В настоящее время доля трудноизвлекаемых запасов нефти приуроченных к карбонатным коллекторам составляет более 20 % запасов углеводородов Волго-Урала. Использование традиционного кислотного воздействия в условиях сложного строения карбонатных коллекторов и низкого пластового давления является низкоэффективным. С целью повышения эффективности солянокислотного воздействия проведены теоретические и экспериментальные исследования, направленные на увеличение эффективности проводимых работ по интенсификации притока к добывающим скважинам, эксплуатирующим карбонатные коллекторы. Фильтрация кислотного раствора в низкопроницаемые интервалы карбонатного коллектора предполагает использование механизмов обратной противоточной капиллярной пропитки. Аналитические методы исследований позволили определить, что активизация процессов пропитки осуществляется в условиях нестационарности барических
показателей пластовой системы. Численное моделирование процесса воздействия позволило оптимизировать параметры воздействия.

Ключевые слова: скважина; призабойная зона; карбонатный коллектор; пласт; вытеснение; кислотное; воздействие; эффективность.

Литература

1. Мархасин, И. Л. (1977). Физико-химическая механика нефтяного пласта. Москва: Недра.
2. Чижов, А. П., Смирнов, В. Б. (2010) Инженерная геология. Уфа: УГНТУ.
3. Хисамутдинов, Н. И., Владимиров, И. В., Казакова, Т. Г. (2007). Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки. Санкт-Петербург: Недра.
4. Котенев, Ю. А., Чибисов, А. В. (2013). К вопросу о распределении остаточной нефти в пустотах гидрофильных и гидрофобных коллекторов месторождений на поздней стадии разработки. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 3, 5-10.
5. Иванов, Д. В. (2018) Повышение эффективности извлечения высоковязкой тяжелой нефти залежей Мелекесской впадины. Уфа: УГНТУ.
6. Сургучев, М. Л. Желтов, Ю. В., Симкин, Э. М. (1984) Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. Москва: Недра.
7. Чижов, А. П., Андреев, В. Е., Чибисов, А. В. и др. (2016) Интенсификация притока из карбонатных коллекторов для условий Волго-Урала. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 3, 35-42.
8. Андреев, В. Е., Чижов, А. П. (2009). Совершенствование солянокислотного воздействия на карбонатные коллекторы и прогнозирование его результатов. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2, 5-11.

В статье рассматривается развитие технологии направленного бурения нефтяных и газовых скважин в ракурсе моделирования внутрискважинных операций. Перечисляются наиболее значимые математические модели, разработанные советскими и зарубежными учеными в XX веке. Показан пример расчета реакции на долоте на базе наиболее широко применяемого метода начальных параметров. В процессе типового расчёта отклоняющей силы на долоте удалось задать граничные условия на опорах КНБК в естественном виде, используя известный подход по расчету величины прогиба балки. Полученные результаты расчетов были применены при построении имитационной модели для компьютерного моделирования на базе виртуальной программы-тренажера ННБ. Программа-тренажер позволила оценить влияние зенитного угла скважины и жесткости ориентируемой компоновки на отклоняющую силу на долоте, прогиб турбобура по длине от долота до ближайшей нижней точки соприкосновения стенки скважины.

Ключевые слова: анализ; наклонно-направленное бурение; моделирование бурения; реакция на долоте; параметры КНБК.

Литература

1. Мухаметгалиев, И. Д., Аглиуллин, А. Х., Исмаков, Р. А., Аль-Сухили, М. Х. (2020). Этапы зарождения и развития наклонно-направленного бурения скважин для добычи полезных ископаемых. История науки и техники, 4, 53-59.
2. Мухаметгалиев, И. Д., Исмаков, Р. А., Габсалихов, А. Г. (2014). Клиновой отклонитель для забуривания боковых стволов из скважин. Патент РФ 143548.
3. Мухаметгалиев, И. Д., Аглиуллин, А. Х., Исмаков, Р. А., Мухаметгалиева, Ч. Т. (2020). История и особенности развития техники и технологии наклонно-направленного бурения нефтегазовых скважин в ХХ веке. История науки и техники, 8, 39-50.
4. Willers, Fr. A. (1941). Das Knicken schwerer Gestänge. Zeitschrift für angewandte Mathematik und Mechanik, 21(1), 43-51.
5. Григорян, А. М. (1969). Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. Москва: Недра.
6. Иоанесян, Р. А. (1953). Основы теории и техники турбинного бурения. Москва: Гостоптехиздат.
7. Вудс, Г., Лубински, А. (1960). Искривление скважин при бурении. Москва: Гостоптехиздат.
8. Гречин, Е. Г., Овчинников, В. П. (2010). Проектирование технических средств для бурения искривленных скважин: учебное пособие. Тюмень: Экспресс.
9. Callas, N. P., Callas, R. Y. (1980). Boundery value problem is solved. Oil and Gas Journal, 17, 76.
10. Milheim, K. (1979). Behaving of multistabili Zers of bottom hole assembly. Oil and Gas Journal, 14(37), 27-31.
11. Toutain, P. (1981). Analizing drill string behavior. An introduction to deviation control parameters. Part I. World Oil, 5(6), 2455-2457.
12. Toutain, P. (1981). Results of dimentional study give recommendations for inclination control. Part II. World Oil, 5(7), 4341-4350.
13. Toutain, P. (1981). What effects azimuth control. Part III. World Oil, 5(9), 4976-4982.
14. Янгиров, Ф. Н., Яхин, А. Р., Матюшин, В. П., Мухаметгалиев, И. Д. (2017). Забойные телеметрические системы. Учебное пособие. Уфа: Гилем.
15. Исмаков, Р. А., Рахматуллин, Д. В., Мухаметгалиев, И. Д. (2015). Применение виртуального программы тренажера для ЭВМ "Слайд Мастер 1.18" для обучения практическим навыкам бурения нефтяных и газовых скважин с использованием забойных телеметрических систем. Нефтяная провинция, 4(4), 122-135.
16. Аглиуллин, А. Х. (2007). Возникновение и становление процессов добычи нефти в Урало-Поволжье в XVIII – XX веках. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: НИИРеактив.
17. Исмаков, Р. А., Рахматуллин, Д. В., Мухаметгалиев, И. Д. (2014). Проектирование профиля наклонно-направленной скважины с применением ЭВМ. Электронное учебно-методическое пособие. Уфа: УГНТУ.
18. Исмаков, Р. А., Рахматуллин, Д. В., Мухаметгалиев, И. Д. (2016). Квалификационный отбор инженерно-технического персонала в сфере наклонно-направленного бурения с применением инженерного тренажера "Слайд Мастер 1.18". Материалы международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» в г. Альметьевск. Альметьевский государственный нефтяной институт.
19. Исмаков, Р. А., Хафизов, А. Р., Мухаметгалиев, И. Д. и др. (2016). Анализ работы имитационных тренажерных комплексов для обучения практическим навыкам бурения. Нефтегазовое дело, 4(14), 9–13.

В статье рассмотрен способ компоновки низа бурильной колонны для технической системы «Перфобур», исследуемый как комплекс упруго-вязких рабочих элементов - связанных осцилляторов, размещенных в динамически возмущенном участке компоновки. Длина участка определяется с использованием групповой скорости распространения энергии пакета квазигармонических волн, отличающихся друг от друга по фазе и частоте, с превалирующими собственными частотами, которые вычисляются после статистической обработки полученных динамограмм фазовых траекторий. Затем осуществляют сборку рабочих элементов технической системы с подобранными собственными частотами и с учетом различных изгибных, и крутильных жесткостей комплектующих узлов (осцилляторов), а демпфирующие свойства компоновок усиливают дополнительным размещением гидромеханических регуляторов осевой нагрузки с изменяющимся коэффициентом виброизоляции в расчетных местах «узлов устойчивости движения».

Ключевые слова: перфобур; компоновка нижней части бурильной колонны; динамически возмущенный участок; осциллятор; колебания; модуляция; биение; групповая скорость; фазовая траектория; спектральных плотностей. 

Литература

1. Белоруссов, В. О. (1988). Подбор компоновок низа бурильной колонны для безориентированного бурения скважин за рубежом. Выпуск 8. Москва: ВНИИОЭНГ.
2. Лягов, И. А., Губайдуллин, А. Г., Лягов, А. В., Попов, А. Н. (2019). Прогнозирование рисков заклинивания для исключения возможности прихватов технической системы «Перфобур» при бурении разветвленных каналов в терригенных коллекторах. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(10), 126-136 .
3. СТО 03-144-90. (1990). Инструкция по бурению наклонно-направленных кустовых скважин в Башкирии. Уфа: БашНИПИнефть.
4. Григулецкий, В. Г., Лукьянов, В. Т. (1990). Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны. Москва: Недра.
5. Ишемгужин, И. Е., Лягов, А. В., Ишемгужин, Е. И. и др. (2000). Способ компоновки низа бурильной колонны. Патент РФ 2147669.
6. Балицкий, П. В. (1975). Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. Москва: Недра.
7. Челомей, В. Н. (1978). Вибрации в технике: справочник в 6-ти томах. Том 1. Москва: Машиностроение.
8. Лягов, И. А., Лягов, А. В., Сулейманов, И. Н., Качемаева, М. А. (2015) Создание технической системы «Перфобур» и исследование её работоспособности в сильно искривленном канале при вынужденных продольных колебаниях. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 5, 45-105.
9. Lyagov, I. A. (2014) Bottomhole formation zone completion through ultra deep multibranch channels: experimental research of a new technology. In Mine Planning and Equipment Selection Proceedings of the 22nd MPES Conference. Dresden: Springer International Publishing, 1221-1229.
10. Лягов, И. А. (2014). Анализ результатов промысловых испытаний технической системы «Перфобур». Аналитический синтез базовых узлов «Перфобура» повышенной надежности для бурения сверхдлинных каналов по прогнозируемой траектории. Нефтегазовое дело, 1, 52-76.
11. Лягов, А. В. (2005). Динамические компоновки для бурения забойными двигателями. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: УГНТУ.
12. Лягов, И. А. (2014). Обоснование и разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов разветвленными скважинами сверхмалого диаметра. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Санкт-Петербург: СПбГУ.
13. Lyagov, I. A., Vasilev, N. I., Reich, M., Mezzetti, M. (2014). Analytical research and experimental tests on the technology fov drilling small diameter channels with small radius of curvature. Oil Gas European Magazine, 40(3), 124-129.
14. Копылов, В. Е., Артюшкин, В. Н. (1983). Быстроразъемные и упругие соединения бурильных труб. Тюмень: ТГУ.
15. Лягов, А. В., Лягов, И. А. (2014). Выбор допустимых радиусов кривизны скважин сверхмалого диаметра (каналов) для технической системы «Перфобур». Экспозиция Нефть и Газ, 6, 47-52.

В АО «Самаранефтегаз» в последние годы отмечается устойчивый тренд на сокращение доли проппантных гидравлических разрывов пластов и увеличение доли кислотных стимуляций. Проведя анализ ранее выполненных работ гидравлического разрыва пластов на карбонатных коллекторах АО «Самаранефтегаз», а также мирового опыта, можно предположить, что увеличение длительности эффекта от проведения гидроразрыва пластов на карбонатных коллекторах может быть достигнуто за счет комбинации кислотного гидроразрыва с применением расклинивающего агента (проппанта), где в качестве основной песконесущей жидкости, может служить сшитый кислотный гель. Однако, ввиду различия геологических условий карбонатных коллекторов, на которых был рассмотрен опыт применения кислотного геля в качестве основного песконесущего агента, целесообразность применения технологии проппантного гидроразрыва пластов на сшитом кислотном геле требует проведения комплекса исследований.

Ключевые слова: терригенные пласты; карбонатные; кремнистые; коллекторы; гидравлический разрыв; проппант.

Литература

1. Парфенов, А. Н., Шашель, В. А., Ситдиков, С. С. (2007). Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз». Нефтяное хозяйство, 11, 38-41.
2. Топал, А. Ю., Фирсов, В. В., Усманов, Т. С. и др. (2020). Региональные аспекты проведения ГРП в ОАО «Удмуртнефть». Нефтяное хозяйство, 4, 44-48.
3. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Летичевский, А. Е. и др. (2014). Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области. Нефтяное хозяйство, 11, 65-69.
4. Запорожец, Е. П., Шостак, Н. А., Антониади, Д. Г., Савенок, О. В. (2014). Способ гидравлического разрыва пласта. Патент РФ 2507389.
5. Исмагилов, А. Ф., Манасян, А. Э., Хамитов, И. Г. и др. (2014). Разработка месторождений Самарской области (от практики к стратегии). Самара: ООО «Издательство «Нефть. Газ. Новации».
6. Бурштейн, М. А., Кошелев, А. Т., Вартумян, А. Г., Гилаев, Г. Г. (2003). Проблемы прогнозирования состояния фильтров в пескопроявляющих скважинах. Сборник трудов КубГТУ, XIX, 3, 236-242.
7. Oliveir, H. A., Li, W., Maxey, J. E. (2013, October). Invert emulsion acid for simultaneous acid and proppant fracturing. OTC-24332-MS. In OTC Brasil.
8. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
9. Гилаев, Г. Г., Хисметов, Т. В., Бернштейн, А. М. и др. (2009). Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 8, 64-67.
10. Bale, A., Smith, M. B., Klein, H. H. (2010, September). Stimulation of carbonates combining acid fracturing with proppant (CAPF): A revolutionary approach for enhancement of sustained fracture conductivity and effective fracture halflength. SPE-134307-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
11. Suleimanov, R. I., Zainagalina, L. Z., Khabibullin, M. Y., et al. (2018). Studying heat-affected zone deformations of electric arc welding. In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering.
12. Rickman, R., Mullen, M. (2008, September). A practical use of shale petrophysics for stimulationdesign optimization: All shale plays are not cloning of the Barnett Shale. SPE-115258-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
13. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидкихсистемпри сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
14. Гилаев, Г. Г., Горбунов, В. В., Кузнецов, А. М. и др. (2012). Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО НК "Роснефть". Нефтяное хозяйство, 11, 22-24.
15. Глущенко, В. Н., Пташко, О. А., Харисов, Р. Я., Денисова, А. В. (2010). Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем.
16. Kadochnikova, L. M., Pichugin, O. N., Chebakov, A. A. (2002). Analytical technique for gel treatment prediction of production and injection wells in a stratified reservoir. Iranian Journal of Science & Technology. Transaction B, 26(B2), 205-216.
17. Аббасов, Э. М., Агаева, Н. А. (2014). Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пласт-скважина. SOCAR Proceedings, 1, 77-84.
18. Коннов, Ю. Д., Сидоркин, Д. И., Хабибуллин, М. Я. (2018). Механизация технологического процесса спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. SOCAR Proceedings, 2, 15-24.
19. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2010). Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом немгновенного прекращения притока в скважину. SOCAR Proceedings, 2, 20-24.
20. Zaichenko, A. Yu., Glazov, S. V., Salgansky, E. A. (2017). Filtration combustion of viscous hydrocarbon liquids. Theoretical Foundations of Chemical Engineering, 51(5), 673-679.
21. Orlov, M. S., Roschin, P. V., Struchkov, I. A., Litvin, V. T. (2015). The application of x-ray micro computed tomography (micro-CT) of core sample for estimation of physicochemical treatment efficiency. SPE-176600-MS. In SPE Russian Petroleum Technology Conference.
22. Dubinsky, G. S. (2015). On the response of fractal structures of fluid-saturated reservoir rocks under wave impact. In The Collection of Scientific Papers. The Development of Science in the 21st Century: Natural and Technical Sciences. New York: Ron Bee & Associates.
23. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геологотехнологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
24. Хабибуллин, М. Я., Сулейманов, Р. И. (2019). Повышение надежности сварных соединений трубопроводов в системе поддержания пластового давления. Нефтегазовое дело, 17(5), 93-98.
25. Nsoga, V. N., Hona, J., Pemha, E. (2017). Numerical simulation of heat distribution with temperature-dependent thermal conductivity in a two-dimensional liquid flow. International Journal of Nonlinear Sciences and Numerical Simulation, 18(6), 507-513.
26. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Шевчук, Т. Н., Рощин, П. В. (2018). Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта. Нефтяное хозяйство, 4, 70-73.
27. Khabibullin, M. Ya. (2019). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering.
28. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории Самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
29. Ямалетдинова, К. Ш., Халадов, А. Ш., Дудников, Ю. В. и др. (2017). Эффективность кислотных обработок нагнетательных скважин. Успехи современного естествознания, 12, 278-283.
30. Assem, A. I., Nasr-El-Din, H. A., De Wolf, C. A. (2013). Formation damage due to iron precipitation in carbonate rocks. SPE-165203-MS. In SPE European Formation Damage Conference & Exhibition.
31. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
32. Rady, A., Nasr-El-Din, H. A. (2015). Iron precipitation in calcite, dolomite and sandstone cores. SPE-176574-MS. In SPE Russian Petroleum Technology Conference.
33. Rabie, A. I., Nasr-El-Din, H. A. (2015). Sodium gluconate as a new environmentally friendly iron controlling agent for HP/ HT acidizing treatments. SPE-172640-MS. In SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference.
34. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Рощин, П. В. (2015). Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(3). http://www.ngtp.ru/rub/11/36_2015.pdf.
35. Шакен, М. Ш. (2019). Исследование применимости кислотной обработки в конгломератных коллекторах. SOCAR Proceedings, 4, 23-31.

Для условий группы нефтяных месторождений, характеризующихся недостаточно высокой степенью выработки запасов нефти, предложен алгоритм идентификации объектов с использованием параметров, характеризующих особенности геологического строения объектов и оказывающих превалирующее влияние на коэффициент извлечения нефти. Предложенный алгоритм позволяет обосновывать и использовать метод аналогий для повышения эффективности управления объектами добычи нефти через адресный отбор информации об объектах и процессах, протекающих в них, снятие неопределенностей в условиях низкой её плотности, появление возможностей принятия решений в режиме реального времени, определение оптимальных путей решения текущих задач, снижение вероятности принятия ошибочных решений, обоснование тренда достижения целей.

Ключевые слова: метод аналогий; дифференциация; степень выработки запасов; управление разработкой объектов добычи.

Литература

1. Миловидов, В. Д. (2015). Проактивное управление инновациями: составление карты знаний. Нефтяное хозяйство, 8, 16-21.
2. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
3. Белонин, М. Д., Голубева, В. А., Скублов, Г. Т. (1982). Факторный анализ в геологии. Москва: Недра.
4. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
5. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
6. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е.,.С.Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
7. Кудряшов, С. И., Белкина, Е. Ю., Хасанов, М. М. и др. (2015). Количественные методы использования аналогов в задачах разведки и разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 4, 43-47.
8. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенев Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40-45.
9. Мухаметшин, В. В. (2017). О необходимости и создании единого комплексного метода геолого-промыслового анализа и обобщения эффективности воздействия на призабойную зону пласта. Нефтяное хозяйство, 4, 80-84.
10. Орлова, И. О., Захарченко, Е. И., Скиба, Н. К., Захарченко, Ю. И. (2014). Методический подход к классификации месторождений и поиску месторождений-аналогов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 16-18.
11. Плынин, В. В., Уразов, С. С., Кожемякин, А. А., Трахачева, Е. А. (2015). Метод экспресс-оценки технологических показателей новых проектов. Нефтяное хозяйство, 9, 102-105.
12. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, C. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33-39.
13. Токарев, М. А. (1990). Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Москва: Недра.
14. Allan, J., Sun, S. Q. (2003). Controls on recovery factor in fractured reservoirs: lessons learned from 100 fractured fields. SPE-84590-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
15. Андреева, Н. Н., Валиуллин, И.М. (2015). Изучение международного опыта создания полигонов для испытаний техники и технологий, применяемых в ТЭК. Нефтяное хозяйство, 7, 107-111.
16. Ахметов, Р. Т., Мухаметшин, В. В., Андреев, А. В., Султанов, Ш. Х. (2017). Некоторые результаты опробования методики прогноза показателя смачиваемости продуктивных пластов. SOCAR Procеedings, 4, 83-87.
17. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328(7), 40-50.

Показана проблема накопления жидкости на забое добывающих скважин сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Приведены условия перехода на эксплуатацию скважин по концентрическим лифтовым колоннам с целью выноса жидкой фазы потоком газа. Рассмотрена методика расчета режима эксплуатации скважины Уренгойского месторождения по концентрическим лифтовым колоннам с целью обеспечения выноса жидкости с забоя и определен с помощью программного комплекса критический дебит газа, позволяющий без осложнений вести добычу продукции по рассматриваемой технологии.

Ключевые слова: концентрическая лифтовая колонна; самозадавливание, добыча газа; скопление жидкости на забое; алгоритм расчета критического дебита.

Литература

1. Юшин, Е. С. (2019). Техника и технология текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Ухта: УГТУ.
2. Р Газпром 2-3.3-556-2011. (2011). Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам. Москва: ОАО «Газпром». 3. Минликаев, В.
3. Дикамов, Д. В., Корякин, А. Ю. и др. (2014). Новый этап совершенствования технологий эксплуатации скважин сеноманских залежей. Газовая промышленность, 3, 85-88.
4. Минликаев, В. З., Дикамов, Д. В., Мазанов, С. В. и др. (2015). Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами. Газовая промышленность, 5, 85-88.
5. СТО Газпром 2-2.3-1017-2015. (2015). Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам. Москва: ОАО «Газпром».
6. Шулятиков, В. И., Гереш, Г. М., Плосков, А. А. (2013). Опыт применения и дальнейшие перспективы внедрения технологий и оборудования для контроля и эксплуатации скважин месторождений Большого Уренгоя /сборник научных трудов ООО «Газпром добыча Уренгой» «Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса». Мосвка: «Издательский дом Недра», 349-357.
7. Дикамов, Д. В., Шулятиков, И. В., Мельников, И. В. (2010). Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье. Материалы VIII Всероссийской научно-технической конференции посвященной 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». Москва: РГУ нефти и газа.
8. Минликаев, В. З., Дикамов, Д. В., Глухенький, А. Г. и др. (2010). Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения. Газовая промышленность, 2, 76-77.
9. Дикамов, Д. В., Шулятиков, И. В. (2008). Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам: опыт и перспективы. Наука и техника в газовой промышленности, 4, 11-19.
10. Дикамов, Д. В., Минликаев, В. З., Имшенецкий, М. А., Шулятиков, И. В. (2011). Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам. Нефтегаз, 1, 64-67.

В статье рассмотрены проблемы эффективного применения технологий кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП) в карбонатных коллекторах. Обоснована оптимальная технология КГРП, адаптированная к геолого-промысловым условиям разработки продуктивных отложений и горно-промысловому оборудованию газоконденсатного месторождения морского шельфа. Представлены результаты дизайна и расчета прогнозного дебита для конкретных геолого-промысловых условий скважин-кандидатов.

Ключевые слова: карбонатный коллектор; газоконденсатное месторождение; интенсификация добычи нефти; кислотный гидравлический разрыв пласта; продавочная жидкость; пропант; дизайн обработки.

Литература

1. Смурыгин, В. И., Рабаев, Р. У., Блинов, С. А. и др. (2019). Обоснование технологии интенсификации добычи газа из продуктивных пластов с различными типами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(2), 75–82.
2. Смурыгин, В. И., Рабаев, Р. У., Муслимов, Б. Ш., Султанов, Ш. Х. (2018). Обоснование причин снижения продуктивности скважин газовых и газоконденсатных месторождений на морском шельфе. Экспозиция «Нефть Газ», 1(61), 46–51.
3. Карачарова, Ю. В., Безносиков, А. Ф. (2016). Технологии при проведении геолого-технических мероприятий на газовых скважинах. Материалы международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле», посвященной 60-летию филиала.
4. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7. 92-95.
5. Иванов, С. И. (2006). Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. Москва: «Недра-Бизнесцентр».
6. Frenier, W., Wilson, D., Crump, D., Jones, L. (2000, October). Use of highly acid-soluble agents in well stimulation services. SPE-63242-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
7. Байков, Н. М. (2003). Новые технологии кислотных обработок продуктивных пластов. Нефтяное хозяйство, 3, 114.
8. Магадова, Л. А., Пономарева, В. В., Давлетшина, Л. Ф., Мухин, М. М. (2010). Исследование ксантановых загустителей, применяемых в технологиях кислотного гидравлического разрыва пласта. Технологии нефти и газа, 2, 25-28.
9. Ермилов, О. М., Алиев, З. С. (2009). Эксплуатация газовых скважин. Москва: Наука.
10. Желтов, Ю. П. (2006). Разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва: Недра.
11. Гвоздев, Б. П., Гриценко, А. И., Корнилов, А. Е. (1988). Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: Недра.
12. Середа, Н. Е., Нифантов, В. И., Малышев, С. В. (2005). Оценка параметров трещины при проведении кислотного ГРП в скважинах, вскрывающих карбонатные пласты. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 7, 17-19.
13. Харисов, Р. Я. (2011). Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 2, 78-82.
14. Гасумов, Р. А., Суковицын, В. А., Гаврилов, А.А. и др. (2017). Реагентные композиции, направленные на восстановление и повышение производительности газовых скважин со сложными горно-геологическими условиями. Нефть. Газ. Новации, 8, 52–57.

Для дополнительного повышения эффективности нестационарного заводнения (ускорение процессов капиллярной пропитки замкнутых нефтеносных пор) на забое нагнетательных скважин устанавливаются устройства, создающие импульсы в закачиваемой жидкости, с пакером. В статье рассматривается разработанное устройство для этих целей. Приводятся математическая модель устройства и вывод выражений для определения основных выходных рабочих параметров. Для сопоставления теоретических выкладок показаны результаты стендовых испытаний устройства. С учетом ранее проведенных научных исследований, авторами работы обосновывается эффективность применения таких устройств для нестационарного заводнения в системе поддержания пластового давления. Приводятся предварительные положительные данные по промысловому применению данных устройств на месторождениях НК«Роснефть» в 2015-2016 г.г.

Ключевые слова: нестационарное заводнение; степенной ряд; метод усреднения Ритца; эллиптический интеграл. 

Литература

1. Владимиров, И. В., Альмухаметова, Э. М., Варисова, Р. Р. (2016). Анализ влияния нестационарного заводнения на результаты гидродинамических исследований скважин. Нефтепромысловое дело, 10, 55-57.
2. Suleimanov, R. I., Gabdrakhimov, M. S., Khabibullin, M. Y., et al. (2018). The study of hydraulic hammer device in drilling tool assembly in hydraulical rotary drilling. International Journal of Engineering and Technology (UAE), 7(2), 28-30.
3. Гусева, Д. Н., Курбанова, Г. Я., Васильев, В. В. (2016). Оценка эффективности нестационарного заводнения для послойно-неоднородных залежей при различных подвижностях нефти. Нефтепромысловое дело, 4, 20-23.
4. Khabibullin, M. Ya., Suleimanov, R. I. (2018). Selection of optimal design of a universal device for nonstationary pulse pumping of liquid in a reservoir pressure maintenance system. Chemical and Petroleum Engineering, 54(3-4), 225-232.
5. Хабибуллин, М. Я., Сулейманов, Р. И. (2019). Повышение надежности сварных соединений трубопроводов в системе поддержания пластового давления. Нефтегазовое дело, 17(5), 93-98.
6. Гилаев, Г. Г., Горбунов, В. В., Кузнецов, А. М. и др. (2012). Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО НК «Роснефть». Нефтяное хозяйство, 11, 22-24.
7. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
8. Коннов, Ю. Д., Сидоркин, Д. И., Хабибуллин, М. Я. (2018). Механизация технологического процесса спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. SOCAR Proceedings, 2, 15-24.
9. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса Самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
10. Аббасов, Э. М., Агаева, Н. А. (2014). Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пластскважина. SOCAR Proceedings, 1, 77-84.
11. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Летичевский, А. Е. и др. (2014). Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области. Нефтяное хозяйство, 11, 65-69.
12. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2010). Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом немгновенного прекращения притока в скважину. SOCAR Proceedings, 2, 20-24.
13. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
14. Тимошенко, С. П., Янг, Д. Х., Уивер, У. (1985). Колебания в инженерном деле. Москва: Машиностроение.
15. Корн, Г. А., Корн, Т. М. (1984). Справочник по математике для научных работников и инженеров. Москва: Наука.
16. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидких систем при сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
17. Bale, A., Smith, M. B., Klein, H. H. (2010, September). Stimulation of carbonates combining acid fracturing with proppant (CAPF): a revolutionary approach for enhancement of sustained fracture conductivity and effective fracture half-length. SPE-134307-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
18. Suleimanov, R. I., Zainagalina, L. Z., Khabibullin, M. Y., et al. (2018). Studying heat-affected zone deformations of electric arc welding. Paper 032053. In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering.

В статье представлена методика, позволяющая проводить мониторинг перемещений трубопровода при изменениях условий эксплуатации, а так же моделировать неблагоприятные процессы (оттаивание грунта, образование таликов, нарушение теплоизоляции). Проведено планирование эксперимента для получения расчетных механических характеристик грунта, зависящих от температуры и влажности, используемых для расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода. Разработана математическая компьютерная модель для определения радиуса и поля т емператур ореола оттаивания вокруг трубопровода. Представлен шаблон для отображения экспериментальных данных для их использования в конечно-элементном анализе перемещений трубопровода при оттаивании грунтов.

Ключевые слова: многолетнемерзлый грунт; продольные перемещения; мониторинг; условия эксплуатации; напряженно-деформированное состояние.

Литература

1. Коптев, Д. П. (2020). Норильский разлив: уроки и последствия. Бурение и нефть, 8, 3-9.
2. Дерцакян, А. К., Волков, Б. Г., Зайцев, Л. А. и др. (1997). Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Ленинград: Недра.
3. Дерцакян, А. К., Васильев, Н. П. (1978). Строительство трубопроводов на болотах и многолетнемерзлых грунтах. Ленинград: Недра.
4. Карнаухов, Н. Н., Кушнир, С. Я., Горелов, А. С., Долгих, Г. М. (2008). Механика мерзлых грунтов и принципы строительства нефтегазовых объектов в условиях севера. Москва: Центрлитнефтегаз.
5. Пульников С. А., Сысоев, Ю. С., Марков, Е. В. (2016). Взаимодействие подземных трубопроводов с мерзлыми грунтами: учебное пособие. Тюмень: Тюменский индустриальный университет.
6. Цытович, Н. А. (2010). Механика мерзлых грунтов. Общая и прикладная: учебное пособие. Москва: Книжный дом «Либроком».
7. Макарычева, Е. М., Ларионов, В. И., Новиков, П. А. (2013). Экспериментальные исследования ореола оттаивания для верификации и калибровки прогнозных математических моделей. Вестник МГТУ им. Н. Э. Баумана. Серия «Естественные науки», 1(48), 109–116.
8. Новиков, П. А. (2015). Выявление опасных участков вдоль нефтепровода в мерзлых грунтах. Материалы международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». Уфа: Институт проблем транспорта энергоресурсов Республики Башкортостан.
9. Новиков, П. А., Александров, А. А., Ларионов, В. И. (2013). Оценка результатов прогнозирования ореола оттаивания вокруг трубопровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами. Вестник МГТУ им. Н.Э.Баумана. Серия «Естественные науки», 1(48), 73–81.
10. Аскаров, Р. М., Гумеров, А. К., Каримов, Р. М., Шамилов, Р. М. (2020). Оценка влияния радиуса изгиба при расчетах продольных напряжений длительно эксплуатируемых трубопроводов. Наука и технологии трубопроводного транспорта и нефтепродуктов, 3, 234-242.
11. Гаррис, Н. А., Закирова, Э. А., Русаков А. И. (2017). Сопряженная задача регулируемого теплообмена нефтепровода в многолетнемерзлых грунтах. Нефтегазовое дело, 1(16), 54-61.
12. Гаррис, Н. А., Закирова, Э. А. (2017). О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты. Территория «Нефтегаз», 1-2, 100-106.
13. Бахтизин, Р. Н., Султаномагомедов, С. М., Султанмагомедов, Т. С. и др. (2020). Экспериментальные исследования сопротивления мерзлого грунта продольным перемещениям трубопровода при изменении температуры и влажности. Наука и технологии трубопроводного транспорта и нефтепродуктов, 3, 243-251.
14. Адлер, Ю. П., Маркова, Е. В., Грановский, Ю. В. (1976). Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. Москва: Наука.
15. Гишкелюк, И. А., Станиловская, Ю. В., Евланов, Д. В. (2015). Прогнозирование оттаивания многолетнемерзлых грунтов вокруг подземного трубопровода большой протяженности. Наука и технологии трубопроводного транспорта и нефтепродуктов, 1, 20-25.
16. Гишкелюк, И. А., Станиловская, Ю. В. (2013). Компьютерное 3D моделирование ореола оттаивания грунтов с повторно-жильными льдами вокруг нефтепровода. Трубопроводный транспорт. Теория и практика, 6, 14-21.
17. Цытович, Н. А. (1963). Механика грунтов. Москва: Госстройиздат.
18. Nishimura, S., Gens, А., Olivella, S., Jardine, R.J. (2009). THM-coupled finite element analysis of frozen soil: formulation and application. Geotechnique, 3, 159-171.
19. Li, H., Lai, Y., Wang, L., et al. (2019). Review of the state of the art: interactions between a buried pipeline and frozen. Cold Regions Science and Technology, 171-186.
20. Бородавкин, П. П. (1973) Подземные трубопроводы. Москва: Недра.
21. Димов, Л. А., Димов И. Л. (2015). Общая устойчивость подземных МГ в продольном направлении: методы определения и расчета. Газовая промышленность, 3, 40-44.

В работе представлены материалы по превращению акриловых мономеров в акриловые полимеры. Аналогично получены метало-производные полимеры и сополимеры на основе акрилонитрила. На основание результатов квантово-химических расчетов были установлены параметры полимерных и сополимерных материалов, которые позволят оценить возможности комплексов полимеров акрилонитрила для получения мембран.

Ключевые слова: комплексы; соли переходных металлов; смолы; мембраны; ab initio расчеты. 

Литература

1. Беркович, А. К., Cергеев, В. Г., Медведев, В. А., Малахов, А. П. (2010). Синтез полимеров на основе акрилонитрила. Москва: МГУ им. М.В.Ломоносова.
2. Торопцева, А. М., Белогородецкая, К. В., Бондаренко, В. М. (1972). Лабораторный практикум по химии и технологии высокомолекулярных соединений /под ред. проф. А. Ф. Николаева. Ленинград: «Химия».
3. Миронов, В. А., Янковский, С. А. (1985). Спектроскопия в органической химии. Москва: Химия.
4. Granovsky, Alex A., Firefly version 8. http://classic. chem.msu.su/gran/firefly/index.html
5. Perdew, J. P., Burke, K., Enzerhof, M. (1996). Generalized gradient approximation made simple. Physical Review Letters, 77(18), 3865-3886.
6. Schäfer, A., Horn, H., Ahlrichs, R. (1992). Fully optimized contracted Gaussian basis sets for atoms Li to Kr. Journal of Chemical Physics, 97(4), 2571-2573.
7. Гордон, А., Форд, Р. Спутник химика. (1976). Москва: Мир.
8. Лурье, Ю.Ю. (1971). Справочник по аналитической химии. Москва: Химия.
9. Энциклопедия полимеров /под ред. Каргина В.А. (1972). Москва: Советская энциклопедия. Т. 1.
10. Мовсум-заде, Н. Ч., Сафиуллина, И. И. (2012). Синтез и свойства полимерных комплексов переходных металлов. Промышленное производство и использование эластомеров, 4, 20-22.
11. Мовсум-заде, Н. Ч., Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И. (2013). Получение полимерных комплексов на основе сополимера акрилонитрила и стирола. Промышленное производство и использование эластомеров, 1, 12-17.
12. Мовсум-заде, Н. Ч., Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И. (2013). Получение полимерных комплексов переходных металлов и сополимера АБС. Промышленное производство и использование эластомеров, 2, 16-21.
13. Сафиуллина, И. И., Ганиева, Р. М., Мовсум-заде, Н. Ч. (2013). Теоретическое исследование особенностей строения некоторых виниловых мономеров. Башкирский химический журнал, 20(3), 103-107.
14. Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И., Сырлыбаева, Р. Р., Мовсум-заде, Н. Ч. (2014). Синтез металл-полимерных комплексов на основе полиакрилонитрила и сополимера. Нефтепереработка и нефтехимия, 6, 34-38.
15. Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И., Сырлыбаева, Р. Р., Мовсум-заде, Н. Ч. (2014). Синтез металл-полимерных комплексов на основе полиакрилонитрила и сополимера. Промышленное производство и использование эластомеров, 4, 8-13.
16. Гусейнова, С. Н., Бабаев, Э. Р., Мовсум-заде, Н. Ч. и др. (2015). Комплесооброзование солей переходных металлов с некоторыми кремнийорганическими нитрилами: термодинамика, механизм реакций и практические свойства. SOCAR Proceedings, 3, 66-76.
17. Сафиуллина, И. И., Дубинина, А. Е., Бабаев, Э. Р., Мовсумзаде Э. М. (2015). Комплексы нитрильных сополимеров как эффективные антимикробные присадки. Промышленное производство и использование эластомеров, 2, 16-19.
18. Сафиуллина, И. И., Дубинина, А. Е., Бабаев, Э. Р., Мовсумзаде Э. М. (2015). Комплексы акрилонитрила и его сополимеров как эффективные антимикробные присадки. Нефтепереработка и нефтехимия, 11, 39-42.
19. Сафиуллина, И. И., Беляева, А. С., Сырлыбаева, Р. Р. и др. (2015). Синтез и свойства металл-полимеров на основе полиакрилнитрила и акрилонитрил-бутадиен-стирольных каучуков и солей Zn, Cu, Ni, Co, Fe. Башкирский химический журнал, 22(4), 26-32.
20. Syrlybaeva, R. R., Movsum-zade N. Ch., Safiullina I. I., et al. (2015). Polymer-metal complexes of polyacrylonitrile and its copolymers: synthesis and theoretical study. Journal of Polymer Research, 22(6), 100.
21. Гусейнова, С. Н., Мовсум-заде, Н. Ч., Мовсумзаде, Э. М., Сафиуллина, И. И. (2016). Термодинамика реакций синтеза циклодиметилсиликонов из диметилсиликона. Нефтегазохимия, 2, 59-63.
22. Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И., Сырлыбаева, Р. Р. и др. (2016). Термодинамика реакций комплексообразования солей d-элементов с акрилонитрил-бутадиенстиролом. SOCAR Proceedings, 2, 73-80.
23. Сабитова, Г. Ф., Каримов, Э. Х., Сафиуллина, И. И. и др. (2016). Углепластики (карбопластики, углеродопласты) – композиты, армированные углеродными волокнами. Промышленное производство и использование эластомеров, 3, 22-29.
24. Сафиуллина, И. И., Беляева, А. С., Пузин, Ю. И. и др. (2016). Получение металл-полимерных комплексов полиакрилонитрила с солями кадмия, хрома и марганца. Промышленное производство и использование эластомеров, 1, 3-7.
25. Каримов, Э. Х., Каримов, О. Х., Сафиуллина, И. И., Мовсум-заде, Э. М. (2016). Армирующие наполнители эластомеров, полимеров, пластиков и каучуков. Промышленное производство и использование эластомеров, 1, 15-22.
26. Мамедова, П. Ш., Бабаев, Э. Р., Беляева, А. С. и др. (2016). Антиокислительные и антимикробные свойства серосодержащих производных фенолов. Башкирский химический журнал, 23(4), 84-89.

Статья посвящена выявлению и оценке специфических проектных ограничений при реализации проектов разработки нефтяных месторождений. Сформирована последовательность этапов выявления, оценки и способов управления проектными ограничениями. Дана характеристика уровней управляемости проектных ограничений и определены действия менеджера для каждого уровня. Предложена методика определения рангов ограничений, учитывающая вероятность возникновения ограничения и степень его влияния на результат проекта. Определена система значений бальной шкалы оценки уровней управляемости ограничений проекта. Установлена взаимосвязь рисковости проекта и уровней управляемости проектными ограничениями. Неуправляемые и частично управляемые ограничения рассматриваются как области для последующей идентификации и оценки рисков проекта. Предложенная концепция позволит дать руководителю проекта и потенциальным инвесторам необходимую информацию для принятия решений о целесообразности участия в проекте и предусмотреть методы реагирования на риск.

Ключевые слова: проектные ограничения; риск; проект разработки нефтяного месторождения; уровень управляемости; ранг ограничения.

Литература

1. Nielsen, K.R. (2007, September) Current risk management issues in the oil & gas industry. In 2007 Deutsche Bank Oil & Gas Conference. London, UK – 27 September 2007. http://www.pegasus-global.com/assets/newsletters/2009/06/ Deutsche-Bank-Oil-and-Gas-Conf-2007.pdf.
2. Гагаев, С. Ю. (2013). Особенности рисков в нефтедобывающей промышленности http://www.sworld.com.ua/ konfer33/462.pdf/2013
3. Юшков, И. Р., Хижняк, Г. П. (2013). Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Пермь: ПНИППУ.
4. Тасмуханова, А. Е. (2016). Существующие методы управления рисками и их применимость в проектах разведки и разработки нефтегазовых месторождений. Вестник экономики и менеджмента, 1, 88-92.
5. Dettmer, H. W. (1998). Constraint theory a logic-based approach to system improvement. Milwaukee, WI: ASQ Quality Press.
6. Leach, L. P. (2006). Critical chain project management. USA: Artech House Publishers Development Library.
7. ГОСТ Р 54869-2011. Проектный менеджмент. Требования к управлению проектом. Москва: Стандартинформ.
8. Гамилова, Д. А., Герасимова, М. В., Мусина, Д. Р. и др. (2016). Основы управления проектами. Уфа: УГНТУ.
9. Авдеева, Л. А., Герасимова, М. В. (2015). Проблемы стандартизации управления нефтегазовыми инвестиционными проектами. Интернет-журнал «Науковедение», 7(3), 23EVN315.
10. A guide to the project management body of knowledge (PMBOK® Guide) – Fifth Edition. http://www.pmi.org
11. ISO 21500 . Guidance on project management. http:// www.projectprofy.ru/
12. Badiru, A. B., Osisanya, S. O. (2013). Project management for the oil and gas industry: a world system approach. USA: CRC Press, Taylor & Francis Group.
13. Skogdalen, J. E. (2011). Risk management in the oil and gas industry. Integration of human, organisational and technical factors. University of Stavanger Norway.
14. Соколов, В. Г., Токарев, А. Н. (2008). Анализ инновационных проектов в условиях неопределенности /в сборнике научных трудов по материалам межрегиональных и научных конференций, под общ. ред. Н.В Фадейкиной. Ч.2, Т.1. Новосибирск: САФБД.
15. Герасимова, М. В., Ямилова, Я. В. (2017). Методические аспекты формирования системы стратегического управления рисками нефтегазовых проектов. Евразийский юридический журнал, 5(108), 331-335.
16. Suda, Kh. A., Abdul Rani N.S., Rahman, H. A., Chen, W. (2015). A review on risks and project risks management: oil and gas industry. International Journal of Scientific & Engineering Research, 6(8), 938-943.

Одним из самых эффективных методов очистки почв и водоемов от нефти и нефтепродуктов является биотехнологический метод с использованием нефтеокисляющих бактерий. Однако, их производство довольно сложный процесс, во время которого на организм человека действует множество неблагоприятных факторов. В работе рассмотрен процесс очистки промышленного ферментера системой бесконтактной мойки CIP (Cleaning in Place). Предложен автоматический дозировочный клапан для подачи острого пара в процессе стерилизации. Тем самым уменьшается человеческий фактор и риск отравления работников поверхностно-активными веществами, используемыми для очистки ферментера.

Ключевые слова: ферментер; биореактор; поверхностно-активные вещества; дозировочный клапан; нефтеокисляющие бактерии. 

Литература

1. Кускильдин, Р. А., Закирова, З. А., Люмьер, В. В. (2016). Совершенствование уровня промышленной безопасности и охраны труда при проведении огнеопасных работ. Сборник статей, докладов и выступлений IX Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники – 2016».
2. Онищенко, Г. Г., Новиков, С. М., Рахманин Ю. А. и др. (2002). Основы оценки риска для здоровья населения при воздействии химических веществ, загрязняющих окружающую. Москва: Федеральный центр госсанэпиднадзора Минздрава России.
3. Исмаилов, Н. М. (2017). Биотехнология нефтедобычи: принципы и применение. Москва: Инфра-М.
4. Волова, Т. Г. (1999). Биотехнология. Новосибирск: Изд-во СО РАН.
5. Савичева, Ю. Н., Закирова, З. А., Валиева, А. В., Абдуллина, Д. Р. (2017). Минимизация рисков токсического отравления персонала путем автоматизации процесса ферментации для получения нефтеокисляющих бактерий. Нефтегазовое дело, 6, 165-178.
6. Раян, Т. Р., Ауст, С. Д. (1992). Роль железа в кислородно-опосредованной токсичности. Токсикология, 22, 119-141.
7. Алам, М. З., Огаки, С. (2002). Роль перекиси водорода и гидроксильного радикала при выделении остаточного эффекта ультрафиолетового излучения. Водная среда, 74, 248-255.
8. Pharmaceutical quality for the 21st century a riskbased approach progress report. (2007). USA: FDA.
9. Кускильдин, Р. А., Абдрахманов, Н. Х., Закирова, З. А.и др. (2017). Современные технологии для проведения производственного контроля, повышающие уровень промышленной безопасности на объектах нефтегазовой отрасли. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2(108), 111-120.

В данной работе рассмотрена задача о свободной конвекции ньютоновской слабо стратифицированной жидкости в нагреваемой слева и охлаждаемой справа ячейке с теплоизолированными горизонтальными границами. Рассмотрена жидкость с небольшой концентрацией соли и начальным линейным расслоением по высоте ячейки. Для описания процесса свободной конвекции использовалась модель двойной диффузии в приближении Буссинеска. Задача решается как в двух-, так и в трехмерной постановке с помощью метода контрольного объема и алгоритма «simple». Показано, что вихревые структуры при слоистом режиме свободной конвекции имеют квазидвумерный характер.

Ключевые слова: конвекция; стратифицированная жидкость; вихревые структуры; двойная диффузия; слоистое течение. 

Литература

1. Stommel, H., Fedorov, N. K. (1967). Small scale structure in temperature and salinity near Timor and Mindinao. Tellus, 19, 306 – 325.
2. Stern, M. E. (1960). The salt fountain and thermohaline convection. Tellus, 12, 172 – 175.
3. Stern, M. E. (1967). Lateral mixing of water masses. Deep Sea Research, 14, 747 – 753
4. Turner, J., Stommel, H. (1964). A new case of convection in the presence of combined vertical salinity and temperature gradients. Proceedings of the NAS of USA, 52(1), 49 – 53.
5. Turner, J. S. (1965). The coupled turbulent transports of salt and heat across a sharp density interface. Heat Mass Transfer, 8(5), 759–767.
6. Huppert, H. E., Sparks, R. S. (1984). Double-diffusive convection due to crystallization in magmas. Annual Review of Earth and Planetary Sciences, 12, 11 – 37.
7. Clark, S., Spera, F., Yuen, D. (1987). Steady state double-diffusive convection in magma chambers heated from below. Geochemical Society. Special Publication, 1, 289-305.
8. Toramaru, A., Matsumoto, M. (2012). Numerical experiment of cyclic layering in a solidified binary eutectic melt. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 117(2), b02209.
9. Chen, C. F., Turner, J. S. (1980). Crystallization in a double-diffusive system. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 85, 2573-2593.
10. Turner, J. S., Campbell, I. H. (1986). Convection and mixing in magma chambers. Earth-Science Reviews, 23, 255 – 352.
11. Drebushchak, V. A., Isaenko, L. I., Lobanov, S. I., et al. (2017). Experimental heat capacity of LiInS2, LiInSe2, LiGaS2, LiGaSe2, and LiGaTe2 from 180 to 460 K. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry, 129(1), 103 – 108.
12. Bakhtizin, R. N., Bakiev, A. V., Khaziev, N. N. (2014). Investigation into the process of heat exchange under free convection in non-uniform media. The Herald of the ASRB, 19, 44 – 49.
13. Radko, T. (2013). Double-diffusive convection. EBL – Schweitzer: Cambridge University Press.
14. Sabbah, C., Pasquetti, R., Peyret, R., et al. (2001). Numerical and laboratory experiments of sidewall heating thermohaline convection. International Journal of Heat andMass Transfer, 44(14), 2681–2697.
15. Kutateladze, S. S., Berdnikov, V. S. (1984). Structure of thermogravitational convection in flat varously oriented layers of liquid and on a vertical wall. International Journal of Heat and Mass Transfer, 27(9), 1595–1611.
16. Boyer, D. L., Davies, P. A., Fernando, H. J. S., Zhang, X. (1989). Linearly stratified flow past a cylinder. Philosophical transactions of the Royal Society of London. Series A, 328, 501–528.
17. Fleischer, A., Goldstein, R. (2002). High-Rayleigh-number convection of pressurized gases in a horizontal enclosure. Journal of Fluid Mechanics, 469, 1-12.
18. Urmancheev, S. F., Kireev, V. N. (2004). Steady flow of a fluid with an anomalous temperature dependence of viscosity. Doklady Physics, 49, 328-331.
19. Ilyasov, A. M., Moiseev, K. V., Urmancheev, S. F. (2005). Numerical simulation of thermoconvection in aliquid for the case when viscosity is a quadratic function of temperature. Journal of Applied and Industrial Mathematics, 8(4), 51–59.
20. Palymskii, I. B. (2007). Numerical simulation of two-dimensional convection: Role of boundary conditions. Fluid Dynamics, 42, 550– 559.
21. Soloviev, A., Lukas, R. (2014). The near-surface layer of the ocean: structure, dynamics and applications. Netherlands: Springer, Atmospheric and Oceanographic Sciences Library.
22. Moiseev, K. V., Volkova, E. V., Urmancheev, S. F. (2013). Effect of convection on polymerase chain reaction in a closed cell. Procedia IUTAM, 8, 172-175.
23. Kuleshov, V. S., Moiseev, K. V., Khizbullina, S.F., et al. (2018). Convective flows of anomalous thermoviscous fluid. Mathematical Models and Computer Simulations, 10(4), 529–537.
24. Khafizov, F. Sh., Afanasenko, V. G., Khafizov, I. F., et al. (2008). Use of vortex apparatuses in gas cleaning process. Chemical and Petroleum Engineering, 44, 425-428.
25. Kulakov, P. A., Kutlubulatov, A. A., Afanasenko, V. G. (2018). Forecasting of the hydraulic fracturing efficiency as components of its design optimization. SOCAR Proceedings, 2, 41-48.
26. Malyshev, V. L., Moiseeva, E. F. (2018). molecular dynamics simulations of heterogeneous nucleation in liquid argon in the presence of solid particle. High Temperature, 56, 833-835.
27. Malyshev, V. L., Moiseeva, E. F., Kalinovsky, Yu. V. (2018). Comparative study of the determination of thermodynamic properties of methane based on the Peng-Robinson equation of state and the molecular dynamics simulations. SOCAR Proceedings, 2, 33-40.
28. Gershuni, G., Zhukovitakii, E. (1976). Convective stability of incompressible fluids. IPST CAT: Israel Programfor Scientific Translations.
29. Patankar, S. (1980). Numerical heat transfer and fluid flow. Electro Skills Series: Hemisphere Publishing Corporation.

В работе описан детальный алгоритм расчета фазового равновесия пар-жидкость для многокомпонентных систем на основе уравнения состояния Пенга-Робинсона. Рассмотрены различные подходы, позволяющие повысить качество прогнозирования фазового равновесия на примере восьми бинарных гелиевых систем, содержащих азот, аргон, диоксид углерода, метан, этан, пропан, изо-бутан и н-бутан. Проанализировано влияние значения ацентрического фактора и коэффициента парного взаимодействия на точность прогнозирования фазового поведения гелиевых систем. Найдены оптимальные коэффициенты парного взаимодействия для представленных систем в предположении отсутствия зависимости данного параметра от температуры. Определена температурная область применимости различных подходов, позволяющих максимально улучшить описание фазового поведения гелиевых систем.

Ключевые слова: гелий; уравнение состояния Пенга-Робинсона; фазовое равновесие; коэффициент парного взаимодействия. 

Литература

1. Leland, T. W., Chappelear, P. S. (1968). The corresponding states principle - a review of current theory and practice. Industrial and Engineering Chemistry, 60, 15-43.
2. Rowland, D., Hughes, T. J., May, E. F. (2017). Effective critical constants for helium for use in equations of state for natural gas mixtures. Journal of Chemical & Engineering Data, 62(9), 2799-2811.
3. Twu, C. H., Coon, J. E., Harvey, A. H., Cunningham, J. R. (1996). An approach for the application of a cubic equation of state to hydrogen − hydrocarbon systems. Industrial & Engineering Chemistry Research, 35, 905-910.
4. Radosz, M., Lin, H.-M., Chao, K.-C. (1982). Highpressure vapor-liquid equilibriums in asymmetric mixtures using new mixing rules. Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development, 21, 653−659.
5. Plee, V., Jaubert, J.-N., Privat, R., Arpentinier, P. (2015). Extension of the E-PPR78 equation of state to predict fluid phase equilibria of natural gases containing carbon monoxide, helium-4 and argon. Journal of Petroleum Science and Engineering, 133, 744−770.
6. Qian, J.-W., Jaubert, J.-N., Privat, R. (2013). Phase equilibria in hydrogen-containing binary systems modeled with the Peng−Robinson equation of state and temperature-dependent binary interaction parameters calculated through a groupcontribution method. Journal of Supercritical Fluids, 75, 58−71.
7. Perez, A. G., Coquelet, C., Paricaud, P., Chapoy, A. (2017). Comparative study of vapour-liquid equilibrium and density modelling of mixtures related to carbon capture and storage with the SRK, PR, PC-SAFT and SAFT-VR Mie equations of state for industrial uses. Fluid Phase Equilibria, 440, 19–35.
8. Voutsas, E. C., Pappa, G. D., Magoulas, K., Tassios, D. P. (2006). Vapor liquid equilibrium modeling of alkane systems with Equations of State: «Simplicity versus complexity». Fluid Phase Equilibria, 240, 127−139.
9. Копша, Д. П., Сиротин, С. А., Никифоров, В. Н., Бахметьев, А. П. (2012). Исследование и моделирование фазового равновесия газовых смесей с гелием. Научнотехнический сборник Вести газовой науки, 2, 106-112.
10. Копша, Д. П., Сиротин, С. А., Мамаев, А. В., Курятников, А. А. (2015). Исследование влияния гелия на фазовые равновесия углеводородных смесей с использованием уравнения состояния Пенга-Робинсона. Научнотехнический сборник Вести газовой науки, 1, 51-56.
11. Акберов, Р. Р. (2011). Особенности расчета фазового равновесия пар-жидкость многокомпонентных систем при использовании уравнения Соава-Редлиха-Квонга. Теоретические основы химической технологии, 45(3), 329-335.
12. Lopez-Echeverry, J., Reif-Acherman, S., Araujo-Lopez, E. (2017). Peng-Robinson equation of state: 40 years through cubics. Fluid Phase Equilibria, 447, 39-71.
13. Герасимов, А. А., Александров, И. С., Григорьев, Б. А., Люгай Д. В. (2015). Анализ точности расчета термодинамических свойств природных углеводородов и сопутствующих газов по обобщенным кубическим уравнениям состояния. Научно-технический сборник Вести газовой науки, 4, 5-13.
14. Брусиловский, А. И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. Москва: «Грааль».
15. Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф., Калиновский, Ю. В. (2018). Сравнительный анализ определения термодинамических свойств метана на основе уравнения состояния Пенга-Робинсона и метода молекулярной динамики. SOCAR Proceedings, 2, 33-40.
16. Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф., Калиновский, Ю. В. (2019). Расчет коэффициента сверхсжимаемости основных компонент природного газа методом молекулярной динамики Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(11), 121-129.
17. Malyshev, V. L., Moiseeva, E. F. (2020). Construction of a phase diagram for binary helium-methane mixture using Peng-Robinson equation of state and the molecular dynamics simulations. AIP Conference Proceedings, 1392, 050014-11.
18. Butkevich, I. K., Sirenev, V. V. (2019). Increasing the Efficiency of Commercial Helium Liquefiers. Chemical and petroleum engineering, 55, 33-42.
19. Kaverin, A. M., Andbaeva, V. N., Baidakov, V. G. (2015). Attainable superheating of the oxygen-nitrogen-helium solutions. Thermophysics and Aeromechanics, 22(1), 85-94.
20. Streett, W. B. (1969). Gas-liquid and fluid-fluid phase separation in the system helium + argon at high pressures. Trans. Faraday Soc, 65, 696-702.
21. Streett, W. B., Hill, J. L. E. (1971). Phase equilibria in fluid mixtures at high pressures: the helium+ argon system. Transactions of the Faraday Society, 67, 622−630.
22. DeVaney, W. E., Dalton, B. J., Meeks, J. C. (1963). Vapor-Liquid equilibria of the Helium-Nitrogen System. Journal of Chemical & Engineering Data, 8(4), 473-478.
23. Burfield, D. W., Richardson, H. P., Guereca, R. A. (1970). Vapor-liquid equilibria and dielectric constants for the helium + carbon dioxide system. AIChE Journal, 16, 97-100.
24. Mackendrick, R. F., Heck, C. K., Barrick, P. L. (1968). Liquid-Vapor Equilibria of the Helium-Carbon Dioxide System. Journal of Chemical Engineering, 13, 352−353.
25. Heck, C. K., Hiza, M. J. (1967). Liquid-vapor equilibrium in the system helium-methane. AIChE Journal, 13, 593-599.
26. Sinor, J. E., Schindler, D. L., Kurata, F. (1966). Vaporliquid phase behavior of the helium-methane system. AIChE J, 12, 353-357.
27. Никитина, И. Е., Скрипка, В. Г., Губкина, Г. Ф., Сиротин, А. Г., Беньяминович, О. А. (1970). Растворимость гелия в жидком этане при низких температурах и давлениях до 120 кГ/см2 . Газовая промышленность, 15, 35-37.
28. Schindler, D. L., Swift, G. W., Kurata, F. (1966). More low temperature V-L design data. Hydrocarbon Process, 45, 205−210.
29. Никитина, И. Е., Скрипка, В. Г., Губкина, Г. Ф., Беньяминович, О. А. (1969). Растворимость гелия в изо- и н-бутане при низких температурах и давлениях. Газовая промышленность, 14, 35-37.
30. Reid, R. C., Prausnitz, J. M., Poling, B. E. (1987). The properties of Gases & Liquids. New York: McGraw-Hill.