В статье проанализированы рыночные механизмы, формируемые Парижским соглашением ООН по климату, и шансы для участия в них нефтяной промышленности России. Прослеживается генезис новых механизмов и их связь с уже известными российским нефтяным компаниям рыночным механизмам Киотского протокола. Механизмы Парижского соглашения оценены с точки зрения легитимности типов сокращений выбросов, предназначенных для торговли на новом мировом рынке. Сопоставлены потенциальные сокращения, которые способны поставить на рынок российские нефтяные компании, с сокращениями из конкурирующих стран, прежде всего, развивающихся, с точки зрения обеспечения глобальных нетто-сокращений выбросов. Подробно разобраны детали переговорного процесса по детализации модальности ст. 6 Парижского соглашения, включая механизм п. 4 данной статьи, формирующий систему генерации новых типов сокращений проектного происхождения и схемы их вывода на мировой углеродный рынок. Проанализированы позиции сторон относительно базовых параметров нового проектного механизма, включая подходы к определению базовой линии, длительности проектного периода, ограничениям трансфера углеродных единиц, их банкинга и дисконтирования, а также относительно возможных требований к странам-участникам нового механизма. Критикуются предложения по введению в список торгуемых инструментов, таких как «дополнительные преимущества адаптации», планы национальных действий и экономической диверсификации, и так называемое «избежание выбросов». Дано описание процесса окончательного утверждения модальностей нового механизма. Особое внимание уделено прогнозированию объемов будущего спроса на сокращения выбросов в рамках новых механизмов со стороны ведущих потенциальных покупателей – ЕС, США, Японии. Даны рекомендации, касающиеся возможной тактики для российских нефтяных компаний по продвижению своих сокращений на новый мировой рынок и хеджированию соответствующих рисков.

Список литературы

1. Рогинко С. Деньги из воздуха Совершенно секретно, 12.05.2017. – https://www.sovsekretno.ru/articles/dengi-iz-vozdukha/(дата обращения: 24.02.2021)

2. Парижское соглашение ООН по климату (русский текст). – https://unfccc.int/files/meetings/paris_nov_2015/application/pdf/paris_agreement_russian_.pdf

3. State of the Union Address by President von der Leyen at the European Parliament Plenary. – https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/ov/SPEECH_20_1655 (дата обращения: 24.02.2021)

Прикаспийский регион является одной из первых нефтегазоносных областей, в которой для изучения геологического строения и прогноза нефтегазоносности проводились аэрокосмические исследования. В статье дано описание связи нефтегазоносности Прикаспийской синеклизы с узлами проницаемости литосферы, которые обусловлены дизъюнктивной тектоникой, выявленной по материалам космических снимков различных уровней генерализации. Чаще всего дизъюнктивы отражаются на космических изображениях в виде линеаментов. На снимках разного масштаба отчетливо видно, что земная кора имеет иерархически блоковое строение. Блоки ограничены, как правило, линеаментами, которые образуют закономерные системы, в первую очередь такие как радиально-концентрическая и планетарная. В данной работе изспользованы традиционные методы дешифрирования и пакет программ LESSA (Lineament Extraction and Stripe Statistical Analysis). Отмечена статистическая приуроченность крупнейших месторождений нефти и газа к линеаментам и их пересечениям, отражающим узлы повышенной проницаемости литосферы. Месторождения углеводородов также оказываются приуроченными к узлам пересечения линеаментов, обладающих собственной микроблоковой структурой. Космическое изображение Прикаспийской синеклизы представляет собой комплексную радиально-концентрическую систему линеаментов с центром в урочище Тентексор. В статье предложена геодинамическая модель формирования радиально-концентрической системы разломов, отраженных в линеаментах в результате действия гигантской «воронки» под современным Прикаспием. Рассмотрена связь между узлами пересечения максимумов планетарной трещиноватости и притоками нефти в карбонатных коллекторах. Закономерная периодичность размеров и ориентировки блоков позволяет дистанционными методами прогнозировать расположение месторождений углеводородов. Изучение планетарной трещиноватости на локальном уровне, особенно на месторождениях, связанных с трещинной проницаемостью коллекторов, позволит прогнозировать зоны с улучшенными коллекторскими свойствами.

Список литературы

1. Оруджева Д.С., Воробьев В.Т., Ромашов А.А. Аэрокосмические исследования нефтегазоносных территорий Прикаспийской впадины. – М.: Наука, 1982. – 76 с.

2. Космогеология СССР / Н.С. Афанасьева, В.И. Башилов, В.Н. Брюханов [и др.] / под ред. В. Н. Брюханова, Н. В. Межеловского. – М.: Недра, 1987. – 239 с.

3. https://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geolog/4568/xn–sbaa94woa2b3gbbbcj04d

4. https://studbooks.net/1787615/geografiya/nayti_karachaganak-2

5. Милосердова Л.В. Блоковое строение земной коры по данным дешифрирования космических снимков с помощью программы LESSA / В сб. тезисов докладов 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. – 109 с.

6. Короновский Н.В., Златопольский А.А., Иванченко Г.Н. Автоматизированное дешифрирование космических снимков с целью структурного анализа // Исследование Земли из космоса. – 1986. – № 1. – С. 111–118.

7. Милосердова Л.В., Рябикина Е.В. К методике количественного изучения ориентировки сети линеаментов // Изв. вузов. Геология и разведка. – 1989. – № 9. – С. 16–20.

8. Линеаментный анализ результатов геологической интерпретации территории Каспийского бассейна и взаимосвязи узлов линеаментного пересечения с нефтью и газом / К.И. Данцова, Л.В.  Милосердова, А.В. Осипов. – Geomodel 2020. – сентябрь 2020 г. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.202050055

9. Милосердова Л.В., Судариков Ю.А. Влияние трансрегиональных и региональных разломов на современный облик Прикаспия // В сб. Прикаспийский нефтегазовый комплекс (проблемы геологии, разработки и бурения). – Алма-Ата: Казахский политехнический институт, 1989. – 178 с.

10. Шульц С.С. Планетарная трещиноватость. – Л.: Ленинградский гос. университет, 1973. – 90 с.

11. Павлов Н.Д. Закономерности площадного распределения сейсмических параметров, петрофизики и продуктивности резервуара Tенгизского месторождения и проблемы оптимизации его разработки // Геология нефти и газа. – 1993. – № 9. – С. 10–13.

12. Изменение свойств пород в зонах дизъюнктивной тектоники / Е.А. Калинина, А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов [и др.] // Каротажник. – 2016. – № 2. – С. 35–45.

13. Панина Л.В., Зайцев В.А. Новейшая тектоника Прикаспия // Вестник Моск. ун-та. Сер. Геология. – 2014. – № 1. – С. 17–23.

14. Арчегов В.Б. Блоковая делимость земной коры и нефтегазоносность: теория и методика исследований // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/8/22_2012.pdf

15. https://www.geokniga.org/books/6519

16. https://www.elibrary.ru/item.asp?id=23334222

17. Кузьмин Ю.О., Никонов А.И., Шаповалова Е.С. Особенности структурного дешифрирования линеаментов с учетом современной геодинамики разломов // Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. – 2016. – № 1 (13). – http://oilgasjournal.ru/ vol_13/kuzmin.pdf

Все возрастающий интерес к трудноизвлекаемым запасам полезных ископаемых в Республике Татарстан обусловлен прежде всего необходимостью поддержания уровня добычи нефти в условиях перехода большинства месторождений на позднюю стадию разработки. Так как в Татарстане все относительно крупные месторождения нефти выявлены и разрабатываются, в последнее десятилетия наблюдается тенденция к активному освоению залежей сверхвязкой нефти, запасы которых колоссальны. В статье объектом является залежь сверхвязкой нефти камышлинского горизонта казанского яруса пермской системы, приуроченная к Горскому поднятию. Залежь расположена в краевой части восточного борта Мелекесской впадины, вблизи ее сочленения с западным склоном Южно-Татарского свода. В то же время расположение поднятия в пределах внешней бортовой зоны Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) предопределило существенное влияние седиментационных процессов на его формирование. С целью установления генезиса, времени формирования ловушки и залежи сверхвязкой нефти Горского участка построены серии структурных карт, а также проведены исследования методами изопахического треугольника и графиков роста структуры. Палеотектонические реконструкции исследуемой территории на различных этапах тектогенеза позволили установить, что ядром Горской структуры является органогенная постройка позднефранского возраста, рост которой возобновлялся неоднократно вплоть до раннеказанского времени. Формирование залежей Горского месторождения сверхвязкой нефти началось в позднепермскую эпоху, а в результате тектонических подвижек альпийского этапа тектогенеза залежи окончательно оформились и начали разрушаться. Залежи сверхвязкой нефти образовывались вследствие расформирования и переформирования залежей традиционных нефтей основных нефтеносных комплексов в периоды активизации тектонической деятельности. Изначально формировались залежи нефтей повышенной вязкости, которые в результате гипергенеза трансформировались в высоковязкие.

Список литературы

1. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. Р.Х. Муслимова. В 2-х т. – Казань: ФЭН, 2007. – Т. 1. – 316 с. – Т. II. – 524 с.

2. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана / под ред. Р.С. Хисамова. – Казань: ФЭН, 2006 – 328 с.

3. Тектоника и зоны нефтегазонакопления Камско-Кинельской системы прогибов // М.Ф. Мирчинк, Р.О. Хачатрян, В.И. Громека [и др.] / М.: Недра, 1965. – 214 с.

4. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. – М.: Недра, 1976. – 221 с.

5. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. – М.: Недра, 1974 – 80 с.

6. Отмас А.А. Комплексный тектонический анализ условий формирования локальных нефтеперспективных объектов на примере Кравцовского месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – № 5. – С. 1–12.

7. Ларочкина И.А. Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан. – Казань: Изд-во ООО «ПФ «ГАРТ», 2008 – 210 с.

8. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. Тектоника Татарстана. – Казань: Изд-во КТУ, 2003 – 132 с.

9. Продуктивные битуминозные толщи пермских отложений Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода / Под. ред. В.И. Троепольского, Н.П. Лебедева. – Казань: Изд-во КГУ, 1982. – 104 с.

10. Лукьянова Р.Г., Успенский Б.В., Валеева С.Е. Тектонические, палеотектонические и геодинамические аспекты формирования Ромашкинского месторождения // В сб. тезисов докладов Международной научно-практической конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента». – Казань: Ихлас, 2019. – 206 с.

Верхнедевонские карбонатные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характеризуются широким распространением органогенных построек, к структурам облекания которых приурочено большое количество залежей нефти. Залежи в верхнедевонской карбонатной толще распределены неравномерно по площади и разрезу и приурочены, преимущественно, к территориям обширных палеошельфов. Главным фактором риска при поисках залежей углеводородов является качество флюидоупоров.

В статье рассмотрены особенности строения Башкирского и Южно-Татарского палеошельфов на средне- и позднефаменском этапах развития, которые определили закономерности распространения коллекторов и флюидоупоров в верхнедевонской карбонатной толще. Южно-Татарский и Башкирский палеошельфы значительно отличаются друг от друга по внутреннему строению. Основные залежи нефти на Южно-Татарском своде приурочены к отложениями среднего и верхнего фамена, а на Башкирском – к отложениям нижнего фамена. Породы-флюидоупоры фаменского яруса сложены глинисто-карбонатными породами. Их накопление связано с этапами максимальной трансгрессии, когда вся территория шельфов погружалась ниже базиса волнового воздействия, а также с этапами максимальной регрессии, когда бортовая зона шельфа ограничивала водообмен с зарифовой зоной. В это время в гидродинамически активной бортовой зоне накапливались органогенные карбонаты без глинистой примеси, не обладающие экранирующими свойствами. Региональным флюидоупором на изучаемой территории являются аргиллиты визейского яруса. Покрышки, выделенные в карбонатной толще фаменского яруса, относятся к зональным и локальным. Выявленные десятки лет назад и дополненные авторами фациальные неоднородности верхнедевонских карбонатных шельфов позволяют прогнозировать распространение флюидоупоров и коллекторов по площади. Предложенная методика может быть применена в соседних регионах.

Список литературы

1. Мкртчян О.М. Верхнедевонские рифы и их роль в формировании нефтеносных структур востока Урало-Поволжья. – М.: Наука, 1964. – 119 с.

2. Мкртчян О.М., Хатьянов Ф.И., Шалагинова Ф.П. Применение сейсморазведки для поисков нефтеносных структур, связанных с верхнедевонскими рифами // Геология нефти и газа. – 1965. – № 2. – С. 49–53.

3. Мкртчян О.М. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской платформы. – М.: Наука, 1980. – 134 с.

4. Хатьянов Ф.И. Геолого-геофизические особенности погребенных рифовых массивов в связи с проблемой их поисков // В сб. Ископаемые рифы и методика их изучения. – Свердловск: УФ АН СССР, 1968. – С. 226–247.

5. Новые данные о рифовой природе Чермасанского массива Западной Башкирии / М.А. Юнусов, К.К. Тимергазин, И.Л. Зубик [и др.] // Доклады АН СССР. – 1971. – Т. 198. – № 5. – С. 1163–1166.

6. Хачатрян Р.О., Трохова А.А. О рифогенных карбонатных массивах востока Русской платформы // В сб. Тектоника и размещение нефтегазовых месторождений востока Русской платформы. – М.: Наука, 1968. – С. 152–165.

7. Строение и перспективы нефтегазоносности девонских и каменноугольных отложений востока Токмовского свода (Республика Чувашия) / Н.К. Фортунатова, А.Г. Швец-Тэнэта-Гурий, Р.К. Гумаров, И.В. Васильев // Материалы научно-практической конференции «Малоизученные нефтегазоносные регионы и комплексы России (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения)». – М.: ВНИГНИ, 2001. – 113 с.

8. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа / Ю.М. Берлин, М.М. Грачевский, И.Т. Дубовской, Г.Ф. Ульмишек. – М.: Недра, 1969. – 299 с.

9. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. – Л.: Недра, 1967. – 123 с.

10. Хитров А.М., Ильин В.Д., Савинкин П.Т. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре. – М.: Министерство природных ресурсов РФ, Министерство энергетики РФ, ВНИГНИ, 2002. – 84 c.

11. Оценка риска поисков нефти и газа на основе выделения и картирования покрышек залежей углеводородов по данным геофизических методов / А.М. Хитров, А.Н. Никитин, М.Н. Попова, И.В. Колоколова // Вестник ЦКР Роснедра. – 2011. – № 3. – С. 22–27.

12. Хитров А.М. Покрышки залежей углеводородов и ресурсный потенциал недр // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2013. – № 1 (7). – С. 7–10.

13. Прогнозная оценка распространения флюидоупоров в карбонатном верхнем девоне Оренбургской области / В.А. Шакиров, К.Ф. Миропольцев, А.П. Вилесов [и др.] // Нефтяная провинция. – 2018. – № 4. – С. 133–153.

14. Разработка комплекса критериев для оценки качества флюидоупоров в отложениях фаменско-турнейской карбонатной толщи Оренбургской области на основе данных керна и ГИС / Н.Н. Чикина, Ю.И. Никитин, Е.В. Астафьев, А.П. Вилесов // Тезисы докладов конференции EAGЕ, Геомодель – 2017. – С. 1–6.

В статье рассмотрены особенности геологического строения разрезов вулканогенно-осадочной толщи северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Приведен пример петрологического расчленения и межскважинной корреляции разрезов вулканогенно-осадочной толщи по данным геофизических исследований скважин с привлечением результатов керновых и сейсмических исследований. Разрезы большей части скважин представлены чередованием эффузивных, лавокластических, пирокластических пород кислого состава, реже отмечается чередование вулканитов кислого состава с туффитами, вулканогенно-осадочными и осадочными породами, реже с основными и средними вулканитами. Наибольшим многообразием типов пород характеризуются разрезы скважин, пробуренных в пределах структурных поднятий. В них развиты преобразованные лавы, лавокластические породы, туфы с размерностью обломочного материала от пелитовых до глыбово-агломератовых. В скважинах, вскрывших вулканогенно-осадочную толщу в пониженных структурных зонах, отмечается преобладание лав с подчиненным количеством лавокластических образований и пепловых туфов.

Выделение типов пород вулканогенно-осадочной толщи выполнено посредством многомерной классификации геофизических параметров: естественной радиоактивности, водородосодержания, объемной плотности, интервального времени продольной волны, электрического сопротивления методом кластерного анализа. Для кластеризации использовался метод иерархической классификации (метод Уорда), позволяющий выявить упорядоченную структуру (иерархию) массива данных. Схожие объекты объединялись в группы (кластеры), переходящие при дальнейшем объединении в более крупные группы, что позволило установить оптимальное число кластеров на основе анализа процесса группировки. Выполненный кластерный анализ с привлечением петрографического описания керна позволил выявить восемь петрологических типов: эффузивы кислого состава массивной текстуры, их перлитизированные и разуплотненные разности; вулканокластические породы; преобразованные вулканогенные породы кислого состава с повышенным содержанием постмагматических минералов с плотностью выше и ниже, чем у породообразующих; вулканогенно-осадочные, осадочно-вулканогенные и осадочные породы; отложения коры выветривания. Межскважинная корреляция выделенных типов осуществлялась с учетом границ, установленных по результатам сейсмических исследований. Результаты межскважинной корреляции могут учитываться при построении геологических, гидродинамических моделей и прогнозе продуктивности вулканогенно-осадочной толщи.

Список литературы

1. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензеонный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А., Коровина Е.А. Романов, И.В. Федороцов // В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО // Материалы девятой научно-практической конференции, г. Ханты-Мансийск 27-29 сентября 2006 г. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис. – 2006. – С. 133–146.

2. Условия формирования залежей углеводородов в доюрских отложениях на Рогожниковском лицензионном участке / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Н.В. Гильманова, С.В. Шадрина // В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО // Материалы десятой научно-практической конференции, г. Ханты-Мансийск 13–17 ноября 2007 г. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис. – 2007. – С. 372–383.

3. Шадрина С.В., Кондаков А.П. Новые данные о фундаменте северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 94–99.

4. Макроизучение нефтенасыщенных вулканитов доюрского комплекса Сидермской площади Рогожниковского месторождения / А.М. Карлов, И.Ш. Усманов, Е.Н. Трофимов [и др.]. В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО // Материалы десятой научно-практической конференции, г. Ханты-Мансийск 13–17 ноября 2007 г. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис. – 2007. – С. 295–307.

5. Судакова В.В. Тектоническое строение северной части Красноленинского свода по данным сейсморазведки 3D // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 21–25.

6. Шадрина С.В. Состав, строение, возраст пород доюрского основания северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Геология нефти и газа. – 2018. – № 4. – С. 27–33.

7. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18–21.

8. Гильманова Н.В., Мальшаков А.В. Влияние содержания основных породообразующих элементов и их соотношений на фрактальные и петрохимические характеристики геологических разрезов вулканогенно-осадочных горных пород // Горные ведомости. – 2006. – № 10. – С. 58–65.

9. Гильманова Н.В., Мальшаков А.В. Определение границ литологических разностей и фрактальных свойств разреза вулканогенных толщи для прогноза зон вероятных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 11. – С. 24–28.

10. Шилов Г.Я., Джафаров И.С. Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным. – Москва: Информационный центр ВНИИгеосистем, 2001. – 394 с.

11. Evaluating volcanic reservoirs / M.Y. Farooqui, H. Hou, G. Li [et al.] // Oilfield Review. – 2009. – № 1. – P. 36–47.

12. Гитис Л.Х. Статистическая классификация и кластерный анализ. – М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2003. – 157 с.

13. Кос И.М., Белкин Н.М., Курышева Н.К. Сейсмогеологическое строение доюрских образований Рогожниковского лицензионного участка / В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО // Материалы седьмой научно-практической конференции, г. Ханты-Мансийск 02–05 декабря 2003 г. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис. – 2004. – С. 153–163.

14. Малеев Е.Ф. Вулканиты: Справочник. – М.: Недра, 1980. – 240 с.

15. Уткин Ю.В. Вулканогенно-обломочные породы (систематика, строение, генетические типы). Издание второе. – Томск: Томский государственный университет, 2017. – 142 с.

Морские геолого-разведочные работы на шельфе являются сложными и дорогостоящими проектами, успешность реализации которых зависит от всесторонней проработки технических, технологических, административных, экологических и других аспектов выполнения работ. В статье в качестве примера рассмотрен успешный опыт ПАО «НК «Роснефть», полученный при выполнении сейсморазведочных работ 3D на предельном мелководье Печорского моря. Применявшийся подход был основан на использовании и применении интегрированной системы планирования и контроля проектов с учетом анализа рисков, нацеленной на минимизацию негативных факторов и повышение эффективности работ, а также обеспечение соблюдения и выполнения требований промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды при реализации морских проектов. Рассмотрены основные элементы интегрированной системы от этапа планирования и до полного завершения работ. С помощью сейсмогеологического моделирования выполнено обоснование методики полевых работ с точки зрения решения конкретных геологических задач. На основании проведенного анализа рынка представлены особенности выбора судов и оборудования для проведения сейсморазведочных работ. При этом учитывалась ограниченность рынка подрядчиков и судов в Российской Федерации, а также их возможностей выполнения работ на минимальных глубинах. Заблаговременная проработка схемы отстрела и приоритетов отработки с учетом имеющихся сложностей и ограничений позволила оптимизировать производительность и минимизировать простои судна. Сделан вывод об эффективности примененного подхода для получения качественных полевых материалов и результатов экспресс-обработки в сжатые сроки. Реализованная система менеджмента в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды, включая комплекс эпидемиологических мероприятий, позволила обеспечить проведение сейсморазведочных работ без происшествий.

Список литературы

1. Методика и практика проведения геологоразведочных работ на шельфе Восточной Арктики / Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.] // Материалы конференции «Инновации в геологии, геофизике и географии – 2018», Севастополь, июнь, 2018.

2. Горбачев С.В., Титов А.Б. Комплексный подход при разработке оптимальных технических условий выполнения 3D сейсморазведочных работ в мелководной части шельфа Печорского моря // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2015. – № 1. – С. 32–41.

3. Система обеспечения требований ПБОТОС при выполнении морских сейсморазведочных работ на шельфовых проектах / С.В. Горбачев, А.Б. Титов, А.А. Чевокин, Е.А. Давыдова // Материалы научно-практической конференции с международным участием: «Экологическая и промышленная безопасность при организации работ на шельфе», Астрахань, 17–18 сентября 2019.

4. Титов А.Б., Горбачев С.В. Элементы контроля качества морских сейсморазведочных работ с буксируемым оборудованием // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2016. – № 1. – С. 42–47.

5. Бурмистров А.С., Емельянов В.В., Давыдова Е.А. Система управления извлеченными уроками геолого-разведочных работ, выполняемых в пределах лицензионных участков континентального шельфа // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 12–15.

В статье представлены результаты оценки сохранности цементного камня за обсадными трубами после проведения кумулятивной перфорации в интервале продуктивных пластов на территории Пермского края. Рассмотрены различные интервалы перфорации. Выполнены замеры давлений на разном удалении от перфорационных зарядов при проведении кумулятивной перфорации. Полученные результаты позволили оценить состояние цементного камня за обсадными трубами после проведения вторичного вскрытия. Для выполнения оценочных расчетов определены основные физико-механические свойства цементного камня, полученного из тампонажных растворов, приготовленных на основе рецептур, применяемых в настоящее время при цементировании. При минимальном значении предела прочности образцов цементного камня на сжатие (12,3 МПа) на Шагиртско-Гожанском месторождении возникает значительная зона разрушенного цементного камня при перфорации, на Таныпском и Красноярско-Куединском месторождениях цементный камень в рассматриваемых интервалах разрушается полностью. Результаты оценочных расчетов показали, что массово применяемые технологии и методы вторичного вскрытия продуктивных пластов не обеспечивают сохранность крепи скважин, снижают ее герметичность, что приводит к возникновению заколонных перетоков и обводнению продукции. Отмечено, что в связи с этим необходимо при проектировании и планировании перфорационных работ разрабатывать рекомендации по применению специальных перфорационных систем, позволяющих снижать фугасность; по снижению плотности и числа перфорационных зарядов, особенно при формировании первых отверстий в скважине и там, где ранее уже проводились прострелочно-взрывные работы. Кроме того, следует определять изменения состояния цементного камня за обсадными трубами сканирующими акустическими приборами до и после проведения вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Список литературы

1. Мелехин А.А., Крысин Н.И., Третьяков Е.О. Анализ факторов, влияющих на долговечность цементного камня за обсадной колонной // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 9. – С. 77–82.

2. Чернышов С.Е., Куницких А.А., Вотинов М.В. Исследование динамики гидратации и разработка составов расширяющих добавок к тампонажным растворам // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 42-44.

3. Efficiency improvement of abrasive jet perforation / S.E. Chernyshov, S.V. Galkin, N.I. Krisin [et al.] // SPE-177375-MS. – 2015. - https://doi.org/10.2118/177375-MS

4. Совершенствование устройств щелевой гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах / Н.И. Крысин, Е.П. Рябоконь, М.С. Турбаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 129–131.

5. Бонетт А., Пафитис Д., Ленд Ш. Миграция газа – взгляд вглубь проблемы // Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. – 1998. – С. 18–33.

6. Савич А.Д., Элькинд С.Я. Вторичное вскрытие продуктивных пластов. Техника и технологии // Каротажник. – 2003. – Вып. 106. – С. 120–134.

7. Самсыкин А.В. Разработка композиционных тампонажных составов повышенной сопротивляемости динамическим воздействиям для сохранения герметичности крепи скважин: дисс. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2010. – 247 с.

8. Mitigating formation damage by using completion with built-in-casing perforations instead of perforation with explosive charges / R. Rastegar [et al.] // // SPE-174251-MS. – 2015. - https://doi.org/10.2118/174251-MS

9. Quantifying the skin factor for estimating the completion efficiency of perforation tunnels in petroleum wells / M.A. Rahman [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2007. – V. 58. – P. 99–110.

10. Григорян Н.Г. Вскрытие нефтегазовых пластов стреляющими перфораторами. – М., Недра, 1982. – 263 с.

11. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: Горная книга, 2019. – 496 с.

12. Charlez F.Р. Rock Mechanics: V2. Petroleum Applications. – Edition Technip, 1997. – 661 p.

13. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjær, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. – Elseveir, 2008. - 515 p.

В статье представлены результаты физического моделирования процесса закачки пара, растворителя и катализатора на насыпной модели керна для увеличения добычи высоковязкой нефти Майоровского месторождения. Проведена серия фильтрационных экспериментов для подбора оптимального режима закачки. По результатам моделирования паротепловой обработки на образце нефти Майоровского месторождения, проведенного в реакторе-автоклаве при температуре 300 °С в течение 24 ч в атмосфере азота выбран прекурсор катализатора на основе переходных металлов железа и никеля в соотношении 85:15. Дозировка в пересчете на каталитически активные металлы выбрана в количестве 0,2 % массы нефти при условии инжекции нефтерастворимого прекурсора катализатора в предварительно прогретую модель. Это моделирует закачку катализатора между циклами паротепловой обработки. При этом образуется активная форма катализатора. Прекурсор катализатора трансформируется в ультрадисперсные частицы, содержащие оксиды и сульфиды переходных металлов. По данным SEM, диаметр частиц активной формы катализатора составляет менее 80 нм. Показано, что совместная закачка растворителя с паром, смеси растворителя и катализатора с паром приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению со стандартным методом закачки пара. При дополнительной выдержке растворителя и раствора катализатора в прогретой модели пласта эффективность вытеснения существенно возрастает, что связано с повышением степени облагораживания нефти Майоровского месторождения. Установлено, что закачка катализатора наиболее эффективна при условии предварительного прогрева пласта и его выдержке перед обработкой паром.

Список литературы

1. Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем запасе // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2007. – № 2. – С. 1–11.

2. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский [и др.]. – Казань: ФЭН, 2007. – 295 с.

3. Липаев А.А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. – М.-Ижевск.: Институт компьютерных исследований, 2013. – 483 c.

4. РИТЭК-25 лет инноваций: в 2 т. Т2. / В.И. Дарищев, С.В. Делия, В.Б. Карпов, А.Н. Шадчнев / под ред. В.И. Грайфера. – М.: 2017. – 200 с.

5. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquın G. Catalytic Aquathermolysis Used for Viscosity Reduction of Heavy Crude Oils: A Review // Energy Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 2809–2816.

6. Catalytic aquathermolysis of super-heavy oil: cleavage of C-S bonds and separation of light organosulfurs / G.-R Li., Y. Chen, Y. An, Y.-L. Chen // Fuel Processing Technology. – 2016. – V. 153. – P. 94-100.

7. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти месторождения Бока де Харуко при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, О.В. Петрашов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 30–34.

8. 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. – Issue 2. – 189. – DOI: 10.3390/catal11020189.

9. The aquathermolysis of heavy oil from Riphean-Vendian complex with iron-based catalyst: FT-IR spectroscopy data / I.I. Mukhamatdinov, S.A. Sitnov, O.V. Slavkina [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2019. – V. 37. – Issue 12. – P. 1410–1416.

10. 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.

11. Влияние температуры на трансформацию смешанных оксидов железа (II, III) в гидротермально-каталитических процессах / Р.Д. Зарипова, А.Р. Хайдарова, И.И. Мухаматдинов [и др.] // Экспозиция. Нефть. Газ. – 2019. – Т. 71. – № 4. – C. 56–59.

12. In-situ catalytic upgrading of heavy oil using oil-soluble transition metal-based catalysts / M.A. Suwaid, М.А. Varfolomeev, А.А. Al-muntaser [et al.] // Fuel. – 2020. – V. 281. – 118753. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118753

13. Hydrogen donating capacity of water in catalytic and non-catalytic aquathermolysis of extra-heavy oil: Deuterium tracing study / А.А. Al-muntaser, М.А. Varfolomeev, M.A. Suwaid [et al.] // Fuel. – 2021. – V. 283. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118957

В статье дан обзор основных характеристик геопространственных данных, генерируемых лазерными сканирующими устройствами. Особое внимание с уделено двум категориям: пилотируемым и беспилотным воздушным системам. Выполнен анализ и проведена оценка качества и информативности материалов воздушного лазерного сканирования, а также выявлены наиболее важные параметры и их значения, определяющие оптимальную полноту данных, необходимых для решения производственных задач ПАО «НК «Роснефть». Основной задачей при выполнении работ являлось определение критериев использования каждой технологии в процессе создания топографических планов, инвентаризации лесов и разработки моделей объектов нефегазовой инфраструктуры (Building Information Model – BIM). Рассмотрены основные особенности массивов точек лазерных отражений, характеризующие целостность и качество данных. Среди исследованных параметров – плотность, пространственное распределение и атрибутивная информация. Представлены результаты сопоставления указанных показателей дистанционного зондирования двух сканирующих систем. Анализ основан на прямом сравнении двух наборов данных лазерного сканирования и изображений, полученных в пределах одной и той же территории с помощью полноразмерной лидарной системы для пилотируемой авиации и небольшой системы для беспилотных летательных аппаратов. Сделан вывод о влиянии характеристик и информативности данных сканирующих систем на качество, однородность и детализацию итоговой модели. Предложена комплексная концепция циклического применения технологий воздушного лазерного сканирования и цифровой аэрофотосъемки на нефтегазовых месторождениях добывающих предприятий ПАО «НК «Роснефть». Кроме того, отмечено, что вариативность подходов к сбору геопространственных данных, выбор оптимальных технологических сочетаний, позволяет применять полученные материалы для решения широкого спектра задач компании.

Список литературы

1. Shaohui Sun., Automatic 3D Building Detection and Modeling from Airborne LiDAR Point Clouds: Ph.D. degree dissertation. – Rochester Institute of Technology, 2013. – 139 p. – https://scholarworks.rit.edu/theses/960/

2. Шумейко С.А., Сологубов Д.С. Фотограмметрический метод создания трехмерных моделей сложных технологических объектов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 98–101.

3. Скворцов А.В. Триангуляция Делоне и ее применение // Изд-во Томского университета, 2002. – 130 с.

4. Скворцов А.В., Мирза Н.С. Алгоритмы построения и анализа триангуляции // Изд-во Томского университета, 2006. – 168 с.

5. 3DEP Lidar Base Specification 2020 rev. A. – https://prd-wret.s3.us-west-2.amazonaws.com/assets/palladium/production/atoms/files/Lidar-Base-Speci...

6. Kodors S. Point Distribution as True Quality of LiDAR Point Cloud // Baltic J. Modern Computing. – 2017. – V. 5. – No. 4. – P.362–378. – http://dx.doi.org/10.22364/ bjmc.2017.5.4.03

7. Ullrich A. Sampling the World in 3D by Airborne LIDAR – Assessing the Information Content of LIDAR Point Clouds // Proceedings of Photogrammetric Week 2013 / edited by D. Fritsch. – Wichmann/VDE Verlag, Belin & Offenbach, 2013. – P. 247–259. – https://phowo.ifp.uni-stuttgart.de/publications/phowo13/210Ullrich.pdf

8. Ty Naus. Unbiased LiDAR Data Measurement (Draft). – https://www.asprs.org/ a/society/committees/lidar/Unbiased_measurement.pdf

9. Медведев Е.М., Данилин И.М., Мельников С.Р. Лазерная локация земли и леса. − М.: Геолидар, Геоскосмос; Красноярск: Институт леса им. В.Н. Сукачева СО РАН, 2007. – 230 с.

10. Антонов А. Сканирующие лазерные дальномеры (LIDAR) // Современная электроника. – 2016. – № 1. – С. 10–15. – https://www.soel.ru/magazines/ PRINT/SoEl2016-1/14/index.html

11. Шумейко С.А., Филин Н.Н. Применение беспилотных летательных аппаратов непрофессионального сегмента для решения инженерно-геодезических задач и картографирования территорий месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 42–45.

В статье представлено методическое и алгоритмическое описание инструментального ландшафта для комплексного управления потенциалом добычи из скважин механизированного фонда. Предложенные решения полностью охватывают процессы автоматизированного создания и адаптации к фактическим данным физических моделей области дренирования скважины, газожидкостного подъемника с подземным и наземным оборудованием и сети сбора скважинной продукции, а также алгоритмы интеграции и управления данными моделями для решения задач оперативной адресной оптимизации затрат на механизированный подъем скважинной продукции с учетом физических процессов, происходящих в каждом элементе системы. Используемые модели содержат весь необходимый в рамках решаемых задач спектр физических явлений. При этом модели не являются вычислительно трудоемкими и не требуют ручной адаптации к фактическим значениям и дополнительных исходных данных для создания, кроме тех, которые имеются в паспорте скважины, глубиннонасосного и наземного оборудования. Описанные в статье алгоритмы позволяют на основе физических моделей решать задачи групповой оптимизации технологических режимов работы скважин добывающего фонда с целью оптимизации технологических затрат на добычу. Предложенные подходы дают возможность на основании стандартного набора исходных данных проводить групповую оптимизацию режимов эксплуатации скважин добывающего фонда без смены оборудования с целью максимизации добычи без увеличения технологических затрат либо минимизации технологических затрат без снижения добычи. Кроме того, рассмотрена интеграция представленного инструмента с алгоритмами расчета эффекта от смены оборудования.

Список литературы

1. Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика. – М. – Ижевск, Институт компьютерных исследований. – 2005. – 544 с.

2. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. – Richardson: SPE, 1999. – 164 p.

3. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores //A.M. Ansari, N.D. Sylvester, O. Shoham, J.P. Brill // SPE-20630-PA. – 1994. - https://doi.org/10.2118/20630-PA

4. Моделирование работы газлифтной скважины с автоматизированной системой управления подачи газлифтного газа / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, И.М. Галяутдинов [и др.] // SPE-196816-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/ 196816-MS.

5. Оптимизация работы скважин, эксплуатируемых газлифтным механизированным способом в условиях шельфа / А.А. Лубнин, Е.В. Юдин, Р.Ф. Фазлытдинов [и др.] // SPE-181903-RU. – 2016. – https://doi.org/10.2118/181903-MS

6. Marquez R.A.,Prado M.G. A New Robust Model For Natural Separation Efficiency // SPE-80922-MS. – 2003. – https://doi.org/10.2118/80922-MS

7. Takacs G. Electrical Submersible Pumps Manual. Design, Operations, and Maintenance. – Gulf Professional Publishing, 2017. – 578 p.

8. Krasnov V.A., Litvinenko K.V., Khabibullin R.A. An Approach To Account ESP Head Degradation In Gassy Wells For ESP Frequency Optimization // SPE-171338-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171338-MS

9. Perkins T.K. Critical and Sub-Critical Flow of Multiphase Mixtures Through Chokes // SPE-20633-PA. – 1993. – https://doi.org/10.2118/20633-PA

10. Хабибуллин Р.А., Бурцев Я.А. Новый подход к расчету режима работы газлифтной скважины для оптимизации работы // SPE-176668-RU. – 2015. – https://doi.org/10.2118/176668-MS

11. Кацман М.М. Справочник по электрическим машинам. – М.: Издательский центр «Академия». – 2005. – 480 с.

12. Чарный И.М. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат. – 1963. – 397 с.

13. Самосогласованный подход к определению индикаторной диаграммы нефтяной скважины / М.М. Хасанов, В.А. Краснов, Р.А. Хабибуллин, Т.Р. Мусабиров // SPE-160782-RU. – 2012. – https://doi.org/10.2118/160782-MS

14. Хасанов М.М., Краснов В.А., Гук В.Ю. Оценка параметров пласта методом анализа данных добычи // SPE-117406-MS. – 2008. - https://doi.org/ 10.2118/117406-MS

15. Kermit E.B., Beggs H.D. The Technology of Artificial Lift Methods. – Tulsa: PennWellBooks, 1984. – 448 p.

16. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells // JPT. – 1968. – V. 20. – P. 83–93.

17. Факторный анализ изменения добычи новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа / И.В. Судеев, А.В. Тимонов, В.Ю. Гук, Р.Н. Асмандияров //Нефтяное хозяйство. - №11.-2008. – С.58-61

18. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин / В.А. Краснов, И.В. Судеев, Е.В. Юдин [и др.] // Научно-технический Вестник ОАО «НК«Роснефть». – 2010.– № 1. – С. 30– 34.

19. Краснов В.А., Юдин Е.В., Лубнин А.А. Модели работы скважин для решения задачи идентификации параметров пласта по данным эксплуатации // Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть» – 2010. – № 2. – С. 34–38.

20. Канин Е.А., Краснов В.А. Метод расчета продуктивности скважин на неустановившемся режиме эксплуатации с учетом характеристики лифта // Нефтяное хозяйство. – 2019. –№ 6. – С. 84–89. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-84-89

Выбор технологии для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин основывается на сравнительных технико-экономических расчетах. Эффективность применения химических реагентов оценивается по увеличению времени работы скважинного оборудования и отсутствию проявления осложнения. С регламентной точки зрения, это постфактум подход, когда эффективность применения химического реагента на осложненном фонде скважин (как и любой другой технологии) можно полноценно оценить после остановки скважины в условиях фактического отказа, остальные проявления осложнения во время работы насосного оборудования (увеличение токовых нагрузок, подклинивание и др.) являются лишь косвенными признакаами низкой эффективности, которые проявляться в том числе вследствие влияния других факторов. На контроль эффективности химизации скважин негативно влияет отсутствие методов онлайн мониторинга и индивидуального подхода к варьированию технологий в зависимости от особенностей скважины.

В статье рассмотрена проблема возможности оперативного влияния на эффективность применения химических реагентов в скважинах. Определены основные индикативы, которые должны пройти более глубокую оценку с точки зрения их учета при испытаниях и промышленном применении. Основные из них: корректные модели обрабатываемых сред, условия и конструкция скважин (дебит, динамический уровень и др.), а также технологическая возможность доставки реагента в область полезного действия (проблемную зону) в скважине для защиты глубиннонасосного оборудования от негативного влияния осложняющего фактора. В дальнейшем с целью повышения эффективности химизации скважин результаты испытаний и моделирование влияния индикативов должны лечь в основу модели, которая будет учитывать не только ингибирующее действие реагента, но и его поведение в определенных скважинных условиях.

Список литературы

1. Сапожников П.А., Воловоденко А.В., Стрижак А.В. Опыт реализации ингибиторной защиты глубиннонасосного оборудования от коррозии на Грибном месторождении // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 4. – С. 100–103.

2. Разработка алгоритма предупреждения гидратообразования в скважинном оборудовании при добыче нефти / И.А. Жданов, А.С. Маргарит, М.И. Кузьмин, С.А. Шадымухаметов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 62–65.

3. Мониторинг солеобразования в скважинном оборудовании и технологии его предупреждения в ООО «Газпромнефть-Хантос» / А.М. Кунакова, Р.К. Файзуллин, Р.Р. Гумеров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 12. – С. 66–67.

4. Невядовский Е.Ю. Механизмы проведения химизации производственных процессов в ОАО «НК «Роснефть». Перспективы развития // Инженерная практика. – 2014. – № 10. – С. 28–33.

5. Technical and Economic Strategy in the Scale Deposition Management is an Important Factor in Enhancement the Efficiency of Oil Production / A. Voloshin, V. Ragulin, E. Neviadovskiy, I. Ganiev // SPE-138066-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/138066-MS

6. Система повышения качества эксплуатации механизированного фонда скважин в ПАО «НК «Роснефть» в условиях негативного влияния осложняющих факторов / Д.А. Лунин, Д.А. Минченко, А.Б. Носков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021 – № 4. – С. 86–91.

7. Оценка скорости коррозии образцов-свидетелей в скважинных условиях / И.Р. Шангареев, Р.А. Дмитриев, А.М. Созонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013 – № 8. – С. 108–110.

8. Corrosion Sensors for Structural Health Monitoring of Oil and Natural Gas Infrastructure: A Review / Ruishu F. Wright, Ping Lu, Jagannath Devkota [et al.] // Sensors. – 2019. – 19 (18). – 3964. – P. 1–32. – doi: 10.3390/s19183964.

9. Oil production monitoring and optimization from produced water analytics; a casestudy from the Halfdan chalk oil field, Danish North Sea / N.H. Schovsbo, S.N. Gottfredsen, K.G. Schmidt, Th.M. Jørgensen // IFAC PapersOnLine. – 2018. – V. 51 (8). – P. 203–210. – doi:10.1016/j.ifacol.2018.06.378.

10. РД 39-0148070-026 ВНИИ-86. Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения. – Тюмень: СибНИИНП, 1986. – 37 с.

11. РД 39-1-641-81. Подбор ингибиторов отложения солей для технологических процессов подготовки нефти. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1982. – 23 с.

12. РД 39-0147103-319-86. Технология защиты высокотемпературного оборудования подготовки нефти от отложения солей.- Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. – 17 с.

13. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40.

Широкий ассортимент глубиннонасосного оборудования, выпускаемого машиностроительными заводами России и зарубежья, а также осложненные условия эксплуатации скважин формируют актуальную повестку проведения исследований и разработки понятного рейтинга характеристик скважинных электроцентробежных насосов и газостабилизирующих модулей к ним. На основе базиса результатов анализа эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в осложненных условиях, с учетом проведения предварительных испытаний, создана методика рейтингового контроля серийного насосного оборудования. Методика основана на двух принципах сравнительного анализа: 1) изучение энергетических показателей с учетом влияния свободного газа на работу насоса и/или газостабилизирущего модуля; 2) изучение ресурсной надежности узлов оборудования с определением слабых конструктивных элементов. Разработанная методика учитывает изменение показателя виброскорости насоса в трех точках по длине насоса и газостабилизирующего модуля. Результаты расшифровки параметрических данных позволяют наработать статистику типовых отказов элементов глубиннонасосного оборудования, которую можно использовать для разработки методики прогнозирования отказов. Результаты рейтингового контроля апробированы при проведении тендерных и закупочных процедур, а также в расчетах при подборе насосного оборудования, в том числе в специализированном программном комплексе. Результаты стендовых испытаний позволили сформировать базу данных характеристик насосных установок различных производителей. Для систематизации данных испытаний разработан алгоритм рейтингования по двум направлениям: рейтинг эффективности работы насосной установки при перекачке модельной скважинной продукции со свободным газом и рейтинг ресурсной надежности насосной установки при перекачке модельной скважинной продукции с содержанием механических примесей.

Список литературы

1. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами / А.Н. Дроздов, А.В. Деньгаев, В.С. Вербицкий [и др.] // Территория нефтегаз. – 2008. – № 10. – С. 82–85.

2. Stand Research and Analysis of Average-Integral Characteristics of Submersible Centrifugal Pumps Operating at Gas-Liquid Mixtures / A.N. Drozdov, V.S. Verbitsky, D.N. Lambin, A.V. Dengaev // SPE-141291-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/141291-MS

3. Смирнов Н.И. Ресурсные испытания ЭЦН / Нефтегазовая вертикаль. – 2008. – № 12. – С. 168–171.

4. Смирнов Н.И. Особенности износа высокооборотных погружных насосов для добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 62–65.

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

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

7. Вербицкий В.С. Результаты исследований эффективности работы устройств защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа // Инженерная практика. – 2011. – № 5. – С. 134–141.

Эксплуатация механизированного фонда скважин при наличии в перекачиваемом флюиде свободного газа, как правило, сопровождается существенным снижением эффективности эксплуатации скважинных установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). На основе фотографий скоростной съемки газожидкостного течения в межлопаточных каналах УЭЦН проведен анализ изменения структуры смеси в зависимости от подачи насоса и объемного содержания свободного газа. Установлено, что при подачах УЭЦН с объемным содержанием газа, превышающим 0,05, в проточных каналах рабочего колеса центробежного насоса начинают образовываться застойные зоны, которые состоят из пузырьков газа («переходный» режим течения смеси). При дальнейшем увеличении объемного содержания газа застойные зоны преобразуются в устойчивые газовые каверны, заполняющие все проходное сечение рабочего колеса (режим течения с «устойчивой газовой каверной»). Такие режимы течения газожидкостной смеси способствуют росту потерь давления на трение и, как следствие, деградации расходно-напорной характеристики насоса.

С использованием уравнения баланса сил, действующих на пузырек газа в межлопаточном канале центробежного рабочего колеса, получена механистическая корреляция для расчета границ перехода газожидкостных структур от одного режима течения к другому. Определены условия, вызывающие изменение структуры газожидкостной смеси в межлопаточных каналах рабочего колеса УЭЦН. На основе сопоставления расчетных и экспериментальных данных на границе перехода газожидкостных структур к «переходному» режиму и от «переходного» к режиму с «устойчивой газовой каверной выполнена верификация полученной механистической корреляции. Показана удовлетворительная сходимость результатов, достаточная для осуществления инженерных расчетов.

Список литературы

1. Duran J., Prado E. M. ESP Stages Air-Water Two-Phase Performance – Modeling and Experimental Data // SPE-87627. – 2003.

2. Волков М.Г., Михайлов В.Г., Петров П.В. Анализ режимов течения в проточных каналах кавернообразующего колеса центробежного газосепаратора // Вестник УГАТУ. – 2012. – Т. 16. – № 1 (46). – С. 38–50.

3. San D. Modeling Gas-Liquid Head Performance of Electrical Submersible Pumps. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 2003.

Для повышения эффективности добычи нефти из скважин, осложненных высоким газосодержанием, установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) чаще всего укомплектовываются центробежными газосепараторами (ЦГС). Одним из важнейших критериев при подборе модели газосепаратора для заданных промысловых условий является его способность обеспечивать эффективную сепарацию газа из скважинной продукции. Предложена методика оценки диапазона подач УЭЦН в котором ЦГС способен эффективно отделять свободный газ от скважинной продукции, осложненной высоким газосодержанием и образованием водонефтяных эмульсий. Методика основана на расчете степени деградации расходно-напорной характеристики шнекового нагнетателя газосепаратора под влиянием осложняющих факторов, а также математическом моделировании гидравлических потерь при течении газожидкостной смеси в межлопаточных каналах шнека. Суть методики заключается в расчете диапазона подач жидкости через ЦГС, при которой прирост потенциальной энергии от гидродинамического воздействия лопаток шнека на газожидкостный поток, превышает потери потоком энергии на трение о стенки канала и ударное воздействие в области передних лопаточных кромок. Результаты расчетов, выполненных по разработанной методике для газосепаратора ГСАОН5А-500-5МЭ производства ООО «Римера Алнас», показали следующее. С увеличением объемного содержания газа в смеси от 0,1 до 0,5 диапазон подач, соответствующих эффективной работе газосепаратора, сокращается от 290 до 100 м³/сут. С повышением вязкости добываемой водонефтяной смеси от 0,001 до 0,5 Па с при объемном содержании газа в смеси 0,2 диапазон подач, соответствующих эффективной работе газосепаратора сокращается от 240 до 160 м³/сут.

Список литературы

1. Волков М.Г., Михайлов В.Г., Петров П.В. Исследование влияния структуры газожидкостной смеси на эффективность процесса сепарации газа в центробежном газосепараторе // Вестник УГАТУ. – 2012. – Т. 16. – № 5 (50). – С. 93–99.

2. Волков М.Г. Расчетная методика получения рабочих характеристик роторного центробежного газосепаратора // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 12. – С. 57–62.

3. Alhanati F.J. Bottomhole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installations. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 1993.

4. Чебаевский В.Ф., Петров В.И. Кавитационные характеристики высокооборотных шнеко-центробежных насосов. – М.: Стройиздат, 1970. – 336 с.

5. San D. Modeling Gas-Liquid Head Performance of Electrical Submersible Pumps. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 2003.

6. Beggs H.D, Brill, J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes / Trans. AIME. – 1973. – № 256. – 607 р.

7. Frictional Pressure Drop in Two-Phase Flow: B. An Approach through Similarity Analysis / A.E. Dukler [et al.] // A.I.Ch.E. Journal. – 1964. – January. – № 10. – Р. 44–51.

8. Alkaya B. Oil-Water Flow Patterns and Pressure Gradients in Slightly Inclined Pipes. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 2000.

В статье рассмотрена методика расчета конденсации углеводородов, содержащихся в газовоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров и транспортных средств при их заполнении. В настоящее время имеется широкий спектр программных продуктов, позволяющих с высокой точностью моделировать различные технологические процессы, в том числе низкотемпературную конденсацию. Однако зарубежные программные продукты имеют высокую стоимость и поэтому малодоступны для широкого применения. Вместе с тем в практике проектирования и анализа технологических процессов добычи и переработки нефти и газа получили широкое применение уравнения фазовых концентраций. Они требуют минимального объема исходных данных для расчета: сведений о составе газовоздушной смеси, а также о термодинамических условиях процесса (давлении и температуре). Однако в большинстве работ рекомендации по расчету констант фазового равновесия даны применительно к положительным температурам, что характерно для пластовых условий и условий разделения пластовых флюидов. Низкотемпературные процессы разделения многокомпонентных углеводородных смесей в промысловых условиях также распространены. Например, извлечение углеводородного конденсата из газа на установках комплексной подготовки осуществляется при температурах до -40 ^оС. Однако для обеспечения высокой степени улавливания паров нефти и бензина требуется охлаждение газовоздушных смесей до температуры -60 ^оС и менее. Поэтому известные в настоящее время методики определения констант фазового равновесия, не предназначенные для данного температурного диапазона, в расчетах конденсационных установок рекуперации углеводородов использоваться не могут.

С их использованием известных методик наработан банк данных о зависимости констант фазового равновесия отдельных компонентов газовоздушной смеси от температуры при атмосферном давлении, которое имеет место в конденсационных установках рекуперации паров нефти и нефтепродуктов. Затем полученные численные значения констант аппроксимированы достаточно простой зависимостью, удобной для использования.

Список литературы

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

2. Шилов В.И., Клочков А.А., Ярышев Г.М. Расчет констант фазового равновесия природных нефтегазовых смесей // Нефтяное хозяйство. – 1987. – № 1. – С. 37–39.

3. Гуревич, Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. – М.: Недра, 1984. – 264 с.

4. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – М.: Недра, 1985. – 135 с.

5. Восстановление паров бензина путем комбинированного процесса двухэтапной дегидратации и конденсации / Je-Lueng Shie, Chen-Yu Lu, Ching-Yuan Chang [et al.] // Журнал Китайского института химической инженерии. – 2003. – Т. 34. – № 6. – С. 605–616.

6. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак [и др.]. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. – 658 с.

7. Гуревич Г.Р., Карлинский Е.Д. Сепарация природного газа на газоконденсатных месторождениях. – М.: Недра, 1982. – 197 с.

8. РД 39-1-348-80. Методика расчета фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем. – М.: ОНТИ ВНИИ, 1980. – 85 с.

9. Wilson G.A. A modified Redlich–Kwong EOS. Application physical data calculation // American Industrial and Chemical Engineering (AIChE): 65th National Meeting. – 1968. – Paper 15c.

10. Whitson C.H., Torp S.B. Evaluating constant volume depletion data // JPT Trans. AIME. – 1983. – V. 35. – № 3. – P. 610–620.

11. DePriester C.L. DePriesterLight-hydrocarbon vapor-liquid distribution coefficients. Pressure-temperature-composition charts and pressure-temperature nomographs // Chem. Eng. Prog. Symp. Ser. – 1953. – V. 49. – № 7. – P. 41–45.

12. McWilliams M. An equation to relate K-factors to pressure and temperature // Chem. Eng. – 1973. – V. 80 (25). – P. 138–140.

13. Almehaideb R.A., Ashour I., El-Fattah K.A. Improved Kvalue correlation for UAE crude oil components at low pressures using PVT laboratory data // Fuel Fuel. – 2003. – V. 82. – P. 1057–1065.

14. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. – Л.: Химия, 1982. – 592 с.

15. Методика прогнозирования степени улавливания паров углеводородов при абсорбции / А.А. Коршак, А.В. Николаева, А.С. Нагаткина [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – № 2. – С. 202–209.

Современные темпы извлечения полезных ископаемых, а также освоение новых северных территорий с целью наращивания объемов добычи диктуют необходимость учитывать большое количество переменных, меняющихся с течением времени, при проектировании новых транспортных сетей в Арктической зоне Российской Федерации. Отдельное внимание уделяется растеплению многолетнемерзлых грунтов. Долгосрочное прогнозирование поведения многолетнемерзлых грунтов вокруг подземного нефтепровода позволяет добиться предотвращения аварий и экологических катастроф, участившихся в последние годы в связи с износом эксплуатируемого технологического оборудования.

В статье представлены авторская математическая модель и результаты апробации методики теплотехнических расчетов для многослойных нефтепроводов. Смоделирована секция нефтепровода, пролегающего в сложных геокриологических условиях. Дано описание методики расчета тепловых процессов, протекающих в системе труба – грунт и основных результатов, достигаемых при ее использования. Моделирование проводилось с использованием нескольких вариантов изоляционного материала при неизменных внутреннем диаметре нефтепровода и режиме перекачки. Проверка математической модели выполнялась с применением универсальной программной системы конечно-элементного моделирования ANSYS и разработанного модуля для проведения теплотехнических расчетов TPS. Приведены также основные алгоритмы построения модели. Выполнены прогнозирование необходимых для расчета материалов с учетом их свойств; построение, корректировка и уточнение сетки модели; настройка решателя. Результаты моделирования представлены в графическом виде с распределением ореолов в зависимости от времени года и используемых изоляционных материалов.

Разработанная методика моделирования теплового состояния трубопровода в многолетнемерзлом грунте может быть использована в рамках разработки проектной документации различного назначения.

Список литературы

1. Ущерб России от таяния вечной мерзлоты оценили в 150 млрд рублей в год. – https://www.m24.ru/news/ehkologiya/18102019/93957

2. Последствия разлива топлива в Норильске. –https://www.rbc.ru/photoreport/03/06/2020/5ed7b4ac9a794710786cc0d1

3. Масштабные прорывы: топ-5 крупнейших разливов нефти на нефтепроводах. – http://neftianka.ru/masshtabnye-proryvy-top-5-krupnejshix-razlivov-nefti-na-nefteprovodax/

3. Mathematic simulation of the effect of a buried oil pipeline on permafrost soils / V.V. Golik, B.V. Moiseev, S.G. Gulkova, Yu.D. Zemenkov // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering 2018.

4. Тепломассобмен. Теплотехнический эксперимент. Справочник / под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоиздат, 1982. – 512 с.

5. Энерготехнологические комплексы при проектировании и экс-плуатации объектов транспорта и хранения углеводородного сырья / Ю.Д. Земенков, Б.В.Моисеев, Ю.В.Богатенков [и др]. – Тюмень: ТюмГНГУ, ТюмГАСУ, 2015. – 256 с.

6. Modeling the heat transfer processes in the pipe-soil system / V.V. Golik, Yu.D. Zemenkov, A.A. Gladenko, I.V. Seroshtanov // IOP Conf. Series: Materials Science and Engineering 663 (2019).

7. https://dmg.digitaltarget.ru/awg/6533?cid=774&uid=WPnJanXxYRaZ7-A7773v&redirect=http...

8. Physical and mathematical modeling of process of frozen ground thawing under hot tank / M.Y. Zemenkova, U. Shastunova, A. Shabarov [et al.] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering 2018.

9. Zemenkov Yu.D., Subbotin V.Ya., Belsky S.G. Methods for calculating thermal fields using modern software products // IOP Conf. Series: Materials Science and Engineering 663 (2019).

В статье рассмотрены системы усовершенствованного управления технологическим процессом (СУУТП), их преимущества, конструктивные особенности, принципы работы. СУУТП как технология, уменьшающая колебания производственных переменных, позволяет стабильную оптимальную работу технологической установки, близкую к граничным значениям параметров (максимальная производительность, качество продукции, технологические ограничения). СУУТП является важнейшим элементом среди автоматизированных систем управления бизнесом, поскольку именно на этом уровне возникает и начинает решаться задача оптимального управления производственными процессами. Помимо прямого экономического эффекта внедрение СУУТП обеспечивает много косвенных улучшений за счет снижения числа нарушений технологического режима и экономии энергии. Однако, как любая высокотехнологичная система, СУУТП нуждается в постоянном мониторинге, модернизации, сопровождении. Для своевременной и оперативной подстройки моделей СУУТП необходимы команды сопровождения, которые позволяют проводить регулярную модернизацию моделей и компонентов контроллеров СУУТП с существенным приростом их эффективности, в сжатые сроки и с минимальными затратами. В качестве примера рассмотрена история внедрения и планы развития систем СУУТП на НПЗ ПАО АНК «Башнефть». Приведены варианты внедрения собственных доработок СУУТП на предприятяих ПАО АНК «Башнефть». В целях установления единого подхода к оценке технологического и экономического эффектов бизнес-проектов внедрения СУУТП разработаны методические указания по оценке эффективности СУУТП при внедрении и эксплуатации на технологических установках. Отмечена необходимость развития СУУТП и их интеграции с системами управления ресурсами и планирования в целях построения цифрового производства нового типа в рамках глобальной цифровой трансформации экономики.

Список литературы

1. Lu Joseph Z. Closing the gap between planning and control: A multiscale MPC cascade approach // Annual Reviews in Control. – 2015. – V. 40. – P. 3–13.

2. Критерии выбора системы управления технологическим процессом / С.И. Недельченко, М.С. Гайфуллин, Е.С. Головина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 90–93.

3. Селезнев А.Ю. Возможные внедрения на НПЗ для повышения операционной эффективности // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 4 (233). – С. 35–42.

4. Захаркин М.A., Кнеллер Д.В. Применение методов и средств усовершенствованного управления технологическими процессами (APC) // Датчики и системы. – 2010. – № 10. – С. 57–71.

5. Camacho E.F., Bordens C. Model predictive control. London: Springer-Verlag. – 2004. – 405 p.