, и минимизировать риски нарушения поставок нефти и нефтепродуктов и невыполнения договорных обязательств, а также будет являться основой для дальнейшего совершенствования нормативной базы в этих важнейших областях деятельности.

В статье вопросы общей стратегии поступательного и конкурентоспособного развития экономики страны рассматриваются с учетом как необходимости поддерживать взаимовыгодные торговые отношения с зарубежными странами, так и политики импортозамещения, направленной на своевременное выявление (предупреждение) потенциальных угроз и обеспечение технологического суверенитета. Обоснован тезис о существенном влиянии внешнеполитических процессов на импортозамещение и приоритетном характере антикризисных мер. Сделан вывод, что изучение опыта технического (промышленного) развития предполагает детальное рассмотрение отечественных особенностей, различных субъективных факторов, а также фактора исторической случайности. Ключевым фактором индустриального развития СССР стали долгосрочная и целенаправленная деятельность партийно-государственных органов, использование административно-командных методов управления, государственное планирование и финансирование научно-технического комплекса. Выделены особенности и положительные черты советской инновационной системы. Дана характеристика организационным и материальным возможностям государства концентрировать в достаточно сжатые сроки значительные научно-технические и интеллектуальные ресурсы на приоритетных направлениях. Отмечено, что реализация конкретных мер импортозамещения варьируется для различных отраслей и определяется уровнем технологического развития отрасли, состоянием рынков сбыта, характером межотраслевой кооперации, а также особенностями территориального размещения производства.

Список литературы

1. Красильщиков В.А. Вдогонку за прошедшим веком: Развитие России в ХХ в. с точки зрения мировых модернизаций. – М.: РОССПЭН, 1998. – 263 с.

2. Касьяненко В.И. Как была завоевана технико-экономическая самостоятельность СССР. – М.: Мысль, 1964. – 255 с.

3. Калинов В.В. Государственная научно-техническая политика СССР и Российской Федерации (1985-2011 гг.): автореф. дис. ... д-ра ист. наук. – М., 2012. – 46 с.

4. Промышленность, инновации, образование и наука в России / Е.П. Велихов, В.Б. Бетелин, А.Г. Кушниренко. - М.: Наука, 2010. – 140 с.

5. Скворцов К.А. Теория и методика преподавания технологии // Школа и производство. – 2014.- № 2. – С. 1–158.

6. Мишустин Д.Д. Внешняя торговля и индустриализация СССР. – М.: Изд-во «Международная книга», 1938. – 223 с.

7. Матвейчук А.А., Евдошенко Ю.В. Истоки газовой отрасли России. 1811– 1945 гг.: исторические очерки. – М.: Издательская группа «Граница», 2011. – 591 с.

8. Денни Л. Борьба за нефтяную монополию. – М.-Л. : Гос. соц.-экон. изд-во, 1934. – 180 с.

9. Бакулин С.Н., Мишустин Д.Д. Статистика внешней торговли СССР. - М.: Науч.-иссл. ин-т при Всес. акад. внешней торговли, 1935. - 237 с.

10. Войцеховская Е.Б. Импортозамещение: нашей стране (НЕ?) нужно сильное отечественное станкостроение // Все промышленные регионы России. – 2019. – № 2. – С. 6–11. – https://wipo.int/edocs/pubdocs/en/wipo_pub_gii_2019.pdf

11. The Global Innovation Index 2019. – https://wipo.int/edocs/pubdocs/en/wipo_pub_gii_2019.pdf

12. Хлутков А.Д., Межевич Н.М. Воспоминания о будущем: традиционные российские хозяйственные практики в новых внешнеполитических условиях. Статья первая. Промышленная политика // Управленческое консультирование. – 2022. – № 4 (160). – С. 10–18.

13. Международная статистика / Б. И. Башкатов [и др.] / под ред. Б.И. Башкатова, А.Е. Суринова. – М.: Юрайт, 2013. – 701 с.