В статье рассмотрен комплекс вопросов, связанных с долгосрочным прогнозированием развития нефтегазового сектора мировой экономики в контексте прогнозирования глобального энергопотребления в целом. Выполнен анализ важнейших факторов, проблем, тенденций и событий, определяющих поведение нефтяного рынка в кратко- и среднесрочной перспективе. Проанализированы прогнозы, опубликованные в 2016-2017 гг. ведущими мировыми прогностическими центрами – Международным энергетическим агентством, Управлением энергетической информации США, Секретариатом ОПЕК, Институтом экономики энергетики Японии и компанией ExxonMobil. На базе этого анализа выявлены основные тенденции и закономерности развития глобального энергопотребления в период до 2040 г. Среди них отмечены дальнейшее совершенствование энергетического баланса в пользу безуглеродных и малоуглеродных видов энергии и энергетических ресурсов, в то же время роль нефти в балансе в последних прогнозах даже растет. Особо отмечена противоречивость рассмотренных прогнозов, что, по мнению автора, свидетельствует о росте степени неопределенности развития как мировой экономики в целом, так и мировой энергетики. Свой в клад в этот рост вносят и глобализация, и геополитика, и взрывное развитие науки и технологий. Ситуация усугубляется складывающимся профицитом энергоресурсов. Подробно рассмотрены предстоящие изменения как в структуре потребления жидких видов топлива, так и в его производстве.

Список литературы

1. Безопасность и контроль над вооружениями 2015–2016. Международное взаимодействие в борьбе с глобальными угрозами / отв. ред. А.Г. Арбатов, Н.И. Бубнова / Политическая энциклопедия. – М.: ИМЭМО РАН, 2016. – 303 с.

2. Мастепанов А.М. Об эволюции прогнозов развития мировой энергетики, сделанных в 2013/2014 и 2016 г. // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 20–25.

3. Market Report Series: Oil 2017. Analysis and Forecasts to 2022. 146 p. – http://www.iea.org/bookshop/740-Market_Report_Series:_Oil_2017

4. Medium Term Oil Market Report 2016. Market Analysis and Forecasts to 2021. 122 p. – http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/MTOMR2016.pdf

5. World Oil Outlook 2016. Organization of the Petroleum Exporting Countries, 2016. – 428 р.; World Oil Outlook 2040. Organization of the Petroleum Exporting Countries, 2017. – 364 р. – http://www.opec.org

6. Short-Term Energy Outlook (STEO). January 2017; Short-Term Energy Outlook (STEO). January 2018. – https://www.eia.gov/outlooks/steo/outlook.php#issues2017

7. World Energy Outlook 2017. OECD/IEA, 2017. – 782 р.

8. Мастепанов А.М. Перспективы нефтяной промышленности России в оценках отечественных и зарубежных специалистов// Нефтяное хозяйство.Часть 1. – 2014. – № 11. – С. 83–87; Часть 2. – 2014. – № 12. – С. 92–94.

9. IEEJ Outlook 2018. Tokyo, 12 October 2017. – http://eneken.ieej.or.jp/ data/7748.pdf

10. World Energy Outlook 2016. OECD/IEA, 2016. – 684 р.

11. International Energy Outlook 2016. With Projections to 2040. May 2016. – 290 p. International Energy Outlook 2017. September 14, 2017. – https://www.eia.gov/outlooks/ieo/

12. ASIA/World Energy Outlook 2016. IEEJ, October 2016. – 256 p.

13. The Outlook for Energy: A View to 2040. ExxonMobil, 2016. – 80 p.; 2017 Outlook for Energy: A View to 2040. ExxonMobil. – 52 p. – http://corporate.exxonmobil.com/search

Представлена схема циклов «влияния» и «верификации» при тектонических реконструкциях, обосновывающая важность проведения четырехмерного моделирования зонального уровня. Предложено понятие «структурно-динамическая модель месторождения». Выделены ключевые параметры палеотектонических реконструкций (время активизации и направления доминирующих тектонических движений). Рассмотрены направления применения тектонического моделирования. Теоретическое направление является аналитическим исследованием (алгоритм цикла влияния), строящимся от планетарного уровня, через региональный и зональный к локальному, который обычно представлен структурно-тектонической моделью месторождения. Однако данная модель не отражает истории тектонического развития, а только фиксирует текущее состояние структуры и разломов. Понятие структурно-динамическая модель объединяет современную геометрию месторождения и палеотектонические реконструкции в единое целое. Структурно-динамическая модель месторождения - это концептуальное (с разной степенью детализации) представление о геометрии, изменении геометрии и положении геологического тела во времени, а также связанное с этим изменение целостности данного тела на более низком иерархическом уровне. Обратный алгоритм исследования - цикл верификации – подразумевает корректировку зональной и региональной тектонических концепций на основе систематизации большого объема современных геологических данный, полученных при детальном изучении локальных структур.

Обоснована важность проведения зонального тектонического моделирования как переходного этапа о региональной концепции тектонического строения к детальной модели месторождения. Данный масштаб позволяет проводить четырехмерные палеореконструкции с высокой степенью детализации без утраты концептуального видения закономерностей геологического развития более высокого иерархического уровня. Понятие доминирующих тектонических движений подразумевает разделение истории геологического развития территории на периоды тектонической активизации и ее отсутствия с идентификацией основных и второстепенных направлений тектонических движений, а также соответствующих им палеострессов.

Список литературы

1. Поротов Г.С. Математические методы моделирования в геологии. – СПб.: Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет), 2006. – 223 с.

2. Милосердова Л.В., Мацера А.В., Самсонов Ю.В. Структурная геология. – М.: Нефть и газ, 2004. – 537 с.

3. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов (год 2000). – М.: Научный мир, 2001. – 606 с.

4. Сорохтин О.Г., Чилингар Дж.В., Сорохтин Н.О. Теория развития Земли: происхождение, эволюция и трагическое будущее. – М.–Ижевск: РАН, 2010. – 752 с.

5. Тектоническая расслоенность литосферы и региональные геологические исследования / А.А. Белов [и др.]. – М.: Наука, 1990. – 293 с.

6. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. – М.: Недра, 1982. – 256 с.

7. Тектоническая карта фундамента территории СССР / Под ред. Д.В. Наливкина, 1974.

8. Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты / Под ред. В.С. Суркова, 1981.вЃ 

В акватории Северного и Среднего Каспия выделено мощное геологическое тело – палеорусло р. Волги, которое тянется к северной границе Апшеронского бассейна. Его длина превышает 600 км при ширине 10-25 км. Отмечено, что 58 % месторождений мира приурочены к палеорусловым отложениям, которые представляют собой переслаивание песчаных и глинистых линз и прослоев. Формирование залежей углеводородов в неструктурных ловушках палеорусла связывается с вертикальной миграцией флюидов с больших глубин. В статье намечены перспективные направления поисково-разведочных работ с целью выявления залежей углеводородов в неантиклинальных ловушках палеорусла Волги. Это район дельтовых отложений палеорусла Волги, контрастная аномалия на врезе палеорусла в Самурско-Песчаномысской зоне поднятия, а также газовая аномалия вдоль границы Хвалынско-Сарматской зоны поднятий.

Сделаны следующие выводы. Палеорусло Волги простирается с севера на юг на значительное расстояние. Косвенным подтверждением формирования залежей в неантиклинальных ловушках палеорусла являются скопления флюидов на малых глубинах, широко развитые в Северном Каспии. Исходя из предпосылок скопления залежей углеводородов в отложениях палеорусла Волги, необходимо поисково-разведочные работы сосредоточить на участках в дельте палеорусла Волги.

Рекомендовано заложить поисковую скважину в зоне контрастной аномалии, расположенной вблизи сейсмопрофиля № 821005 на участке вреза палеорусла Волги в Самурско-Песчаномысской зоне поднятия. Для уточнения выделенных зон газовой аномалии, линейно вытянутой вдоль границы Хвалынско-Сарматской зоны поднятий, необходимо провести дополнительные геохимические исследования.

Список литературы

1. Попков В.И, Твердохлебов И.И. Особенности освоения морских месторождений УВ и направления поисково-разведочных работ в акватории Каспийского моря // ГеоИнжиниринг. – 2014. – № 12. – С. 64–68.

2. Попков В.И. Основные черты геологического строения Среднего Каспия и прилегающей суши. В кн. Тектоника и геодинамика. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2000. – С. 28–55.

3. Гаджиев А.Н., Попков В.И. Новые данные по геологии Среднего Каспия // Доклады АН СССР. – 1988. – Т. 299. – № 3. – С. 682–685.

4. Гаджиев А.Н., Попков В.И. Особенности строения осадочного чехла Среднего Каспия // Геотектоника. – 1988. – № 6. – С. 116–128.

5. Хаин В.Е., Попков В.И., Чехович П.А. Происхождение и основные закономерности тектонического развития Южно-Каспийской впадины // Южно-Российский Вестник геологии, географии и глобальной энергии. – 2004. – № 3 (9). – Т. I. – С. 159–163.

6. Окнова Н.С. Неантиклинальные ловушки и их примеры в нефтегазоносных провинциях // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – С. 1–14.

7. Сабанаев К.А., Сабанаев А.К. Установленные и прогнозируемые типы ловушек нефти и газа на Российском секторе Каспия. В кн. Состояние и перспективы нефтедобычи в Дагестане. – Махачкала: Институт геологии ДНЦ РАН, 2014. – С. 16–21.

8. Гулиев И.С., Левин Л.Э., Федоров Д.Л. Углеводородный потенциал Каспийского региона (системный анализ). – Баку: Nafta-Press, 2003. – 127 с.

9. Авербух Б.М., Алиева С.А. Перспективы нефтегазоносности надсолевых (верхнепермско-мезозойских) образований Северного Каспия // Геология нефти и газа. – 1992. – № 9. – С. 9–14.

10. Международный проект регионального геолого-геофизического изучения глубинного строения Каспийского региона / Ю.А. Волож, А.Н. Дмитриевский, М.Г. Леонов [и др.] // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. – 2010. – № 1.

11. Мурзин Ш.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности акватории Среднего и Северного Каспия: автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук. – М., 2010. – 123 с.

12. Анисимов Л.А. Газоносность плиоценовых отложений Северного Каспия // Южно-российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. – 2006. – № 4. – С. 100-107.

13. Твердохлебова Л.Л. Геоэкологические проблемы освоения акватории Каспия и пути их решения. Материалы VIII международной научно-практической конференции. – Астрахань: Издательский дом «Астраханский университет», 2009. – С. 56–59.

14. Марковский Н.И. Палеогеографические основы поисков нефти и газа. – M.: Недра, 1973. – 304 с.

15. Васильев Ю.М., Обрядчиков О.С. Перспективы газонефтеносности плиоценовых отложений Прикаспийской впадины. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 180 с.вЃ 

В статье представлены подходы к построению геологической модели сложнопостроенных залежей в метаморфизованных породах фундамента на примере месторождения Паннонского бассейна на территории Сербии. Основная цель моделирования – выделение продуктивных интервалов в зоне контакта пород кристаллического фундамента и осадочного чехла, достоверная оценка запасов углеводородов и поиск перспективных для бурения участков. В рамках первичного анализа проведена классификация качества каротажных и керновых данных. Это позволило выработать стратегию работы с информацией разной степени репрезентативности. Алгоритм типизации и корреляции пород фундамента описан с учетом различных качества материалов геофизических исследований скважин, объема и выноса керна в целевом интервале. На скважинах с достаточным набором данных прорабатывалась концепция механизма формирования залежей и их структура, а второстепенные данные использовались для подтверждения или опровержения модели. 

По результатам детального вещественно-генетического анализа керна разработана матрица типизации керна, на основании которой установлена вертикальная неоднородность. Определены пять основных объектов с различными фильтрационно-емкостными свойствами: кристаллические сланцы отнесены к породам фундамента, брекчии разделены на три типа по механизму образования, выделены также породы-покрышки – мергели.  Карты, описывающие изменение состава пород по площади, послужили основой для выявления блокового строения месторождения.

При сопоставлении результатов интерпретации сейсмических данных с латеральной неоднородностью подтвержден предложенный механизм формирования отложений, который взят за основу при создании трехмерной геологической модели. Ранее оценка запасов по залежам в фундаменте выполнялась по усредненным характеристикам всех пластов, после проведения комплексного анализа основным инструментом для принятия решений стала детальная геологическая модель пластов с блоковым строением.

Список литературы

 1. Гаврилов В.П., Гулев В.Л., Киреев Ф.А. Гранитоидные коллекторы и нефтегазоносность южного шельфа Вьетнама. Т.П. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. – 294 с.

2. Кучерук Е.В. Нефтегазоносность пород фундамента // Геология нефти и газа. – 1998. – № 1. – http://www.geolib.ru/OilGasGeo/ 1992/01/Stat/stat15.html

3. Халимов Ю.Э. Промышленная нефтегазоносность фундамента в гранитоидных коллекторах // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т.7. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/9/58_2012.pdf

4. Jovanovic Radmilo Sedimentologija, petrografija i litostratigrafija kolektor stena lezista ugljovodonika «Pz+Sm» Kikinda Varos. – Novi Sad, Serbia: Naftagas, 2011.

5. Elaborat Rezervi ugljovodonika lezista Majdan Duboko. – Novi Sad, 2008.вЃ 

На основе корреляции разрезов скважин в интервале от подошвы доманикового горизонта среднедевонских отложений до кровли верейскеого горизонта среднекаменноугольных отложений на территории Самарской и Оренбургской областей подтверждено блоковое строение Камско-Кинельской системы прогибов. Изменение толщин между скважинами в двух смежных блоках и с учетом выпадения из разреза значительных по толщине интервалов позволило ограничивать каждый блок предполагаемыми конседиментационными разломами. Последующий анализ результатов региональных сейсморазведочных работ показал, что границы блоков, выделенных по корреляции, подтверждаются на сейсмопрофилях.

Последовательное палеопрофилирование отложений Камско-Кинельской системы прогибов дало возможность однозначно ответить на вопросы о времени и природе формирования косьвинских преимущественно глинистых отложений в осевой зоне системы. В результате анализа десяти последовательных палеопрофилей показано, что формированию мощной толщи преимущественно глинистых пород предшествовали подъем блоков в осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов и размыв карбонатных отложений турнейского и большей части фаменского ярусов, завершившийся в позднетурнейское время. Начавшееся в визейское время погружение блоков сопровождалось накоплением терригенных осадков косьвинского горизонта, в подошве которого оказалась захваченная сверху турнейская фауна.

Местоположение турнейской фауны в разрезе под терригенными породами, залегающими в разрезе нижнекаменноугольных отложений, является следствием погружения тектонических блоков в процессе формирования этой толщи после полного размыва вышележащих турнейских отложений в позднетурнейское время и не имеет ничего общего с пликативным характером залегания. Процесс формирования клиноформ свойствен не карбонатам, а терригенной толще нижнего карбона именно в начальный период ее образования.

Таким образом, Камско-Кинельская система прогибов представляет собой сложное тектонически активное межсводовое сооружение, приуроченность которого к крупным рекам, обусловленным глубинными разломами, не вызывает сомнений.

Список литературы

1. Клещев А.И., Киров В.А., Петропавловский В.В. О возрасте сарайлинской терригенной толщи Татарии // Геология нефти. – 1957. – № 12.

2. Познер В.М. К стратиграфии нижнего карбона Камско-Кинельской впадины // Тр. ин-та / ВНИГНИ. – 1959. – Вып. XIV, ГТГИ.

3. Некоторые данные о строении нижней части терригенной толщи нижнего карбона в Аксубаево-Мелекесской депрессии, палеогеографических условиях ее образования и перспективах нефтеносности / В.И. Троепольский, С.С. Эллерн, Э.З. Бадамшин, В.Н. Напалков  // Ученые. записки КГУ. – 1959. – Т. 119. – Кн. 2.

4. Тихий В.Н. Новые данные по стратиграфии и геологической истории девона Волго-Уральской области // В кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». – М.: Изд-во АН СССР, 1956. – С. 127–134.

5. Килигина М.Л. Стратиграфия каменноугольных отложений Татарии // В кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». – М.: Изд-во АН СССР, 1956.

6. Марковский Н.И. О палеогеографии нижневизейского времени в районах Среднего Поволжья и Заволжья // ДАН СССР. – 1955. – Т. 104. – № 4.

7. Шаронов Л.В. О сопоставлении яснополянских отложений Татарии и некоторых других территорий // Татарская нефть. – 1957. – № 3. – С. 37–41.

8. Грачевский М.М., Долицкий В.А. Происхождение Камско-Кинельской впадины // В кн. «Материалы по региональной тектонике СССР». – М.: Недра, 1964.

9. Мирчинк М.Ф., Хачатрян Р.О., Мкртчян О.М. Тектоника и происхождение Камско-Кинельской системы прогибов // В кн.: вопросы тектоники нефтегазоносных областей. – М.: Изд-во АНСССР, 1962. – С. 86–101.

10. Валеев Р.Н. Тектоника Вятско-Камского междуречья // Тр. ин-та / Казанский геол. ин-т. –1968. – Вып.12. –  С. 4–109.

11. Соколова Т.Н. Факторы, определяющие условия седиментации отложений ачимовской толщи Западной Сибири // В сб. Прогноз месторождений нефти и газа. – М.: ВНИГНИ, 1989. – С. 135-142.

12. Егоров П.С. О дизъюнктивном характере дислокации нижнего Прикамья // Геология нефти и газа. – 1963. – № 8. – С. 45–50.

13. Изучение радаевско-бобриковских пластов-коллекторов Дмитриевского месторождения нефти в связи с представлениями о клиноформном строении терригенной толщи нижнего карбона / А.А. Александров, Е.Я. Суровиков, С.В. Санаров, Б.А. Данилов. – М.: ИГиРГИ, 1995. – 40 с.

14. Санаров С.В., Сивков Н.Р., Данилов Б.А. Разработка геологической и сейсморазведочных основ поисков залежей нефти в клиноформных ловушках терригенной толщи нижнего карбона в зоне юго-западного борта Мухано-Ероховской впадины. – М.: ИГиРГИ, 1997. – 211 с.

15. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов на основе инновационных технологий. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011. – 116 с.вЃ 

В статье приведены результаты изучения роли трещиноватости пород в формировании и пространственном размещении залежей углеводородов на Северо-Западном Каспии. Выполнено комплексное изучение особенностей внутреннего строения пород,  пространственного нефтенасыщения пород и связей между ними. В качестве исходных данных использованы в большом объеме керновый материал и новейшая информация о геологическом строении, нефтегазоносности и геодинамическом развитии территории на заключительном этапе геологической истории.

Установлена ведущая роль разноориентированных зон повышенной трещиноватости молодого возраста (двух молодых генераций) в формировании и пространственном размещении залежей углеводородов в данной акватории. Отмечено, что особую роль играет горизонтально ориентированная сложнопостроенная (многоярусная) зона повышенной трещиноватости, регионально развитая в земной коре в интервале толщи пород среднеюрско-раннемелового возраста. Выявлено, что данная крупная зона малоамплитудных разрывных нарушений контролирует диапазон региональной нефтегазоносности среднеюрско-нижнемеловых отложений, а также избирательное (по разрезу) нефтенасыщение пород внутри продуктивных пластов. Определено, что неравномерный (до тонкослоистого) характер нефтенасыщения одновозрастных пород в пределах одного продуктивного горизонта (пласта) не имеет прямой связи с литолого-петрофизическими показателями пород, при этом всегда связан с наличием в них горизонтальной нефтенасыщенной трещинной системы.

Обоснованы молодой возраст и продолжающееся в настоящее время двухэтапное формирование залежей углеводородов в пределах акватории Северо-Западного Каспия. Выводы и результаты исследований справедливы для всех месторождений Северо-Западного Каспия. Полученные результаты могут быть также использованы при проведении поисково-разведочных работ в других регионах (на суше и шельфе), где зоны повышенной трещиноватости являются первоочередным нефтегазопоисковым объектом.

Список литературы

1. Агзямов К.Г., Багов Л.С., Махонин М.В. Палеотектонический анализ поднятий Хвалынское и «170 км» // В сб. Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Прикаспия и Каспийского моря». – Волгоград, 2003. – Вып. 61. – С. 132–136.

2. Баюканский Ю.Ф. Новейшая тектоника и нефтегазоносность российского сектора Северного и Среднего Каспия: дис. … канд. геол.-минер. наук. – М., 2007. – 172 с.

3. Касьянова Н.А. Влияние современной геодинамики на нефтегазоносность Кавказско-Скифского региона. – М.: Геоинформмарк, 1995. – 55 с.

4. Касьянова Н.А. Новый взгляд на строение и формирование Ракушечно-Широтного вала в Северном Каспии // Геология нефти и газа. – 2017. – № 1. – С. 24–31.

5. Некоторые аспекты формирования залежей углеводородов месторождения им. В.П. Филановского / С.Б. Остроухов, В.А. Бочкарев, Р.А. Воронцов [и др.] // В сб. Вопросы освоения нефтегазоносных бассейнов. – Волгоград, 2008. – Вып. 67. – 74 с.вЃ 

В настоящее время в регионах, характеризующихся высокой геологической изученностью, актуальны вопросы поиска и разведки залежей углеводородов с более детальным учетом накопленных данных. В условиях усложнения поисков месторождении нефти и газа на территории Пермского края все большее экономическое значение приобретает создание более совершенных моделей для прогноза нефтегазоносности локальных малоразмерных структур. На территориях накоплен определенный фактический материал по локальным структурам, содержащим залежи углеводородов, а так же по структурам, где проводилось поисковое бурение, но залежи углеводородов открыты не были. На данном материале разработана методика прогноза нефтегазоносности с помощью построения вероятностно-статистических моделей с использованием не только традиционных, но и новых критериев. По мнению авторов, с привлечением дополнительных характеристик, которые учитывают значительную сложность строения ловушек нефти и газа, можно решить задачу прогноза нефтегазоносности более корректно. Выполнен анализ предложенных показателей. Определены те из них, которые повлияли на формирование нефтегазоносности структур. По результатам расчетов построены вероятностные комплексные модели перспектив нефтегазоносности продуктивных отложений Пермского края. С помощью этих моделей можно оценить перспективность нефтегазоносности подготовленных и выявленных малоразмерных поднятий. Отмечено, что данные моделям позволяют выполнить ранжирование подготовленных и выявленных структур по степени их перспективности, выделить первоочередные объекты для глубокого бурения, что повысит геолого-экономическую эффективность глубокого нефтепоискового бурения.

Список литературы

1. Путилов И.С., Галкин В.И. Разработка методики вероятностно- статистического прогноза нефтегазоносности локализованных структур (на примере южной части Пермского края) // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 26–29.

2. Галкин В.И., Растегаев А.В., Галкин С.В. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур. – Екатеринбург: УрО РАН, 2001. – 277 с.

3. Определение перспективных направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае с помощью вероятностно-статистических методов / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.В. Галкин, В.Л. Воеводкин // Наука производству. – 2006. – № 1. – С. 1–5.

4. Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Обоснование направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае // Научные исследования и инновации. – 2009. – Т. 3. – № 4. – С. 3–7.

5. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9. – С. 112–114.

 6. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Козлова И.А. Определение перспективных участков геолого-разведочных работ на нефть вероятностно-статистическими методами на примере территории Пермского края // Вестник Пермского научно-исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 7–14.

7. Мелкишев О.А., Кривощеков С.Н. Стохастическая оценка прогнозных ресурсов нефти на поисково-оценочном этапе геолого-разведочных работ // Вестник Пермского научно-исследовательского политехнического университета. Геология.Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 33–40.

Вскрытие бурением продуктивных горизонтов сопровождается загрязнением призабойной зоны пласта различными фракциями твердой фазы, а также фильтратом бурового раствора. Применение традиционных технологических операций в некоторых случаях приводит к резкому ухудшению фильтрационно-емкостных показателей залежи, существенному росту стоимости работ по освоению, потерям времени. Эти и ряд других факторов существенно влияют на качество строительства скважин в аномальных термобарических условиях глиноемких горных пород.

Процесс вскрытия нефтегазовых горизонтов без аварий и осложнений тесно связан с правильностью выбора компонентного состава, структурно-механических и коллоидно-химических свойств применяемых химических реагентов и буровых растворов на их основе, а также технологических жидкостей. С целью регулирования свойств вышеуказанных систем предложены новые технологические решения. В частности, проведен анализ современного состояния изученности проблем в области разработки и внедрения химических реагентов и буровых растворов на их основе для применения в условиях аномально высоких и аномально низких пластовых давлений. На основе предложенного методологического подхода разработаны и исследованы новые экологически чистые и экономически выгодные реагенты и буровые растворы на их основе, технологические жидкости, смазывающие композиции. На стадии разработки использованы возможности нанотехнологий. С целью сохранения коллекторских свойств в процессе бурения и освоения продуктивных пластов разработаны рецептуры композиционного утяжелителя взамен барита; таниновый реагент, позволяющий регулировать реологические свойства буровых растворов, как в минерализованной, так и в высокоминерализованной дисперсионной среде; составы перфорационных жидкостей с поверхностно-активными свойствами; наноструктурированный состав для управления триботехнологическими показателями буровых растворов. 

В настоящее время разработанная композиция успешно применяется в процессе бурения скважин в Азербайджане.

Список литературы

1. Ягафаров А.И., Нохрин А.Ф. Анализ качества вскрытия продуктивных пластов по результатам испытания в процессе бурения //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 1999. – № 4–5. – С. 45–47.

2. Янышев Л. Перспективные системы буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов // Бурение и нефть. – 2005. – № 10. – С. 28–29.

3. Новый метод предотвращения поглощения бурового раствора / F.E. Dupriest, M.V. Smith, S.C. Zeilinger, N.I. Shoykhet // Нефтегазовые технологии. – 2009. – № 3. – С. 36–42.

4. Furlov W. Новые буровые растворы для вскрытия пласта и заканчивания скважины обеспечивают повышение отдачи пласта // New downhole fluids further improver // Offshore. Int. Ed. – 1998. – V. 58. – № 8. – P. 94, 96, 134.

5. Hallman J. Рецептуры растворов на основе формиатовых солей для применения при бурении и заканчивании скважин // Formates in practice: field use and reklama Word Oil. – 1996. – V. 217. – C. 81–89.

6. О расширении сырьевой базы производства химических реагентов для строительства скважин / И.В. Грязнов, Е.А. Коновалов, Ю.А. Иванов, В.П. Изюмский // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 9. – C. 33–37, 55, 57.

7. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 365 с.

8. Мискарли А.К. Коллоидная химия промывочных глинистых суспензий. – Баку: Азернешр, 1963. – 217 с.

9. Пат. РФ №2567574. Способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора / Э.А. Кязимов, Н.М. Алиев, Ш.С. Байрамова, А.Б. Сулейманов; заявитель и патентообладатель НИПИНГ. – № 2013139289/03; заявл. 22.08.13; опубл. 10.11.15.вЃ 

Список литературы

1. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М.: Мир, 1981. – 504 с.

2. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. – М.: Недра, 1986 – 160 с.

3. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. – 1955. – № 5. – С. 3–41.

4. Nordgren R. Propagation of a Vertical Hydraulic Fracture // Society of petroleum engineers journal. – 1972. – V. 12. – № 4. – P. 306–314.

5. Jin Z.H., Johnson S. Primary oil migration through buoyancy-driven multiple fracture propagation: Oil velocity and flux // Geophysical Research Letters. – 2008. – V. 35.– L09303. DOI:10.1029/2008GL033645

6. Roper S., Lister J. Buoyancy-driven crack propagation from an over-pressured source // Journal of Fluid Mechanics. – 2005. – V. 536. – P. 79–98.

7. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 234 с.

8. Analog experiments on magma-filled cracks: Competition between external stresses and internal pressure / T. Watanabe, T. Masuyama, K. Nagaoka, T. Tahara // Earth, Planets and Space. – 2014. – V. 54. – P. 1247–1261.

9. Le Corvec N., Menand T., Lindsay J. Interaction of ascending magma with pre‐existing crustal fractures in monogenetic basaltic volcanism: an experimental approach // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. – 2013. – V. 118 – № 3. – P. 968–984.

10. Мусхелишвили Н.И. Некоторые основные задачи математической теории упругости. – М.: Наука, 1966. – 709 с.вЃ 

Вертикальные скважины в последние десятки лет активно заменяются на скважины со сложной конфигурацией ствола (стволов). Использование наклонно направленных, горизонтальных, многоствольных горизонтальных скважин, горизонтальных скважин с трещинами гидроразрыва пласта позволяет решать множество практических задач по увеличению рентабельности разработки залежей с низкими коллекторскими свойствами и повышению нефтеотдачи пластов. В этой связи выведено большое число расчетных формул для описания установившегося и неустановившегося притока жидкости к этим скважинам. К большому сожалению, формулы для этих скважин можно получить только в частных случаях при идеализации потока жидкости. Кроме того, наличие множества формул даже для горизонтальных скважин вместо одной, как, например, уравнение Дюпюи для вертикальных скважин, свидетельствует о низком уровне проработки данной задачи.

В связи с отмеченным ранее автором было предложено описывать поток жидкости к скважинам с горизонтальным окончанием с различной конфигурацией стволов при помощи набора узлов (вертикальных скважин), достаточно близко расположенных друг к другу, и псевдоскин-эффекта для горизонтальных скважин, учитывающего отличие притока к трещине от притока к горизонтальной скважине. Однако наиболее полное решение этой задачи достигается при моделировании ствола (стволов) скважины набором сфер, близко расположенных друг к другу. Одной из сложностей решения этой задачи является необходимость суммирования от -¥ до +¥ для учета влияния непроницаемых кровли и подошвы пласта, в связи с чем часто решение упрощается. Кроме того, существующие работы в этом направлении не учитывают взаимовлияние сфер. Отмеченные недостатки были устранены. Разработаны алгоритм расчета и внешняя программа к пакету Saphir для определения установившегося и неустановившегося притока жидкости к скважине с любой траекторией ствола (стволов) без использования конечно-разностных методов. Кроме различных типов скважин, данный подход позволяет учесть и различное вскрытие пласта, т.е. большое разнообразие типов скважин и типов вскрытия. Алгоритм расчета был апробирован в частных случаях для горизонтальных и вертикальных совершенных скважин и показал высокую степень сходимости с модельными кривыми восстановления давления (КВД), рассчитанными в программе Saphir, а также значительную экономию времени по сравнению с использованием численных методов решения задачи.

Таким образом, предлагаемый способ описания установившейся и неустановившейся фильтрации жидкости к скважинам с различной конфигурацией ствола (стволов) при помощи сферического потока позволяет: а) заменить множество формул, полученных для частных случаев; б) описать приток к скважинам и КВД, для которых не существует аналитических формул; в) выбирать наиболее эффективную архитектуру дренажа скважины с учетом особенностей коллектора, рациональной эксплуатации этих скважин и др.

Список литературы

1. Иктисанов В.А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин. – Казань : Плутон, 2007. – 124 с.

2. Иктисанов В.А. Методы расчета продуктивности и интерпретации КВД для скважин сложной архитектуры // SPE 133477. – 2010.

3. Иктисанов В.А. Особенности притока к скважинам с горизонтальным окончанием // Нефтяная провинция: сетевое научное издание – 2017. – № 1. – С. 95-126. – http://docs.wixstatic.com/ugd/

2e67f9_40a056e73d114e52a9fccded0­bbbebbe.pdf.

4. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. – М.: Недра, 1964. – 154 с.

5. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen. – Calgary : Petroleum Society, Canadian Institute of Mining, Metallurgy & Petroleum, 1994. – 228 p.

6. Ozkan E., Raghavan R. New solutions for Well-Test-Analysis Problems: Part 1 – Analytical Considerations // SPE Formation Evaluation. – 1991. – V. 6. – № 3. – P. 359–368.

7. Доманюк Ф.Н., Золотухин А.Б. Определение производительности скважины с прямолинейным профилем в вертикально-изотропном пласте // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 5. – С. 92–95.

8. Доманюк Ф.Н. Разработка аналитических методов прогнозирования производительности горизонтальных и сложнопрофильных скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 2012.вЃ  

Статистические методы обработки с использованием характеристик вытеснения могут применяться в качестве эффективного инструмента прогнозирования уровней добычи нефти в условиях недостаточного объема данных о геолого-физических характеристиках месторождений. Системный анализ научной литературы показал отсутствие формализованных алгоритмов в указанной области исследований. Целью работы являлись разработка и практическое применение алгоритма определения оптимальных характеристик вытеснения для месторождений и объектов разработки.

Предложенный алгоритм реализован на основе методов регрессионного анализа, методов прогнозирования, методов оптимизации и методов ранжирования. Выборка сформирована из добывающих скважин, в которых на последнюю дату месячного эксплуатационного рапорта не проводились геолого-технические мероприятия, направленные на увеличение притока, получение притока из бездействующих или новых скважин либо на изменение структуры притока. Алгоритм определения оптимальных характеристик вытеснения апробирован на объектах разработки и месторождениях ПАО АНК «Башнефть». Получены характеристики вытеснения по 162 месторождениям и 501 объекту разработки. Качество полученных характеристик определялось критериями адекватности и точности. Так, медиана модуля среднего отклонения расчетного дебита нефти в период ретроспективного прогнозирования от фактического для полученных характеристик вытеснения составила 7,85 %.

По результатам практического применения можно заключить, что предложенный алгоритм является результативным и может использоваться для прогнозирования уровней добычи нефти при бизнес-планировании в компаниях нефтедобывающей отрасли.

Список литературы

1. Гарифуллин А.Ш., Курмакаева С.А., Родин В.И. Использование эмпирических зависимостей при проектировании разработки месторождений Краснохолмской группы. В сб. Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений в районах с истощающимися ресурсами. – Уфа: БашНИПИнефть, 1989. – С. 81–86.

2. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа. – 1959. – № 3. – С. 42–47.

3. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей // Известия вузов «Нефть и газ». – 1972. – № 10. – С. 41–46.

4. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. – М.: Недра, 1973. – 238 с.

5. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов / А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен, М.Г. Данелян // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1970. – № 11. – С. 19–22.

6. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1974. – № 3. – С. 22–24.

7. Гарифуллин А.Ш., Салахов Т.Р. Современный метод оценки потенциальной нефтеотдачи объекта разработки при вытеснении нефти водой. В сб. Новейшие исследования в нефтяной геологии, моделировании, разработке нефтяных месторождений и добыче нефти. – Уфа: БашНИПИнефть, 2011. – Вып. 122. – С. 128–135.

8. Руководство пользователя по модулю Запасы программного комплекса / И.В. Костригин, Р.К. Мухамедшин, Т.Г. Загуренко, И.Ф. Хатмуллин. – Уфа: РН-КИН, 2011.

9. Гарб Ф.А. Расчеты динамики падения добычи по данным обводненности добываемой продукции // Инженер-нефтяник. – 1978. – № 7 – С. 21–25.

10. Румшинский Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента. – М.: Наука, 1971. – 192 с.

11. Сухарев А.Г., Тимохов А.В., Федоров В.В. Курс методов оптимизации. – М.: Наука, 1986. – 328 с.

12. Шелобаев С.И. Математические методы и модели. – М.: ЮНИТИ, 2000. – 367 с.

13. Dixon W.J., Massey Jr F.J. Introduction to statistical analysis . – New York: McGraw-Hill, 1968. – 638 p.

14. Regenwetter M., Grofman B. Approval voting, Borda winners, and Condorcet winners: Evidence from seven elections // Management Science. – 1998. – Т. 44. – №. 4. – Р. 520–533.

15. Панченко Т.В. Генетические алгоритмы. – Астрахань: Издательский дом «Астраханский университет», 2007. – 87 с.

16. Роджерс Д., Адамс Дж. Математические основы машинной графики. – М.: Мир, 2001. – 604 с.вЃ 

Традиционные методы увеличения нефтеотдачи для месторождений высоковязкой и тяжелой нефти нацелены на снижение вязкости и повышение подвижности нефти за счет прогрева пласта, путем нагнетания теплоносителя. В некоторых случаях применение тепловых методов не дает ожидаемого результата, например, если пласты тонкослоистые или глубокозалегающие. В настоящее в качестве способа повышения эффективности процесса разработки нефтяных месторождений широкое применение находят химические методы воздействия на пласт. Одним из наиболее часто используемых химических методов является полимерное заводнение пластов. Традиционно экономически эффективным считается применение этого метода при: 1) высоком соотношении подвижности воды и нефти при классическом заводнении; 2) высокой неоднородности пласта, 3) сочетании этих факторов. При этом полимеры можно закачивать как в виде обычных растворов, так и в виде сшивающихся в пластовых условиях полимерных систем. Это позволяет повысить нефтеотдачу как за счет загущения вытесняющего флюида или снижения фазовой проницаемости для него, так и за счет тампонирования зон повышенной проницаемости. Традиционное полимерное заводнение предусматривает нагнетание значительной по размерам оторочки полимерного раствора для снижения соотношения подвижности вытесняющего и вытесняемого флюидов. При проектировании полимерного заводнения важно определить рациональную концентрацию полимера (вещества) в полимерном растворе, оптимальные вязкость полимерного раствора, размеры его оторочки, режим нагнетания и др. В статье подробно рассмотрен такой параметр, как вязкость полимерного раствора. Предложен экспресс-метод определения рационального значения вязкости.

Список литературы

1. Лэйк Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи. – Остин: Университет Техас-Остин, 2005. – 449 с.

2. Huh C., Pope G.A. Residual oil saturation from polymer floods: Laboratory measurements and theoretical interpretation // SPE 113417. – 2008.

3. Gao С.H. Scientific research and field applications of polymer flooding in heavy oil recovery // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2011. – V. 1. – № 2–4. – P. 65–70.

4. Carcoana A. Applied enhanced oil recovery. – USA: Prentice-Hall, 1992. – 152 p.

5. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited – Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects // SPE Reservoir Engineering Journal. –1997. – August.

6. Saboorian-Jooybari H., Dejam M., Chen Z. Half-Century of Heavy Oil Polymer Flooding from Laboratory Core Floods to Pilot Tests and Field Applications // SPE 174402-MS. – 2015.

7. SNF FLOERGER «Ситуация с полимерными МУН в мире», презентация, Москва, 2012. – http://gubkin.ru/upload/iblock/45b/SNF_Presentation_­Moscow_Sept_2012_ru.pdf

8. Mogollon J., Lokhandwala T. Rejuvenating viscous oil reservoirs by polymer flooding: Lessons learned in the Field // SPE 165275. – 2013.

9. Delamaide E., Bazin B., Rousseau D. Chemical EOR for Heavy Oil: the Canadian Experience // SPE 169715-MS. – 2014.

10. Wang J., Dong M. A Laboratory Study of Polymer Flooding for Improving Heavy Oil Recovery // Paper PETSOC-2007-178 presented at the Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, 2007. – 12–14 June.

11. Wang J., Dong M. Optimum effective viscosity of polymer solution for improving heavy oil recovery // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – V. 67 (3-4). – P. 155–158.

12. Telkov V.P. A new vision of polymer flooding as method of high-viscous oil displacement // Труды X Международной научно-техничной конференции «GEOPETROL 2016». – Краков: Институт нефти и газа, 2016. – C. 383–389.

13. Новые возможности использования полимерного заводнения как метода вытеснения высоковязкой нефти / В.П. Телков, С.В. Ким, Х.С. Шарафиддинов, В. Алали // Материалы XV Международной конференции «Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр». – Хомс (Сирия): Сирийский международный ун-т WADI. – 2016. – С. 133–136.

Большая часть методов воздействия на пласт основывается на применении ПАВ, полимеров, кислот, щелочей, растворителей и др. Наиболее часто используемыми и дорогостоящими компонентами физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов являются ПАВ различных классов, на уникальных свойствах которых базируется ряд современных технологий.

В статье представлены результаты сопоставления поверхностной активности и нефтевытесняющей способности составов, полученных на основе нефтяных сульфонатов из экстракта селективной очистки масляных фракций, а также нефтяных сульфонатов димерного строения, полученных при использовании данного вида сырья, но в присутствии компонента, обеспечивающего образование дисульфокислот. Проведенные исследования показали, что использование сшивающего агента при сульфировании углеводородного сырья приводит к образованию нефтяных сульфонатов димерного строения без снижения выхода активных компонентов. Выполнена сопоставительная оценка активности нефтяных сульфонатов. Установлено, что нефтяные сульфонаты, содержащие ПАВ димерного строения, на границе водный раствор ПАВ – керосин менее активны, но значения критической концентрации мицеллообразования существенно ниже. Полученные образцы ПАВ использованы для приготовления составов для щелочь-ПАВ-полимерного заводнения. Анализ результатов фильтрационных испытаний показал, что коэффициент вытеснения остаточной нефти синтезированными нефтяными сульфонатами (обычного строения составил 46,3 %, димерного строения - 67,5 %. Таким образом, экспериментально показано, что использование нефтяных сульфонатов, содержащих ПАВ димерного строения, повышает эффективность вытеснения остаточной после заводнения нефти и является перспективными для разработки составов для физико-химических методов воздействия на пласт.

Список литературы

1. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery / L. W. Lake, R. Johns, B. Rossen, G. Pope. – Society of Petroleum Engineers. – 2014. – 496 p.

2. Kelland A. Malcolm Production Chemicals for the Oil and Gas Industry, Second Edition. – 2014 by CRC Press. – 454 p.

3.  Surfactants and Polymers in Aqueous Solution / K. Holmberg, B. Jönsson, B. Kronberg, B. Lindman. – USA: John Wiley & Sons, Ltd, 2002. – 545 p.

4. Novel Surfactants: Preparation, Applications and Biodegradability / edited by K. Holmberg. – New York:  M. Dekker Inc. – 1998. – 241 p.

5. Zana R. Dimeric and oligomeric surfactants. Behavior at interfaces and in aqueous solution: a review // Advances in Colloid and Interface Science. –  2002. –  № 97. – Р. 205–253.

6. Kamal Muhammad Shahzad. A Review of Gemini Surfactants: Potential Application in Enhanced Oil Recovery // J. Surfact. Deterg. – 2016. – № 19. – Р. 223–236.

7. Гайле А.А., Сомов В.Е., Залтщевский Г.Д. Селективные растворители. Разделение и очистка углеводородсодержащего сырья. – СПб.: Химиздат, 2008. – 736 с.

8. Компонентный состав и поверхностная активность нефтяных сульфонатов из экстрактов селективной очистки масляных дистиллятов / В.В. Коновалов, П.В. Склюев, К.И. Бабицкая [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2016. –  № 1. – С. 122–126.

9. Жидкова М.В., Городнов В.П., Коновалов В.В. Исследование эффективности нефтевытесняющих композиций на основе нефтяных сульфонатов из экстрактов селективной очистки масляных фракций // Технология нефти и газа. – 2017. – № 3. – С. 20–25.

10. Preparation of Surfactant for Oil Displacing Refined from Furfural Extract Oil / J. Liu [et. al.] // J. Petroleum Science and Technology. – 2011. – V. 29. – P. 1317–1323.

11. Synthesis surface activity, and composition of dimeric petroleum sulfonates from low quality hydrocarbon feedstock / V. Konovalov, A. Kirillov, A. Shiryaev, P. Sklyuev // J. Petroleum Science and Technology. –  2016. –  V. 34. –  № 22. –  P. 1861–1865.

12. Cullum D.C. Introduction to Surfactant Analysis // Springer Science & Business Media. – 1994. – P. 105–147.вЃ 

В последние годы по всему миру увеличивается число нефтяных и газовых скважин, в которых проводится гидроразрыв пласта (ГРП) с целью увеличения продуктивности. В процессе проведения ГРП посредством воздействия высокого давления на пласт создается система трещин, в которую транспортируется зернистый материал (проппант) для закрепления трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. В связи с этим возникает задача мониторинга работы скважин с ГРП с целью контроля самопроизвольного выхода проппанта из созданной трещины ГРП за пределы продуктивного пласта (в водонасыщенные горизонты) и оптимизации дизайна ГРП.

Традиционный способ оценки притоков из продуктивных интервалов скважины с помощью стандартных промыслово-геофизических исследований (ПГИ) не позволяет однозначно определить интервалы выноса проппанта. В статье описана эффективная методика обнаружения интервалов выноса твердых частиц с помощью высокочувствительной широкополосной спектральной шумометрии. Методика апробирована в наклонно направленной скважине с известным интервалом возможного выноса проппанта, поскольку ГРП был проведен селективно в определенном интервале пласта. Приведены результаты исследования, свидетельствующие о хорошей корреляции интервалов, в которых предполагался вынос проппанта, и сигналов, вызванных ударами твердых частиц о корпус прибора. Для анализа данных и выделения зон выноса проппанта применялась система нейросетевого распознавания сигналов. Полученные данные сопоставлены с профилем притока жидкости из пласта, построенным с помощью расширенного каротажного комплекса. Разработанная методика распознавания интервалов выноса песка совместно с определением профиля притока жидкости из пласта позволит качественно улучшить дизайн последующих ГРП на месторождении.

Список литературы

1. Spectral Noise Logging Data Processing Technology / Y.S. Maslennikova, V.V. Bochkarev, A.V. Savinkov, D.A. Davydov // SPE 162081-MS. – 2012. – DOI:10.2118/162081-MS.

2. Innovative Logging Tool Using Noise Log and High Precision Temperature Help to Diagnoses Complex Problems / S. Ghalem, A.M. Serry, Ali Al-felasi [et al.] //SPE 161712-MS. – 2012. – DOI:10.2118/161712-MS.

3. McKinley R.M., Bower F.M., Rumble R.C. The Structure and Interpretation of Noise from Flow Behind Cemented Casing // SPE 3999-PA. – 1973. – DOI:10.2118/3999-PA.

4. Evaluating Injection Performance with High-precision Temperature Logging and Numerical Temperature Modelling / A. Aslanyan, M. Wilson, A. Al Shammakhy, S. Aristov // SPE 166007-MS. – 2013. – DOI:10.2118/166007-MS.

5. Numerical Temperature Modelling for Quantitative Analysis of Low-Compressible Fluid Production / A. Aslanyan, I. Aslanyan, A. Salamatin, А. Karuzin [et al.] //ЫЗУ 172090-MS. – 2014. – doi.org/10.2118/172090-MSвЃ 

Рассмотрен ряд вопросов связанных с перспективой развития нового вида транспортных средств, в которых в качестве движителя используются винтовые шнеки (шнекоходы). Их основным функциональным назначением является передвижение по льдам арктических территорий. В статье дана оценка потенциала емкости рынка данных транспортных средств. В качестве потенциальных целевых сегментов при этом рассмотрены компании, обслуживающие ледостойкие платформы на арктических шельфах. Функциональное назначение шнекоходов в качестве транспортных средств представлено в трех направлениях: спасательные транспортные средства для буровых платформ на арктическом шельфе, в Охотском и Каспийским морях (в зимний период их северные территории имеют схожие с Арктикой ледовые условия); транспортные средства, предназначенные для устранения разливов нефти в ледовых условиях; транспортные средства для проведения научно-исследовательские работы в Арктике. Для оценки потенциальной емкости рынка транспортных средств использован подход, основанный на методе цепного показателя. Источниками информации являлись инвестиционные проекты компаний, осуществляющих разработку и эксплуатацию арктических шельфовых месторождений, инфраструктурные проекты по прокладке газопроводов и нефтепроводов на труднодоступных территориях с заболоченной местностью, стратегии развития Арктических территорий субъектов Российской Федерации, данные официальных органов статистики, данные консалтинговых агентств, отчеты Арктической морской геологической экспедиции.

Анализируемые инвестиционные проекты в данном исследовании распределены по географическим зонам: российская часть арктического шельфа Баренцево моря (без учета Печорского моря); Печорское море (прибрежное море в юго-восточной части Баренцева моря, между островами Колгуев и Вайгач); Карское море; Море Лаптевых и Восточно-Сибирское море; Охотское море; северная часть Каспийского моря (данная территория в зимние периоды характеризуется образованием льда и битого льда).

Список литературы

1. Best Practices in Ecosystem-Based Ocean Man– agement in the Arctic. – 2009. – № 129. – P. 20–23.

2. Organization of the Petroleum Exporting Countries // World Oil Outlook. – Session I OPEC’s World Oil Outlook. – 2014. – P. 4–10.

3. A strategic network choice model for global container flows: Specification estimation and application / L. Tavasszy, M. Minderhoud, J. Perrin, T. Notteboom // Journal of Transport Geography. – 2017. – № 19 (6). – P. 1163–1172.

4. Bambulyak A., Frantzen B. Oil transport from the Russian part of the Barents Region. Status per January 2011 // The Norwegian Barents Secretariat and Akvaplan-niva. – 2011. – P. 9–13.

5. Attanasi E.D., Freeman P.A. Survey of Stranded Gas and Delivered Costs to Europe of Selected Gas Resources // SPE 130089-PA. – 2011.

6. Aaker D.A., McLoughlin D. Strategic Market Management – Global Perspectives. – West Sussex: John Wiley & Sons Ltd, 2010. – 368 p.

7. Governance of Arctic Marine Shipping, Marine & Environmental Law Institute, Dalhousie University, and Molenaar // Journal of Transnational Law & Policy. – 2008. – № 18. – Р. 289–325.вЃ  

Множество перспективных технологий, по добыче нефти и газа в осложненных условиях, не получает должного развития из-за нерешенной проблемы, связанной с компрессорами высокого давления. Основная проблема заключается в отсутствии доступных по цене компрессоров и технологий, позволяющих вести закачку газа без его предварительной подготовки и очистки от механических примесей. Вместе с тем известны струйные компрессоры, которые способны перекачивать газ без его предварительной подготовки, осушки и при наличии механических примесей в потоке. Однако для увеличения рабочего давления струйного компрессора до уровня 20 МПа требуется разработать новые принципы сжатия газа с обеспечением повышения эффективности рабочего процесса. В лабораториях РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина развернуты научные исследования и конструкторские работы по созданию эффективных и недорогих компрессорных технологий на основе эжекторных систем с реализацией циклического рабочего процесса на низких частотах. Замечено, что при циклическом режиме работы имеются возможности для повышения эффективности компрессорных технологий. Весьма важно создать доступную по цене компрессорную технику и технологии с широким использованием серийно выпускаемых эжекторов, насосов и сепарационного оборудования, опираясь на все преимущества, получаемые от унификации. На данном этапе работ, достигнута главная цель проводимых научных исследований: разработаны новые принципы сжатия газа с применением эжекторных систем. Продолжение научных и конструкторских работ связано с решением оптимизационных задач и разработкой математических моделей для перевода части исследований в область численных экспериментов.

Список литературы

1. Сазонов Ю.А. Основы расчета и конструирования насосно-эжекторных установок. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 305 с.

2. Разработка эжекторных систем для месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство. ­ 2017. – № 10. – C. 110–112. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-110-112

3. Перспективы использования двухкамерных насосно-компрессорных установок для перекачки многофазных сред / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – C. 137–139. - DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-137-139

4. Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа // Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко, А.Н. Дроздов  // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – C. 138–141. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-12-138-141

5. Дроздов A.Н., Териков B.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. –  2009. – № 6. – C. 68–72.

6. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении / Д.Г. Орлов, В.А. Териков, А.Н. Дроздов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2003. – № 11. – C. 20–24.

7. Пат. № 1538586, РФ. М. кл. Е 21 В 43/00. Способ закачки газа в пласт / Б.Т.-С. Муллаев: заявитель Казахский гос. НИПИ нефтяной промышленности; патентообладатель Б.Т.-С. Муллаев. – № 4154300/03; заявл. 01.12.86, опубл. 15.11.94.

8. Пат. № 2190760, РФ. М. кл. Е 21 В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт / А.Н. Дроздов, А.А. Фаткуллин; заявитель и патентообладатель ООО «НИЦ «НК «ЛУКОЙЛ». – № 2001102187/03; заявл. 25.01.01, опубл. 10.10.02.

9. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 2. – C. 54–59.

10. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering. – SPE 157819, Proceedings - Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada 2012 1. – Calgary, Alberta, Canada, 2012. – P. 872–878.

11. Drozdov A.N. Stand Investigations of ESP's and Gas Separator's Characteristics on Gas-Liquid Mixtures with Different Values of Free-Gas Volume, Intake Pressure, Foaminess and Viscosity of Liquid. – SPE 134198, Proceedings - Society of Petroleum Engineers - SPE Annual Technical Conference and Exhibition 2010, ATCE 2010. - Florence, Italy, 2010. – P. 1816–1827.

12. Дроздов А.Н. Исследования характеристик погружных насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия на пласт  // Нефтяное хозяйство. – 2011. - № 9. – C. 108–111.

13. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Простые решения сложных проблем при водогазовом воздействии на пласт // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – C. 43–46.

14. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Увеличение КИН: Водогазовое воздействие на пласт. Опыт эксплуатации насосно-эжекторной системы и пути совершенствования технологии ВГВ // Neftegaz.ru. – 2017. – № 7. – C. 70–77.

15. Пат. № 2642198. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта / А.Н. Дмитриевский, Ю.А. Сазонов; заявитель и патетообладатель ИПНГ РАН. – № 2015150593; заявл. 26.11.15; опубл. 24.01.18.

16. Подвидз Л.Г. Насосные установки импульсного действия // Известия вузов. Машиностроение. – 1980. – № 9. – C. 51–56.

17. Пат. № 2154749 РФ. МПК 7 F04 D23/08. Способ сжатия и перекачки газа и газожидкостных смесей насосом и устройство для его осуществления / В.Н. Елисеев, И.С. Юдин, Ю.А. Сазонов. – № 98117661/06; заявл. 25.09.98; опубл. 20.08.2000.вЃ 

Поздние стадии разработки многих нефтяных месторождений в Российской Федерации требуют применения дополнительных технологий повышения нефтеотдачи пласта, что приводит к увеличению содержания водной фазы в добываемой углеводородной продукции. Пластовая вода, которая практически всегда присутствует при эксплуатации нефтепромысловых объектов, провоцирует развитие основных осложнений, которые обусловливают интенсивную коррозию оборудования на стадиях добычи, сбора, подготовки, транспорта, переработки и хранения нефти. Коррозионная агрессивность промысловых флюидов вызвана наличием в них растворенных кислых газов (CO₂, O₂ и H₂S), абразивных частиц, основных ионов солей (Mg²⁺, Ca²⁺, Na⁺, SO₄^2-, Cl^-), водорастворимых минеральных и органических кислот и оснований, а также присутствием анаэробных и аэробных микроорганизмов, продукты метаболизма которых провоцируют биологическую коррозию металла и биообрастание. Анализ статистических данных аварий и разрушений нефтепромыслового оборудования показал, что к основным видам осложнений, значительно сокращающих срок эксплуатации трубопроводов и технических систем, можно отнести коррозию металла и загрязнение транспортируемого сырья ее продуктами. Исследования показали, что электрическая поляризация водно-солевых растворов позволяет локализовать в их объеме область с высоким содержанием гидроксил-ионов, которые, в случае электрохимической коррозии, значительно подщелачивают катодные участки микрогальванических элементов, приводят к образованию стабильных продуктов коррозии, обладающих достаточно высокой сплошностью, и эффективно защищают металл от саморастворения. Увеличение рН и уменьшение окислительно-восстановительного потенциала при поляризации водно-солевых растворов способствуют значительному снижению скорости коррозии нефтяного оборудования (например, в системах поддержания пластового давления – в среднем в 3,7 раза). Управлять этими параметрами можно при поляризации водно-солевых растворов силой тока на рабочих электродах 2А с помощью специально разработанного агрегата УИС 1-50-4,0 1М.

Список литературы

1. Поиск технических решений по защите причальных сооружений от коррозии / А.В. Валюшок, Л.В. Владимиров, А.В. Замятин, А.В. Гончаров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т.7. – № 6. – С. 82–92.

2. Латыпов О.Р. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии безреагентным методом. В сб. Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России // Материалы XI Всероссийской научно-технической конференции. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. – 284 с.

3. Latypov O.R., Bugai D.E., Boev E.V. Method of Controlling Electrochemical Parameters of Oil Industry Processing Liquids // Chemical and Petroleum Engineering. – 2015. – V. 51. – № 3. – P. 283–285.

4. Дамаскин Б.Б., Петрий О.А. Электрохимия. – М.: Химия, 2001. – 624 с.

5. Latypov O.R. Reduction of Salt Deposits on the Surface of Oilfield Equipment by Management of Electrochemical Parameters of the Medium // Chemical and Petroleum Engineering. – 2015. – V. 51. – № 7. – P. 522–525.

6. Латыпов О.Р., Бугай Д.Е., Боев Е.В. Метод управления электрохимическими параметрами технологических жидкостей нефтепромыслов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2015. – № 4. – С. 42–44.

7. Особенности применения агрегата для модифицирования технологических жидкостей нефтепромыслов / О.Р. Латыпов, Д.Р. Латыпова, Д.Е. Бугай, В.Н. Рябухина // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14. – № 3. – С. 66–71.

8. Стенд для изменения электрохимических параметров технологических сред / О.Р. Латыпов, Д.В. Степанов, Д.Е. Бугай, И.Г. Ибрагимов // Нефтегазовое дело. – 2015. – Т.13. – № 1. – С. 119–124.

9. Латыпов О.Р., Степанов Д.В., Бугай Д.Е. Расчет устройства для управления электрохимическими параметрами промысловых сред // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 3 (101). – С. 52–58.

Технические осложнения, возникавшие в процессе строительства подводных переходов магистральных трубопроводов методом наклонно направленного бурения, обусловили необходимость детального изучения процессов, происходящих при работе бурильного инструмента. Слом бурильного инструмента при расширении пилотной скважины в ряде горно-геологических условий происходил в результате его заклинивания, а также усталостного разрушения металла в теле бурильных труб. Это потребовало разработки математической модели напряженно-деформированного состояния колонны бурильных труб, приближенных к расширителю.

В статье представлена расчетная схема конструкции, установлены опасные сечения и определяющее влияние напряжений при изгибе на прочность участка бурильной колонны. Определены коэффициенты запаса прочности и предела выносливости материала труб.

Сделаны выводы, касающиеся ограничения применимости технологий расширения пилотной скважин: «на себя» и от «себя». На основании расчетов установлено, что в случае необходимости выполнения операций по расширению скважины методом «от себя» отсутствует достаточный ресурс для работы бурильной колонны при нагрузках, задаваемых в процессе расширения. Наиболее предпочтительным является метод расширения «на себя», в процессе реализации которого величины напряжений в опасном сечении становятся значительно меньше, чем при расширении «от себя». Для опасного сечения в компоновке бурильного инструмента определено критическое время эксплуатации бурильных труб, при нагрузках, реализуемых в практической деятельности. Для бурильных труб, работающих в области опасного сечения, установлен ресурс в пределах 520 ч при скорости вращения 32 мин^-1, и 300 ч при скорости вращения 56 мин^-1.

Список литературы

1. Управление устойчивостью несцементированных грунтов при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов методом наклонно-направленного бурения / Д.Р. Вафин, А.И. Комаров, Д.А. Шаталов, А.А. Земляной // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – С. 64–71.

2. Вафин Д.Р., Сапсай А.Н., Шаталов Д.А. Технико-экономические границы применения метода наклонно-направленного бурения при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. –№ 3. – С. 66–73.

3. Spector Yu.I., Sharafutdinov Z.Z., Golofast S.L. Requisiti per incroci tecnologia di costruzione utilizzando trivellazione orizzontale / Italian Science Review. – 2014. – 12 (21). –P. 163–172. – http://www.ias-journal.org/archive/2014/december/Spector.pdf

4. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. – М.: Наука, 1965. – 856 с.

5. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени. М.: Машиностроение, 1977. – 232 с.

6. Когаев В.П., Махутов Н.А., Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. Справочник. – М.: Машиностроение, 1985. – 224 с.

7. Хажинский Г.М. Основы расчетов на усталость и длительную прочность. – М.: ЛЕНАНД, 2016. – 168 с.

8. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. – М.: Металлургия, 1973. – 408 с.

9. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство под ред. А.Е. Сарояна. – М.: Недра, 1976. – 504 с.вЃ 

Рассмотрен опыт реализации импортозамещающего проекта по разработке и внедрению корпоративного симулятора гидроразрыва пласта (ГРП) «РН-ГРИД», направленного на повышение эффективности применения технологии ГРП и обеспечение технологической независимости в области инженерного программного обеспечения (ПО) для проектирования ГРП. Отмечено, что для разработки физически адекватной модели процесса ГРП применены следующие решения: Planar3D-концепция для описания геометрии трещины; полностью сопряженное неявное решение задачи упругости и гидродинамики; расчет переноса для каждого из закачиваемых проппантов с учетом меняющихся во времени реологических свойств жидкости ГРП, гравитационного оседания/всплытия проппанта, торможения/застревания проппанта из-за взаимодействия со стенками трещины и между частицами.

Сформулированы ключевые принципы организации проекта в части разработки ПО и последующего промышленного внедрения, позволившие реализовать проект эффективно и в сжатые сроки. Для поддержания высокого темпа реализации проекта на стадии разработки ПО эффективность показали следующие организационные решения: быстрый выпуск работающей бета-версии, наличие активной группы пилотного тестирования, система отслеживания обращений и статуса решения задач, ежедневная сборка новой версии ПО, регулярная рассылка новой версии ПО группе пилотного тестирования, постоянное ранжирование плановых и внеплановых задач, старт обучения пользователей на стадии бета-версий, постоянный бенчмаркинг и повышение производительности расчетного ядра. Показано, что выбор в пользу монолитного расчетного ядра без разделения на программные элементы по отдельным физическим процессам позволяет методически и организационно сконцентрировать усилия по оптимизации расчетного ядра и повышению его производительности, что является критичным для численных сеточных симуляторов ГРП на базе Planar3D-концепции.

Список литературы

1. 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.

2. Computer simulation of hydraulic fractures/ J. Adachi, E. Siebrits, A. Peirce, J. Desroches// International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences. – 2007. – V. 44. – № 5. – P. 739–757.вЃ 

Добыча углеводородного сырья, на поздней стадии разработки месторождений, сопровождается извлечением на поверхность минерализованной воды, что приводит к повышению интенсивности осложнений, в том числе солеотложения. Нефтедобывающие предприятия применяют различные методы борьбы с осложнениями, эффективность которых в большинстве случаев зависит от химического состава воды. Обоснованный выбор технологии борьбы с осложнениями требует проведения лабораторных и промысловых исследований для определения химического состава воды, а также эффективности технологии применительно к текущим условиям эксплуатации. Уменьшение объема трудозатратных исследований представляет несомненный практический интерес.

Одним из способов уменьшения числа исследований является обобщение объектов исследования в рамках групп на основании их близости по совокупности признаков, решение подобной задачи заключается в решении задачи кластеризации. В статье решение задачи кластеризации реализовано путем совместного использования методов снижения размерности исходного пространства признаков, описывающих объект исследования и установления доминирующих связей внутри данных с последующим применением алгоритмов кластеризации к полученному представлению исходных данных.

Предложенная расчетная методика применена на объектах ООО «Башнефть–Добыча». В зависимости от химического состава пластовых вод пробы объединены в группы. Описание как качественных, так и количественных свойств проб пластовых вод проводилось на основании расчета коэффициента интенсивности солеотложения, для каждого из полученных кластеров, по методике Оддо – Томсона. Основной практической ценностью предложенной методики является возможность ее применения к решению задачи оптимизации числа лабораторных и промысловых испытаний реагентов для нефтедобычи на объектах, выделенных в кластеры.

Дальнейшее развитие предложенной методологии предполагает увеличение размерности исходных данных и поиск такого пространства их представления, которое обеспечивало научно-техническое обоснование испытаний нефтепромысловых реагентов на действующих и новых объектах добычи нефти. Среди перспективных методов, требующих оценки применимости к решаемым задачам, можно выделить следующие: задача кластеризации – автокодировщики, цепи Маркова; задача описания свойств пластовых вод – метод Питцера.

Список литературы

1. Comparison of common components analysis with principal components analysis and independent components analysis: Application to SPME–GC–MS volatolomic signatures / Jihéne Bouhlel, Delphine Jouan–Rimbaud Bouveresse [et al.] // Talanta. – 2018. – V. 178. – № 1. – February. – P. 854–863.

2. Marghade D., Malpe D.B., Subba Rao N. Identification of controlling processes of groundwater quality in a developing urban area using principal component analysis. // Environmental Earth Sciences. –  2015. – V. 74 (7). – P. 5919–5933.

3. Wavelet Spectrum and self–organizing maps–based approach for hydrologic regionalization – a case study in the western United States / A. Agarwal, R. Maheswaran, J. Kurths, R.  Khosa // Water Resources Management. – 2016. – V. 30 (12). – P. 4399–4413.

4. Catchment classification by runoff behaviour with self–organizing maps (SOM) / R. Ley, M.C. Casper, H. Hellebrand, R.  Merz // Hydrology and Earth System Sciences. – 2011. – V. 15(9). – P. 2947–2962.

5. Prediction of monthly regional groundwater levels through hybrid soft–computing techniques / F.J. Chang, L.C. Chang, C.W. Huang, I.F.  Kao // Journal of Hydrology. – 2016. – V. 541. – P. 965–976.

6. Haga J., Siekkinen J., Sundvik D. Initial stage clustering when estimating accounting quality measures with self–organizing maps // Expert Systems with Applications. – 2015. – V. 42. – № 21. – P. 8327–8336.

7. García H.L., González I.M. Self–organizing map and clustering for wastewater treatment monitoring // Engineering Applications of Artificial Intelligence. – 2004. – V. 17 (3). – P. 215–225.

8. Evaluation of sedimentation vulnerability at small hillside reservoirs in the semi-arid region of Tunisia using the self–organizing map / A. Hentati, A. Kawamura, H. Amaguchi, Y. Iseri // Geomorphology. – 2010. – V. 122 (1–2). – P. 56–64.

9. Kriegel H.-P., Schubert E., Zimek A. The (black) art of runtime evaluation: Are we comparing algorithms or implementations? // Knowledge and Information Systems. – 2016. – V. 52. – P. 341–378.

10. Halim Z., Waqas M. Efficient clustering of large uncertain graphs using neighborhood information // International Journal of Approximate Reasoning. – 2017. – V. 90. – November. – P. 274–291.

11. De Amorim R.C. Feature Relevance in Ward’s Hierarchical Clustering Using the Lp Norm // Journal of Classification. – 2015. – V. 32 (1). – P.46–62.

12. Domokos E.-K., Bálint C. Definition of user groups applying Ward’s method // Transportation Research Procedia. – 2017. – V. 22. – P. 25–34.

13. Moosavi V. Pre–Specific Modeling. Diss., Eidgenössische Technische Hochschule ETH Zürich. – Nr. 22683. – 2015.

14. Oddo J.E., Tomson M.B. Why Scale Forms and How to Predict It // SPE Production & Facilities 9. – 1994. – № 1. – P. 47–54.

15. Comprehensive management of mineral scale deposition in carbonate oil fields – A case study / M. Zahedzadeh [at el.] // Chemical Engineering Research and Design. – 2014. – V. 92. – № 11. – P. 2264–2272.вЃ 

Территория хозяйственной деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» длительное время ограничивалась Средним Приобьем. За более чем 50-летний период извлечения нефти ее запасы значительно уменьшились. Для поддержания уровня добычи нефти в компании проводится большая работа, в том числе с выходом в новые регионы страны, в том числе в Ненецкий автономный округ. В настоящее время в этом субъекте Российской Федерации на ряде лицензионных участков предприятием осуществляются поисково-разведочные работы по оконтуриванию и подтверждению ранее выявленных запасов. Уже на этой стадии воздействию подвергаются все компоненты природных сред. При этом на одни компоненты (почвенно-растительный покров) воздействие ограничивается территорией буровой площадки, на другие (водная среда) оно несколько больше в силу природных особенностей. Даже сооружение небольших по площади объектов, к которым относятся буровые площадки, может вызывать на ограниченной площади изменение внешнего облика ландшафтов и исходной геохимической обстановки природных сред.

В соответствии с лицензионным соглашением об условиях пользования недрами ОАО «Сургутнефтегаз» проведена оценка текущего фонового состояния территории лицензионных участков. Такие исследования необходимы, так как известно, что даже на новых неразрабатываемых месторождениях в разных регионах России в природных средах отмечается повышенное (относительно предельно допустимой концентрации (ПДК)) содержание многих загрязняющих веществ. Это связано как с хозяйственной деятельностью человека, так и с действием природных факторов. Мониторинговые исследования позволяют выявлять причины поступления в окружающую среду различных загрязняющих веществ и принимать правильные и своевременные управленческие решения, направленные на минимизацию негативного воздействия на окружающую среду от хозяйственной деятельности человека. Объектами исследования стали поверхностные воды, включая донные отложения и почвы.

Результаты исследований воздействия поисково-разведочных работ на природные среды некоторых лицензионных участков в пределах Ненецкого автономного округа позволяют утверждать, что в местах отбора проб отмечается превышение ПДК некоторых загрязняющих веществ при отсутствии нефтегазодобычи.

Список литературы

1. Север Европейской части СССР / под общей ред. акад. И.П. Герасимова. – М.: Наука, 1966. – 452 с.

2. Александрова В.Д. Геоботаническое районирование Арктики и Антарктики. – М.: Наука, 1977. – 190 с.

3. Юрцев Б.А. Гипоарктический ботанико-географический пояс и происхождение его флоры. –  М.: Наука, 1966. – 96 с.

4. Городков Б.Н. Растительность Арктики и горных тундр СССР // Растительность СССР. – Т.1. – М.-Л., 1938. – С. 297-354.

5. Соромотин А.М., Солодовников А.Ю. Экологическое состояние территории Сарутаюской группы лицензионных участков // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 96-99