В статье на основании аналитических исследований и критического анализа литературных источников рассматриваются классификационные атрибуты неантиклинальных ловушек. Некоторый избыток классификационных определений и характеристик ловушек, используемый исследователями как для описания универсальных схем, так и для конкретных нефтегазоносных бассейнов, и их частое разночтение обоснованно приводят в конечном итоге к укрупнению типов и подтипов ловушек, объединению их в три основные класса скоплений: непрерывные и квазинепрерывные (нетрадиционные) и прерывистые (традиционные). Отмечается, что в комплексе с геофизическими, сейсмостратиграфическими, палеогеографическими, палеотектоническими, гидрогеологическими и другими методами изучения генезиса и морфологии ловушек и их опоискования, в настоящее время широко внедряются и геохимические методы прогноза и поиска углеводородных скоплений на всех этапах поисково-разведочных работ. Показаны практические возможности геохимических методов для оценки эффективной продуктивности тонких ловушек углеродсодержащих формаций на примере баженовских и доманиковых
отложений России, а также сланцевых плеев формации Баккен, Игл и других на территории США.

Ключевые слова: неантиклинальные ловушки; тонкие ловушки; резервуары; нефть и газ; классификация ловушек; углеродсодержащие формации; геохимические исследования.

Литература

1. Dolson, J. (2016). Understanding oil and gas shows and seals in the search for hydrocarbons. Switzerland: Springer International Publishing, XIX.
2. Zhao, J.-Z., Li, J., Wu, W.-T., et al. (2019).The petroleum system: a new classification scheme based on reservoir qualities. Petroleum Science, 16, 229–251.
3. Dolson, J., Zhiyong, H., Horn Brian, W. (2018). Advances and perspectives on stratigraphic trap exploration-making the subtle trap obvious. Search and Discovery, Article 60054.
4. Sonnenberg, S. A., Meckel, L. (2017). Our current working model for unconventional tight petroleum systems: oil and gas. Article #80589. In: Annual Convention and Exhibition AAPG 2017.
5. North, F. K. (1985). Petroleum geology. Boston: Allen & Unwin.
6. Леворсен, А. И. (1970). Геология нефти и газа.  Москва: Мир.
7. Levorsen, A. (1967). Geology of petroleum. 2nd Edition. San Franciso, CA: W. H. Freeman and Company.
8. Оленин, В. Б. (1977). Нефтегеологическое районирование по генетическому принципу. Москва: Недра.
9. Ратнер, В. Я., Булатов, Н. Н., Зубова, М. А., Польстер, Л. А. (1982). Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа. Москва: Недра.
10. Громека, В. И., Алексин, А. Г., Андреев, В. Н. и др. (1994). Состояние поисков и разведки залежей нефти и газа в ловушках нетрадиционного типа. Геология нефти и газа, 6, 43–47.
11. Окнова, Н. С. (2012). Неантиклинальные ловушки и их примеры в нефтегазоносных провинциях. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 7(1).
12. Ларочкина, И. А. (2009). Методическое пособие «Геонотипы ловушек, их значение и прогнозирование на этапе высокой опоискованности недр Татарстана» по курсу «Региональная геофизика». Казань: КГУ.
13. Поляков, А. А., Колосков, В. Н., Фончикова, М. Н. и др. (2015). К вопросу о классификации залежей нефти и газа. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(1).
14. Варламов, А. И., Шиманский, В. В., Танинская, Н. В. и др. (2019). Состояние проблемы поисков и перспектив выявления неструктурных ловушек углеводородов в основных нефтегазоносных провинциях России. Геология нефти и газа, 3, 9–22.
15. Шиманский, В. В., Танинская, Н. В., Раевская, Е. Г. (2019). Выявление структурно-литологических ловушек в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири на основе палеогеографических реконструкций. Геология нефти и газа, 3, 39–46.
16. Пунанова, С. А. (2020, сентябрь). О некоторых приоритетных направлениях развития нефтегазового комплекса. Материалы международной научно-практичческой конференции «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии». Казань, Ихлас.
17. Пунанова, С. А. (2020). Прогноз неантиклинальных ловушек и оценка качества скоплений углеводородов в них – приоритетное направление развития нефтегазового комплекса. Экспозиция Нефть Газ, 6, 20–24.
18. Пунанова, С. А. (2020). Актуальность картирования неантиклинальных ловушек и особенности их классификаций. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(30), 13–25.
19. Конторович, А. Э. (1976). Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. Москва: Недра.
20. Дахнова, М. В. (2007). Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов. Геология нефти и газа, 2, 81–89.
21. Прищепа, О. М., Аверьянова, О. Ю. (2014). Понятийная база и первоочередные объекты нетрадиционного углеводородного сырья. Электронный научный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 2(10).
22. Pearson, K. (2012). Geologic models and evaluation of undiscovered conventional and continuous oil and gas resources – upper cretaceous Austin Chalk, U.S. Gulf Coast U.S. Virginia: Geological Survey, Reston.
23. Прищепа, О. М., Аверьянова, О. Ю., Высоцкий, В. И., Морариу, Д. (2013). Формация Баккен: геология, нефтегазоносность и история разработки. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2, 1-11.
24. Pollastro, R. M., Roberts, L. N. R., Cook, T. A., Lewan, M. D. (2008) Assessment of undiscovered technically recoverable oil and gas resources of the Bakken Formation, Williston Basin, Montana and North Dakota. U.S.: Geological Survey Open-File Report.
25. Ульмишек, Г. Ф., Шаломеенко, А. В., Холтон, Д. Ю., Дахнова, М. В. (2017). Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области. Геология нефти и газа, 5, 57–67.
26. Скворцов, М. Б., Дахнова, М. В., Можегова, С. В. и др. (2017). Роль геохимических методов в прогнозе нефтеносности и оценке ресурсного потенциала черносланцевых толщ (на примере баженовской свиты). Геология и геофизика, 58(3–4), 495–503.
27. Соболева, Е. Н. (2020). Особенности строения и перспективы нефтеносности отложений доманикового типа в пределах Муханово-Ероховского прогиба. Вестник Пермского университета. Геология, 19(2), 183–188.
28. Остроухов, С. Б., Пронин, Н. В., Плотникова, И. Н., Хайртдинов, Р. К. (2020). Новый метод «геохимического каротажа» для изучения доманиковых отложений. Георесурсы, 22(3), 28–37.
29. Конторович, А. Э., Бурштейн, Л. М., Казаненков, В. А. и др. (2014). Баженовская свита – главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России. Электронный научный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 2(10).
30. Конторович, А. Э., Костырева, Е. А., Родякин, С. В. и др. (2018). Геохимия битумоидов баженовской свиты. Геология нефти и газа, 2, 9–88.
31. Юсупова, И. Ф. (2019). Влияние органического вещества сланцевой залежи на ее свойства. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(26), 1-4.
32. Абукова, Л. А., Юсупова, И. Ф., Абрамова, О. П. (2014). Роль органического вещества сланцевой залежи в формировании ее проницаемости на раннем катагенном этапе. Химия твердого топлива, 48(2), 92-97.
33. Гафурова, Д. Р., Корост, Д. В., Козлова, Е. В. и др. (2017). Изменение пустотного пространства различных литотипов керогенонасыщенных пород доманиковой формации при разных скоростях нагрева. Георесурсы, 19(3), 255–263.
34. Калмыков, А. Г., Карпов, Ю. А., Топчий, М. С. и др. (2019). Влияние катагенетической зрелости на формирование коллекторов с органической пористостью в баженовской свите и особенности их распространения. Георесурсы, 21(2), 159–171.
35. Бородкин, В. Н., Курчиков, А. Р., Маркин, М. А. и др. (2020). К вопросу выделения зон-коллекторов в отложениях баженовской свиты Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4, 4–13.
36. Чахмахчев, В. А., Пунанова, С. А. (1992). К проблеме диагностики нефтематеринских свит на примере баженовских отложений Западной Сибири. Геохимия, 1, 99–109.
37. Шустер, В. Л., Пунанова, С. А. (2018). Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 20(2), 67–80.
38. Пунанова, С. А. (2020, сентябрь). Геохимическая детализация генетических особенностей органического вещества баженовской свиты. Материалы VIII Всероссийского совещания с международным участием «Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии». Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН.
39. Punanova, S. (2019, September). Oil source deposits in the Bazhenov formation of Western Siberia. In: 29-th International Meeting on Organic Geochemistry (IMOG), Gothenburg, Sweden, EAGE-IMOG.
40. Abarghani, A., Gentzis, T., Bo Liu, et al. (2020). Preliminary investigation of the effects of thermal maturity on redox-sensitive trace metal concentration in the Bakken Source Rock, North Dakota, USA.  ACS Omega, 5(13), 7135–7148.

Исследования основаны на теории трехслойного строения природных резервуаров углеводородов, выделяющей в природном резервуаре 3 слоя – истинную покрышку, продуктивную часть (содержащую коллекторы толщу) и залегающий между ними промежуточный слой – ложную покрышку. В терригенных отложениях изменчивого по толщине, составу и стратиграфической полноте разреза среднедевонско-нижнефранского интервала осадочного чехла северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, примыкающей к Печорскому морю, выявлен среднеордовикско-нижнефранский субрегиональный природный резервуар углеводородов, имеющий сложное строение и включающий несколько зональных и локальных природных резервуаров (среднеордовикско-нижнедевонский, среднеордовикско-эйфельский, живетско-нижнефранский и другие). Площади распространения этих природных резервуаров проэкстраполированы в акваторию Печорского моря. На основании анализа нефтегазоносности севера суши Тимано-Печорской НГП в Печорском море оконтурены области с наиболее высокими перспективами нефтегазоносности – северо-западное продолжение Денисовского прогиба, Колвинского мегавала, а также Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Каротаихинской впадины.

Ключевые слова: природный резервуар; истинная покрышка; ложная покрышка; месторождение; залежь; углеводороды.

Литература

1. Риле, Е. Б., Ершов, А. В. (2019). Среднеордовикско-верхнедевонские природные резервуары шельфа Печорского моря и прилегающей суши Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(27).
2. Ильин, В. Д. (1982). Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре. Методические рекомендации. Москва: ВНИГНИ.
3. (2019). Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации по состоянию на 01.01.2017 г. Москва: ФГУНПП «Росгеолфонд».
4. Большаков, Р. Г., Кончиц, Е. Н., Лавриненко, И. А. (2004). Атлас нефтегазоносности и перспектив освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья Ненецкого автономного округа. Нарьян-Мар: Ненецкий информационно аналитический центр.
5. Клещев, К. А., Шеин, В. С. (2010). Нефтяные и газовые месторождения России. Справочник. Москва: ВНИГНИ.
6. (2000). Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт. Ухта: ТП НИЦ.
7. Мандель, К. А. (2005). Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции (Печорское море). Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Санкт-Петербург: ВНИГРИ.
8. Прищепа, О. М., Богацкий, В. И., Орлова, Л. А. и др. (2009). Прогноз нефтегазоносности области северного замыкания Тимано-Печорского осадочного бассейна. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 4(3).
9. Окнова, Н. С. (2010). Зоны концентрации углеводородов суши и акваторий в нефтегазоносных бассейнах окраин Восточно-Европейской платформы (Баренцево-Каспийский пояс нефтегазоносности). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 5(4).
10. Холодилов, В. А. (2006). Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей. Автореферат на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
11. Теплов, Е. Л., Коростыгова, П. К., Ларионова, З. В. и др. (2011) Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции. Санкт-Петербург: Реноме.
12. Белонин, М. Д., Прищепа, О. М. (2004). Тимано-Печорская провинция. Москва: Недра.
13. Обметко, В. В. (2007). Перспективы нефтегазоносности акваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена. Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: ФГУП ИГиРГИ.
14. Маргулис, Е. А. (2009). Нефтегазоносные комплексы Печорского шельфа. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 4(3).
15. Риле, Е. Б., Ершов, А. В., Попова, М. Н. (2019). Экранирование фаменских залежей нефти Хорейверской впадины и прилегающих территорий (Тимано-Печорская НГП). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11, 4-12.
16. Хитров, А. М. (2013). Покрышки залежей углеводородов и ресурсный потенциал недр. Актуальные проблемы нефти и газа. oilgasjournal.ru
17. Прищепа, О. М., Богацкий, В. И. (2009). Нефтегазовый потенциал акваториальной части севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 6, 2-9.

Стандартная сейсморазведка была разработана для исследования тонкой слоистости на небольших глубинах. На глубинах более 4 км породы существенно уплотняются, меняют свои свойства и проследить четкие горизонты по отраженным волнам часто не удается. В кристаллическом фундаменте и нижних горизонтах осадочного чехла отчетливо проявляется блоковая структура пород. С учетом этого должны разрабатываться геологические модели, также необходимо использовать другие прогностические признаки при поиске скоплений углеводородов. Для исследования больших глубин более информативными сейсмическими методами являются эмиссионная и трансмиссионная томографии, детально разработанные в сейсмологии. В данной статье рассмотрены отличные от сейсморазведочных прогностические признаки и представлены экспериментальные результаты, подтверждающие успешность эмиссионной томографии при их выявлении на примере полевых исследований на разрабатываемых месторождениях и других геофизических объектах. Диапазон рабочих глубин исследований охватывает всю кору Земли, включая переходную зону кора-мантия.

Ключевые слова: сейсмическая эмиссия; эмиссионная томография; горные породы; месторождения углеводородов.

Литература

1. Беленицкая, Г. А. (2011). Мексиканский залив - центр природных и геотехногенных нефтяных катастроф. Региональная геология и металлогения, 45, 51-68.
2. Кудрявцев, Н. А. (1973). Генезис нефти и газа. Ленинград: Недра.
3. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю. (2012). Сверхглубокие углеводородные системы и технологии их прогноза. Основы технологии поисков и разведки нефти и газа, 1, 24-32.
4. Овчаренко, А. В., Ермаков, Б. В., Мятчин, К. М. и др. (2007). Флюидоупоры в месторождениях углеводородов. Литология и полезные ископаемые, 2, 201-213.
5. Коротков, С. Б., Карнаухов, С. М. , Ступакова, А. В. и др. (2019, май). Прогноз ареала распространения соленосных толщ шельфа арктических морей россии на основе геологических и океанографических данных. Материалы конференции «Новые Идеи в Геологии Нефти и Газа-2019». Москва: МГУ имени М.В. Ломоносова.
6. Молодцов, И. В., Мавричев, В. Г. , Баранов, В. Н. (2016). Возможности выделения разуплотненных зон в породах кристаллического фундамента Южно-Татарского свода, перспективных на обнаружение углеводородов. Металлогения, 66,  95-201.
7. Коротков, С. Б. (2011). Новые прогнозно-поисковые геологические модели для геофизических методов разведки. Вести газовой науки, 3(8),131-136.
8. Николаев, А. В., Троицкий, П. А., Чеботарева, И. Я. (1983). Способ сейсмической разведки. Авторское свидетельство СССР 3213796.
9. Tchebotareva, I. I., Nikolaev, V., Sato, H. (2000). Seismic emission activity of Earth's Crust in Northern Kanto, Japan. Physics of the Earth and Planetary Interiors, 120(3), 167–182.
10. Чеботарева, И. Я. (2010). Новые алгоритмы эмиссионной томографии для пассивного сейсмического мониторинга разрабатываемых месторождений углеводородов. Часть I. Алгоритмы обработки и численное моделирование. Физика Земли, 3, 7–36.
11. Чеботарева, И. Я. (2011). Методы пассивного исследования геологической среды с использованием сейсмического шума. Акустический  журнал, 57 (6), 844–853.
12. Chebotareva, I. (2018). Ray tracing methods in seismic emission tomography. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 54(2), 201-213.
13. Чеботарева, И. Я. (2018). Эмиссионная сейсмическая томография – инструмент для изучения трещиноватости и флюидодинамики земной коры. Георесурсы, 20(3), 238-245.
14. Чеботарева, И. Я., Дмитриевский, А. Н. (2020) . Диссипативная сейсмика. Физическая мезомеханика, 23(1), 14-32.
15. Кропоткин, П. Н. (1955). Проблема происхождения нефти. Советская геология, 47, 104-125.
16. Валяев, Б. М. (2011). Углеводородная дегазация Земли, геотектоника и происхождение нефти и газа. Материалы конференции, посвященной 100-летию со дня рождения П.Н. Кропоткина «Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений». Москва: ГЕОС.
17. Напреев, Д. В., Оленченко, В. В. (2010). Комплексирование геофизических и геохимических методов при поиске залежей углеводородов в Усть-Тымском нефтегазоносном районе. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 5(1).
18. Pirson, J. (1981). Significant advances in magneto-electric exploration. Unconventional Methods in Exploration for Petroleum and Natural Gas. Proc. Symposium, II-1979 /Gottlieb, B.M. (Ed.). Dallas, Texas: Southern Methodist University Press.
19. Муслимов, Р. Х. (2019). Роль кристаллического фундамента в формировании ресурсной базы углеводородов республики татарстан. Материалы Международной научно-практической конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента». Казань: Ихлас.
20. Трофимов, В. А. (2000). Региональные геофизические исследования в Татарстане: комплекс, основные результаты и новые задачи. Геоинформатика, 4, 48-51.
21. Трофимов, В. А. (2014). Глубинные региональные сейсморазведочные исследования МОГТ нефтегазоносных территорий. Москва: ГЕОС.
22. Муслимов, Р. Х., Плотникова, И. Н. (2018). Учёт процессов переформирования нефтяных залежей при длительной эксплуатации и глубинной подпитки при моделировании разработки нефтяных месторождений. Георесурсы, 3(20), 186-192.
23. Бембель, Р. М., Бембель, С. Р., Мегеря, В. М. (2003). Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. Тюмень: Вектор Бук.
24. Мегеря, В. М. (2009). Поиск и разведка залежей углеводородов, контролируемых углеводородной дегазацией земли. Москва: Локус Станди.
25. Бембель, Р. М., Бембель, С. Р., Мегеря, В. М. (2001). Геосолитонная природа субвертикальных зон деструкции. Геофизика. Специальный выпуск к 50-летию «Хантымансийсктеофизика», 36-50.
26. Мамедов, П. З., Гулиев, И. С. (2003). Субвертикальные геологические тела в осадочном чехле южно-каспийской впадины. Известия НАН Азербайджана. «Науки о Земле», 3, 139-146.
27. Гулиев, И. С. (2006). Субвертикальные геологические тела. Механизмы формирования и углеводородный потенциал. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Актуальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа. Москва: ГЕОС.
28. Matsumoto, S., Hasegawa, А. (1996). Distinct S wave reflector in midcrust beneathe Nikko-Shirane Volcano in the northeastern Jahan arc. Journal of Geophysical Research, 101(2), 3067-3083.
29. Усольцева, О. А., Санина, И. А. (2006). Модели для непрерывной среды с В-сплайн аппроксимацией (алгоритмы разработаны в ИДГ РАН). Земная кора и верхняя мантия Тянь-Шаня в связи с геодинамикой и сейсмичностью. Бишкек-Илим: МНТЦ.
30. Kosarev, G. L., Petersen, N. V., Vinnik, L. P., Roecker, S. W. (1993). Receiver functions for the Tien Shan analog broadband network: contrasts in the evolution of structures across the Talasso-Fergana fault. Journal of Geophysical Research, 98, 4437-4448.
31. Makeeva, L. I., Vinnik, L. P., Roеcker, S. W. (1992). Shear-wave splitting and small-scale convection in the continental upper mantel. Nature, 358, 144-147.
32. Беляевский, Н. А. (1974). Земная кора в пределах территории СССР. Москва: Недра.
33. Чеботарева, И. Я. (2011). Алгоритм сейсмической эмиссионной томографии при ослаблении пространственной корреляции сигнала. Вестник МГОУ. Естественные науки, 1, 101–107.
34. Копничев, Ю. Ф., Соколова, И. Н. (2010).Неоднородности поля поглощения короткопериодных S-волн в литосфере Тянь-Шаня и Джунгарии и их связь с сейсмичностью. Доклады РАН, 433(6), 808-812.
35. Трофимов, В. А. (2013). Кардинальное решение вопроса повышения нефтеотдачи «старых» месторождений – добыча нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов. Георесурсы, 4(54), с. 65-68.

Необходимость поддержания уровня добычи и приемлемой себестоимости разработки месторождений нефти и газа заставляет опираться в первую очередь на имеющийся задел, то есть, максимально использовать потенциал традиционных регионов нефтегазодобычи и прилегающих к ним территорий – краевым зонам. При этом необходимо осваивать и неизученные осадочные комплексы на глубинах свыше 3-5 км. На этом фоне необходимо выделить особый феномен, который повышает нефтегазовый потенциал недр, связанный с трапповым магматизмом. Недостаточный уровень изученности недр позволяет прогнозировать открытие крупных нефтегазовых залежей традиционного типа, что обеспечит их высокую рентабельность.

Ключевые слова: трапповый магматизм; рентабельность нефтегазовых ресурсов; краевые зоны; роговики; преобразование карбонатов; породы трапповых формаций; региональные флюидоупоры.

Литература

1. (2020). Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г. № 1523-р.
2. Шиловский, А. П. (2018). Проект программы «Возрождение старых нефтегазодобывающих регионов России». Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), 14.
3. Шиловский, А. П. (2011). Проблемы интерпретации геофизических данных в пределах Московско-Мезенского осадочного бассейна. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 42-48.
4. Блюман, Б. А. (2011). Земная кора океанов по материалам международных программ глубоководного бурения в Мировом океане. СПб: ВСЕГЕИ.
5. Черский, Н. В., Царев, В. П., Сороко, Т. И. и др. (1985). Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопление углеводородов. Новосибирск: Наука.
6. Шиловский, А. П. (2018). Зоны нефтегазонакопления территории Московской синеклизы и величины геологических ресурсов в зависимости от характера эндогенных и геодинамических процессов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11, 34-39.
7. Barenbaum, A. A., Zakirov, S. N., Zakirov, E. S., et al. (2015, January). Physical and chemical processes during the carbonated water flooding in the oilfields. SPE-176729-RU. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. Шиловский, А. П. (2016). Западно-Сибирская плита: анализ строения промежуточного стратиграфического этажа. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 9, 25-29.

В статье научно обоснованы и систематизированы виды работ и методы исследований по выявлению и поискам скоплений углеводородов, приуроченных к неантиклинальным ловушкам, последовательно на всех этапах геологоразведочных работ. Сформулированы задачи и критерии прогноза и выявления неантиклинальных ловушек на каждом этапе ГРР. Предложены новые методы исследований.

Ключевые слова: нефть; газ; неантиклинальные ловушки; схема изучения; виды работ; методы исследований; критерии прогноза; этапы геологоразведочных работ.

Литература

1. Алексин, А. Г., Гогоненков, Г. Н., Хромов, В. Т. и др. (1992). Методика поисков залежей нефти и газа в ловушках сложноэкранированного типа. Москва: ВНИИОЭНГ.
2. Варламов, А. И., Шиманский, В. В., Танинская, Н. В. и др. (2019). Состояние проблемы поисков и перспектив выявления неструктурных ловушек углеводородов в основных нефтегазоносных провинциях России. Геология нефти и газа, 3, 9–22.
3. Шиманский, В. В., Танинская, Н. В., Раевская, Е. Г. (2019). Выявление структурно-литологических ловушек в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири на основе палеогеографических реконструкций. Геология нефти и газа, 3, 39–46.
4. Шустер, В. Л., Дзюбло, А. Д., Шнип, О. А. (2020). Залежи углеводородов в неантиклинальных ловушках Ямальского полуострова Западной Сибири. Георесурсы, 1, 39-45.
5. Dolson, J., He, Zh., Horn, B. W. (2018). Advances and perspectives on stratigraphic trap exploration-making the subtle trap obvious. search and discovery. http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2018/ 60054dolson/ndx_dolson.pdf.html
6. Хэлбути, М. (1973). Геология гигантских месторождений нефти и газа. Москва: Мир.
7. Гусейнов, А. А., Гейман, Б. М., Шик, Н. С., Сурцуков, Г. В. (1988). Методика прогнозирования и поисков литологических, стратиграфических и комбинированных ловушек нефти и газа. Москва: Недра.
8. Шустер, В. Л. (2020). Методический подход к прогнозу в нефтегазоносных бассейнах зон, благоприятных для формирования неантиклинальных ловушек. Актуальные проблемы нефти и газа, 2(29), 64-71.
9. Шустер, В. Л. (2020). Прогноз и поиски нефтегазовых скоплений в неантиклинальных ловушках-важный элемент новой стратегии развития нефтегазовой геологии. Материалы международной научно-практической конференции «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии». Казань: ИХЛАС.
10. (1983). Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. Москва: ВНИГНИ.
11. Абукова, Л. А., Карцев, А. А. (1999). Флюидные системы осадочных нефтегазоносных бассейнов (типы, основные процессы, пространственное распространение). Отечественная геология, 2, 11-16.
12. Левянт, В. Б., Шустер, В. Л. (2002). Выделение в фундаменте трещиноватых пород методами сейсморазведки 3Д. Геология нефти и газа, 2, 21-26.
13. Жемчугова, В. А., Рыбальченко, В. В., Шарданова, Т. А. (2021). Секвенс- стратиграфическая модель нижнего мела Западной Сибири. Георисурсы, 23(2), 179-191.
14. Курышева, Н. К. (2005). Прогнозирование, картирование залежей нефти и газа в верхней части доюрского комплекса по сейсмологическим данным в Шаимском нефтегазоносном районе и на прилегающих участках. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Тюмень.

В работе рассмотрены вопросы совершенствования классификаций ловушек нефти и газа, образованных в неантиклинальных условиях. Актуальность этой задачи связана с расширением областей поиска скоплений углеводородов и учетом новых поисковых признаков. Эвапоритовые породы, широко развитые во многих нефтегазоносных бассейнах, обладают свойствами, способствующими сохранению залежей углеводородов. В зависимости от особенностей строения соленосных формаций их влияние на размещение залежей нефти и газа различно. Проанализированы залежи, связанные с эвапоритовыми породами. Определены типы ловушек, главным фактором формирования которых являются эвапориты. Такие ловушки предложено выделить в отдельную категорию.

Ключевые слова: эвапоритовые породы; неструктурные и комбинированные ловушки; скопления углеводородов; классификации ловушек; стиль тектоники; запечатанные залежи.

Литература

1. Кулибакина, И. Б.(1982). Факторы, определяющие приуроченность залежей углеводородов к бассейнам соленакопления /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.
2. Гаев, А. Я., Щугорев, В. Д., Бутолин, А. П. (1986). Подземные резервуары: Условия строительства, освоения и технология эксплуатации. Ленинград: Недра.
3. Селли, Р. К. (1981). Введение в седиментологию. Москва: Недра.
4. Перродон, А. (1985). Формирование и размещение месторождений нефти и газа. Москва: Недра.
5. Поляков, А. А., Колосков, В. Н., Фончикова, М. Н. (2015). К вопросу о классификации залежей нефти и газа. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(1), 10.
6. Кирюхин, Л. Г., Капустин, И. Н., Комиссарова, И. Н. (1982). Палеогеографические и палеотектонические условия формирования кунгурской соленосной формации Прикаспийской впадины и ее влияние на размещение залежей нефти и газа /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.
7. Николаев, Ю. Д., Сивков, С. Н. (1982). Взаимосвязь эвапоритовых отложений Тимано-Печорской провинции с залежами нефти и газа /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.
8. Грунис, Е. Б., Ростовщиков, В. Б., Богданов, Б. П. (2016). Соли ордовика и их роль в особенностях строения и нефтегазоносности северо-востока Тимано-Печорской провинции. Георесурсы, 18(1), 13-23.
9. Виноградов, Л. Д., Сахибгареев, Р. С., Кицис, Н. А. (1982). Катагенетическое запечатывание галитом залежей нефти и газа /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.

С учетом мирового и отечественного опыта изучения онтогенеза литосферного водорода обоснована совокупность сопряженных гидрохимических, геохимических и микробиологических факторов накопления этого природного газа совместно с метаном в терригенных формациях осадочного чехла. Прогнозируется, что на промышленных объектах подземного хранения водорода совместно с метаном могут проявляться различные гидрохимические и микробиологические процессы, обусловливающие развитие углекислотной и сульфатной коррозии инженерных сооружений, а также цемента пород-коллекторов и покрышек. Риски снижения объемов закачанного водорода в подземные хранилища, помимо диффузионных потерь, могут быть связаны с геобиологическими факторами, включая преобразование водорода в СН₄ и H₂S вследствие микробной активности, химическое взаимодействие водорода с минералами коллекторов и покрышек, сопровождающееся изменением фильтрационно-емкостных и геомеханических свойств, водородное охрупчивание металлических конструкций наземного и подземного скважинного оборудования.

Ключевые слова: геобиология; водород; метан; подземное хранение; метаногенез; ацетогенез; сульфатредукция.

Литература

1. (1976). Природные газы осадочной толщи /под ред. Якуцени, В. П. Ленинград: Недра.
2. Суббота, М. И., Сардонников, Н. М. (1968). О генезисе газа, состоящего из азота, окиси углерода и водорода некоторых межгорных впадин северного Тянь-Шаня. Геохимия. 5, 612-617.
3. (1963). Пластовые воды палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья. Труды «КуйбышевНИИ НП» /под ред. Зайдельсона, М. И., Козина, А. Н. Куйбышев: КуйбышевНИИ НП.
4. (1989). Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник /под ред. Зорькина, Л. М. Москва: Недра.
5. Кудельский, А. В., Бураки, В.М. (1982). Газовый режим Припяткого прогиба. Минск: Наука и техника.
6. Молчанов, В. И. (1981). Генерация водорода в литогенезе. Новосибирск: Наука.
7. Корценштейн, В. Н. (1976). Гидрогеология нефтегазовых месторождений и разведочных площадей Южного Мангышлака и сопредельных районов Устюрта. Москва: Недра.
8. Бетелев, Н. П. (1961). О наличии водорода в составе природного газа на юго-восточном Устюрте. Доклады Академии Наук СССР, 161(6), 1422–1426.
9. Соколов, В. А. (1971). Геохимия природных газов. Москва: Недра.
10. Zgonnik, V. (2020). The occurrence and geoscience of natural hydrogen: A comprehensive review. Earth-Science Reviews, 203, 103140.
11. Larin, V. N., Hunt, C. W. (1993). Hydridic Earth: the new geology of our primordially hydrogenrich planet. Calgary, Alberta, Canada: Polar Publishing.
12. Dmitriev, L. V., Bazylev, B. A., Silantiev, S. A., et al. (1999). Hydrogen and methane formation with serpentization of mantle hyperbasite of the ocean and oil generation. Russian Journal of Earth Sciences, 1(6), 511–519.
13. McCollom, T. M., Donaldson, C. D. (2016). Generation of hydrogen and methane during experimental low-temperature reaction of ultramafic rocks with water. Astrobiology, 16(6), 389-406.
14. Разницин, Ю. Н., Гогоненков, Г. Н., Загоровский, Ю. А. и др. (2020). Серпентинизация мантийных перидотитов как основной источник глубинных углеводородов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Вестник Краунц. Науки о Земле, 1(45), 66-88.
15. Леин, А. Ю., Богданов, Ю. А., Сагалевич, А. М. и др. (2004). Новый тип гидротермального поля на Срединно-Атлантическом хребте (поле Лост-Сити, 30° с.ш.). Доклады Российской Академии Наук, 394(3), 380-383.
16. Вовк, И. Ф. (1979). Радиолиз подземных вод и его геохимическая роль. Москва: Недра.
17. Сметанников, А. Ф. (2011). Об образовании водорода при радиолизе кристаллизационной воды карналлита и возможные следствия этого явления. Геохимия, 9, 971–980.
18. Рогозина, Е. А., Наливкин, В. Д., Неручев, С. Г. и др. (1977). Этапы газообразования и их влияние на распределение нефти и газа /в сб. «Генезис углеводородных газов и формирование месторождений». Москва: Наука.
19. Panfilov, M., Gravier, G., Fillacier, S. (2006, September). Underground storage of H2 and H2-CO2-CH4 mixtures, Netherlands. In: 10th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery.
20. Ranchou-Peyruse, M., Auguet, J., Mazière, C., et al. (2019). Geological gas-storage shapes deep life. Environmental Microbiology, 21(10), 3953–3964.
21. Cord-Ruwisch, R., Kleinitz, W., Widdel, F. (1987). Sulfate-reducing bacteria and their activities in oil production. Journal of Petroleum Technology, 39, 97-106.
22. Panfilov, M. (2010). Underground storage of hydrogen: natural methane generation and in-situ self-organisation. Special issue: Gazovaya Promyshlennost, 98-105.
23. Pichler, M. P. (2013, September). Assesment of hydrogen rock interaction during geological storage of CH4-H2 mixtures. In: Second EAGE Sustainable Earth Sciences (SES) Conference and Exhibition.
24. Hemme, C., Berk, W. (2018). Hydrogeochemical modeling to identify potential risks of underground hydrogen storage in depleted gas fields. Applied Sciences, 8, 2282.
25. Hagemann, B., Rasoulzadeh, M., Panfilov, M., et al. (2015). Hydrogenization of underground storage of natural gas. Computational Geosciences, 20, 595-606.
26. Reitenbach, V., Ganzer, L. J., Albrecht, D., Hagemann, B. (2015). Influence of added hydrogen on underground gas storage: a review of key issues. Environmental Earth Sciences, 73, 6927-6937.
27. Матусевич, В. М., Ковяткина, Л. А. (2010). Нефтегазовая гидрогеология. Ч. I. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии. Тюмень: ТюмГНГУ.
28. Kaszuba, J., Yardley, B., Andreani, M. (2013). Experimental perspectives of mineral dissolution and precipitation due to carbon dioxide-water-rock interactions. Reviews in Mineralogy and Geochemistry, 77, 153-188.
29. Исаев, В. П. (2010). Геохимия нефти и газа. Иркутск: Иркутский государственный университет.
30. Truche, L., Jodin-Caumon, M., Lerouge, C., et al. (2013). Sulphide mineral reactions in clay-rich rock induced by high hydrogen pressure. Application to disturbed or natural settings up to 250 °C and 30 bar. Chemical Geology, 351, 217-228.
31. Крайнов С. Р., Швец, В. М. (1993) Гидрогеохимия. Москва: Недра.
32. Lassin, A., Dymitrowska, M., Azaroual, M. (2011). Hydrogen solubility in pore water of partially saturated argillites: Application to Callovo-Oxfordian clayrock in the context of a nuclear waste geological disposal. Physics and Chemistry of The Earth, 36, 1721-1728.
33. Yekta, A. E., Pichavant, M., Audigane, P. (2018). Evaluatio n of geochemical reactivity of hydrogen in sandstone: Application to geological storage. Applied Geochemistry, 95, 182-194.
34. Shi, Z., Jessen, K., Tsotsis, T. T. (2020). Impacts of the subsurface storage of natural gas and hydrogen mixtures. International Journal of Hydrogen Energy, 45, 8757-8773.

Рассматривались прибалтийские горючие сланцы кукерситы (О2kk) – высокоуглеродистые мергели, состоящие из трех породообразующих компонентов: органического вещества (керогена), карбонатов и терригенного материала. В качестве примеров привлекались данные по другим высокоуглеродистым породам. Показано, что повышенные концентрации органического вещества предопределяют ряд особенностей этих пород (пониженные плотность, прочность и т.д.). Изменчивость концентраций органического вещества обусловливает неоднородность внутрипластового пространства, анизотропию многих параметров, а также неравномерность проявления флюидогенерационных и эвакуационных возможностей. Установлено, что в кукерситовых сланцах флюидогенерирующие свойства могут проявляться на самых ранних стадиях катагенеза. Подчеркивается роль участков с максимальными содержаниями органического вещества в дефлюидизации горючих сланцев: здесь более интенсивная генерация газожидких продуктов и пониженная прочность благоприятствуют более раннему образованию дренажных микротрещин и флюидоразрывов. Обосновано появление трещин усадки за счет катагенных потерь органического вещества и сокращения объема (обычно неравномерного) флюидогенерирующих горючих сланцев. Выявлена возможность потери флюидогенерирующими горючими сланцами своей литологической индивидуальности в ходе их дефлюидизации.

Ключевые слова: органическое вещество; горючие сланцы; кукерситы; дефлюидизация; катагенез; углеводороды.

Литература

1. Ильин, В. Д., Клещёв, К. А., Максимов, С. П., Минский, Н. А. (1986). Формации горючих сланцев в зоне катагенеза метаморфизма – важный региональный источник углеводородов. Москва: ВИЭМС.
2. Голицын, М. В., Прокофьева, Л. М. (1990). Закономерности метаморфизма твердых горючих ископаемых. Советская геология, 4, 32–38.
3. (1973). Формации горючих сланцев. (Методы изучения и генетическая классификация) /под ред. Баукова, С. С., Котлукова, В. А.. Таллин: Валгус.
4. (1968). Геология месторождений углей и горючих сланцев СССР. Т.11 /ред. Котлуков, В.А. Москва: Недра.
5. Нестеров, И. И. (2007). Нефть и газ – возобновляемые источники энергии. Отечественная геология, 2, 73–82.
6. Юсупова, И. Ф. (2019). Роль органического вещества в формировании свойств сланцевой залежи. Доклады Академии Наук, 484(2), 32–34.
7. Юсупова, И. Ф., Фадеева, Н. А., Шарданова, Т. А. (2019). Влияние повышенных концентраций органического вещества на свойства пород. Георесурсы, 21(2), 183–188.
8. Фертель, В. Х. (1980). Оценка горючих сланцев с помощью каротажа /в кн. «Горючие сланцы», под ред. Иена, Т. Ф., Чилингаряна, Дж. В. Ленинград: Недра.
9. Dyni, J. R. (2003). Geology and resources of some world oil-shale deposit. Oil Shale, 20(3), 193–252.
10. Хрусталева, Г. К. (1991). Атлас горючих сланцев СССР. Ростов-на-Дону: Издательство Ростовского Университета.
11. Pommer, M., Miliken, K. (2015). Pore types and pore-size distribution across termal maturity, Eagle formation, South Texac. AAPG Bulletin, 99(9), 1713–1744.
12. Нестеров, И. И., Ушатинский, И. Н., Малыхин, А. Я. (1987). Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. Москва: Недра.
13. Балушкина, Н. С., Калмыков, Г. А., Кирюхина, Т. А. и др. (2013). Закономерности строения баженовского горизонта и верхов абалакской свиты связи с перспективами добычи нефти. Геология нефти и газа, 3, 48– 61.
14. Гурари, Ф. Г. (1981). Доманикиты и их нефтегазоносность. Советская геология, 11, 3–11.
15. Абукова, Л. А., Абрамова, О. П., Юсупова, И. Ф. (2004). Геохимия поровых вод с концентрированным органическим веществом. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа /в сб. «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Москва: ГЕОС.
16. Газизов, М. С. (1971). Карст и его влияние на горные работы. Москва: Наука.
17. Абукова, Л. А., Абрамова, О. П., Юсупова, И. Ф. (2014). Роль органического вещества сланцевой залежи в формировании ее проницаемости на раннекатагенном этапе. Химия твердого топлива, 2, 19–24.
18. Минский, Н. А. (2007). Литофизическая зональность осадочного чехла платформ и ее влияния на распределение месторождений нефти, газа и гидротермальных руд. Москва: ГЕОС.
19. Розанова, Е. П., Быков, В. Н., Балдина, А. Л. (1973). Карстовые коллекторы нефти и газа. Пермь: Издательство Пермского Университета.
20. Йен, Т. Ф., Чилингарян, Дж. В. (1980). Общая характеристика состояния исследования горючих сланцев /в кн. «Горючие сланцы», под ред. Иена, Т. Ф., Чилингаряна, Дж. В. Ленинград: Недра.
21. Алиев, Ад. А., Байрамов, А. А., Мамедова, А. Н. (2006, май-июнь). Геохимические особенности горючих сланцев палеоген-миоценовых отложений Азербайджана. Тезисы докладов международной конференции «Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых». Москва: ГЕОС.
22. Аббасов, О. Р., Ибадзаде, А. Д., Хасаева, А. Б. и др. (2015). Углеводородный потенциал грубокопогруженных отложений Гобустана (Азербайджан) (на основе горючих сланцев и нефтеносных пород, выбросов грязевых вулканов) /в сб. «Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр». Москва: РУДН.
23. Мишунина, З. А. (1978). Литогенез органического вещества и первичная миграция нефти в карбонатных формациях. Ленинград: Недра.
24. Капченко, Л. Н. (1983). Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. Ленинград: Недра.
    25. Баженова, О. К., Бурлин, Ю. К., Соколов, Б. А., Хаин, В. Е. (2000). Геология и геохмия нефти и газа. Москва: МГУ.
25. Price, L. C. (1994). Basin reach and resources disruption - a fundamental relation. Petroleum Geology, 17, 5–38.
26. Юсупова, И. Ф. (1994). Флюидогенерация в осадочных толщах и их дислоцированность. Доклады Академии Наук, 335(3), 352–356.

Рассматриваются условия формирования углеводородных систем Восточной Арктики, в которых прогнозируется значительный углеводородный потенциал. Все известные на сегодня проявления нефтяных углеводородов установлены на прилегающей с юга суше, а также на востоке шельфа. Восточно-Арктические акватории включены в единую модель с целью выполнения адекватного сравнительного анализа эволюции углеводородных систем. Целью проводимых исследований являлось построение пространственно-временных цифровых моделей осадочных бассейнов и углеводородных систем, количественная оценка объемов генерации, миграции и аккумуляции УВ для основных горизонтов нефтематеринских пород. Для достижения поставленной цели, было проведено численное бассейновое моделирование, на основании которого были определены области распространения углеводородных систем, проведен их анализ. В результате полученных данных выполнен прогноз зон наиболее вероятного накопления углеводородов, типа флюида в потенциальных ловушках и перспективы поисков скоплений нефти и газа в акваториях морей Восточной Арктики.

Ключевые слова: бассейновое моделирование; осадочный бассейн; углеводородная система; пространственно-временная цифровая модель; признаки нефтегазоносности; Восточная Арктика; элементы углеводородных систем; нефтегазоматеринские толщи; резервуары; миграция; аккумуляция; перспективные объекты.

Литература

1. Керимов, В. Ю., Бондарев, А. В., Сизиков, Е. А. и др. (2015). Условия формирования и эволюция углеводородных систем на Присахалинском шельфе Охотского моря. Нефтяное хозяйство, 8, 22-27.
2. Керимов, В. Ю., Горбунов, А. А., Лавренова, Е. А., Осипов, А. В. (2015). Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба по результатам моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Литология и полезные ископаемые, 50(5), 394-406.
3. Керимов, В. Ю., Мустаев, Р. Н., Серикова, У. С. и др. (2015) Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей. Нефтяное хозяйство, 3, 56-60.
4. Богоявленский, В. И., Керимов, В. Ю., Ольховская, О. О. (2016). Опасные газо-насыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Охотское море. Нефтяное хозяйство, 6, 43-47.
5. Лазуркин, Д. В. (2004). Перспективы нефтегазоносности морей Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского. Атлас: Геология и полезные ископаемые шельфов России. Москва: ГИН РАН.
6. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю., Мустаев, Р. Н, Бондарев, А. В. (2018). Оценка генерационного потенциала сланцевых низко проницаемых толщ (майкопская серия Кавказа). SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
7. Иванова, Н. М., Секретов, С. Б., Шкарубо, С. И. (1989). Данные о геологическом строении шельфа моря Лаптевых по материалам сейсмических исследований. Океанология, 1989, 29(5), 789-793.
8. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю., Осипов, А. В., Мустаев, Р. Н. (2017). Генерация и аккумуляция углеводородов в условиях больших глубин земной коры. SOCAR Proceeding, 1, 4-16.
9. Керимов, В. Ю., Бондарев, А. В., Осипов, А. В., Серов, С. Г. (2015). Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы (Восточная Сибирь). Нефтяное хозяйство, 5, 39-42.
10. Керимов, В. Ю., Гордадзе, Г. Н., Лапидус, А. Л. и др. (2018). Физико-химические свойства и генезис асфальтитов Оренбургской области. Химия твердого топлива, 2, 128-137.

Сверхвязкие нефти относятся к нетрадиционным источникам углеводородного сырья, доля которых растёт с каждым годом, в связи с чем встаёт вопрос об освоении этого комплексного вида сырья для сохранения добычи на прежнем уровне. Технологии добычи и переработки тяжелого УВ-сырья отличны от традиционных. Эти залежи находятся на небольшой глубине, но относятся к трудноизвлекаемым из-за сложного геологического строения и высокой аномальной вязкости нефти (до 25690 мПа·с). Другими словами, к трудноизвлекаемым относятся запасы малоподвижной нефтью (например, с высокой плотностью, вязкостью и высоким содержанием твердых парафинов, смол, асфальтенов). Задачей данной работы являются более глубокие знания о геохимическом составе залежей СВН с учетом особенностей их геологического строения для успешной разработки новых и совершенствования существующих технологий добычи и переработки тяжелого УВ-сырья и раскрытия ресурсного потенциала сверхвязких нефтей Республики Татарстан.

Ключевые слова: нетрадиционные ресурсы; сверхвязкая нефть; биодеградация нефти; ГХМС; геохимия.

Литература

1. Cheng, L., Shi, Sh.-B., Yang, L., et al. (2019). Preferential degradation of long-chain alkyl substituted hydrocarbons in heavy oil under methanogenic conditions. Organic Geochemistry, 138, 103927.
2. Giacchetta, G., Leporini, M., Marchetti, B. (2015). Economic and environmental analysis of a Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) facility for oil recovery from Canadian oil sands. Applied Energy, 142, 1-9.
3. Niu, J., Huang, H., Jiang, W. (2018). Geochemical characteristics and correlation of continuous charge mixing and biodegradation of heavy oil in southeastern Dongying Sag, Bohai Bay basin, China. Journal of Petroleum Science and Engineering, 166, 1-12.
4. Aitken, C. M., Head, I. M., Jones, D. M. (2017). Comprehensive two-dimensional gas chromatographymass spectrometry of complex mixtures of anaerobic bacterial metabolites of petroleum hydrocarbons. Journal of Chromatography, 1536, 96-109.
5. Guo, T., Wang, J., Gates, I. (2018). Pad-scale control improves SAGD performance. Petroleum, 227, 318-328.
6. Lanxiang, S. D, Ma, P. L, Xiuluan, L. C, Xia, C. W. (2019). Experimental and numerical simulation studies on effects of viscosity reducers for steam assisted gravity drainage performances in extra-heavy oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering,173, 146-157.
7. Uspenskiy, B. V., Sharipova, N. S., Khaliullina, S. V. (2017). Ranking of the superviscous oils. by the peculiarities of the hydrocarbon composition as exemplified by the Cheremshano-Bastrykskaya area. In: Bulatovskiye Chteniya.
8. Adgamova, G. Sh., Gataullin, R. I., Grin'ko, Yu. A. (2017). Geokhimicheskiye issledovaniya v pripoverkhnostnoy zone razrabotki Yuzhnoashal'chinskoy zalezhi SVN. Kazan: AN RT.
9. Kalimullin, A. M., Safarov, A. F. (2017). Osobennosti geologicheskogo stroyeniya i usloviya formirovaniya bobrikovskogo gorizonta Sirenevskogo mestorozhdeniya. Kazan: AN RT.
10. Kayukova, G. P., Petrov, S. M., Uspenskiy, B. V. (2015). Svoystva tyazhelykh neftey i bitumov Permskikh otlozheniyTatarstana v prirodnykh i tekhnogennykh protsessakh. Moscow: GEOS.
11. Kashirtsev, V. A., Kontorovich, A. E., Ivanov, V. L., Safronov, A. F. (2010). Natural bitumen fields in the northeast of the Siberian Platform (Russian Arctic sector). Russian Geology and Geophysics, 51, 72-82.
12. Saeedi Dehaghani, A., H., Hasan Badizad, M. (2016). Experimental study of Iranian heavy crude oil viscosity reduction by diluting with heptane, methanol, toluene, gas condensate and naphtha. Petroleum. 2, 415-424.
13. Shipaeva, M. S., Sudakov, V. A, Lomonosov, А. T., et al. (2019). Integrated approach for monitoring of SAGD wells efficiency basing on the optical fiber temperature sensing and geochemical monitoring of production. In: EAGE Conference Proceedings, Horizontal Wells 2019 Challenges and Opportunities.
14. Shipaeva, M. S., Sudakov, V.A., Akhmadullin, R. R. (2019). Analysis of the results of tracer tests for the monitoring of the development of super-viscous oil deposit. IOP Conference Series: Earth Environment, 282, 012042.
15. Zhu, G., Zhang, S., Jay, B., Jin, K. (2014). Geochemical features and origin of natural gas in heavy oil area of the Western Slope, Songliao Basin, China. Journal Geochemistry, 74, 63-75.
16. Abitova, A. Zh. (2011). Rheological features of certain non-newtonian oils of Western Kazakhstan fields. SOCAR Proceedings, 2, 48-51.
17. Mukhtanov, B. M., Bektasov, A. A., Khazhitov, V. Z. (2018). Overview of the operating technology for continuous steam injection in Kazakhstan. SOCAR Proceedings, 3, 45-53.
18. Jalalov, G. I., Aslanov, M. S. (2011). Concerning the determination of the temperature field in a multilayer oil reservoir using heat source injection. SOCAR Proceedings, 2, 35-37.
19. Muslimov, R. Kh., Ananyev, V. V., Smelkov, V. M., Tukhvatullin, R. (2007). Metody prognoza, poiska i razvedki neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy:uchebnoye posobiye. Kazan: Kazan University.
20. Abusalimova, R. R., Kostina, A. A., Panin, S. A. (2017). Types of sections of the sandy member of the Sheshminsky horizon and the patterns of their distribution on the territory of the Republic of Tatarstan. Oil Province, 2, 83–94.

Рассмотрены тектоника и особенности развития Волго-Уральской антеклизы в течение байкальского, каледонского, герцинского и альпийского циклов тектогенеза. Особое внимание уделено стадийности и направленности развития в ходе эволюции геологических структур. Представлены в положениях онтогенеза нефти основные факторы формирования и разрушения пермских залежей сверхвязких нефтей и природных битумов. Отмечен циклический характер этих явлений.

Ключевые слова: Волго-Уральская антеклиза; сверхвязкие нефти; тектоника; залежь; нефть.

Литература

1. Voitovich, E. D. (2013). Tectonics of Tatarstan. Kazan: Publishing house of Kazan University.
2. Muslimov, R. Kh. (2007). Petroleum potential of the Tatarstan Republic. Geology and development of oil fields. Kazan: Fen.
3. Khachatryan, R. O. (1979). Tectonic development and oil potential of the Volga-Kama anteclise. Moscow: Nauka.
4. Chizhov, A. P., Rabaev, R. U., Andreev, V. E., et al. (2020) Theoretical features of improving the oil recovery efficiency from carbonate reservoirs in the Volga-Ural Province. SOCAR Proceedings, 4, 9-14.
5. Osipov, A. V., Kerimov, V. Yu., Vasilenko, E. I., Monakova, A. S. (2019). Petroleum systems formation conditions in the deeply sediments in South-East part of the Volga-Ural oil and gas province. SOCAR Proceedings, 1, 4-18.
6. Clubov, V. A. (1973). Paleostructural analysis of the eastern regions of the Russian platform. Moscow: Nedra.
7. Larochkina, I. A. (2008). Geological basis of prospecting and exploration of oil and gas fields in the Republic of Tatarstan. Kazan: PF Gart LLC publishing house.
8. Troepolsky, V. I. (1964). Geological structure and oil content of the Aksubaevo-Melekess depression. Kazan: Publishing house of Kazan University.
9. Ignatiev, V. I. (1976). The formation of the Volga-Ural anteclise in the Permian period. Kazan: Publishing house of Kazan University.
10. Uspensky, B. V. (1996). The influence of tectonics on the formation and distribution of hydrocarbons in the central regions of the Volga-Ural region. Tectonic and paleogeomorphological aspects of oil and gas potential. Ukraine: Abstracts of the International Conference.

Структурно-геоморфологические методы традиционно используется в нефтяной геологии для поиска локальных структур, перспективных на нефть и газ. Наиболее информативным из них является морфометрический метод анализа цифровых моделей рельефа. По морфометрическим поверхностям оценивают знак и амплитуду вертикальных движений, оконтуривают локальные и региональные неотектонические структуры, оценивают их перспективность на нефть и газ. Показано, каким образом традиционная методика морфометрического анализа может быть усовершенствована засчет использования инструментов геоинформационных систем. Многократное увеличение эффективности и информативности метода переводит его на качественно новый уровень. Параметры некоторых инструментов геообработки (например, инструменты расчета сети водотоков) могут быть критичными для ожидаемых результатов, если исследуются локальные структуры на небольших территориях. Результаты исследований для больших территорий почти не зависят от погрешностей алгоритма. Усовершенствованная методика была опробована на большой территории Поволжья. В результате были получены морфометрические поверхности высоких порядков, что ранее было невозможно. Обнаружена статистически значимая связь между морфометрическими поверхностями и распределением залежей нефти, которую можно рассматривать в качестве надежного поискового признака в Волго-Уральской нефтяной провинции.

Ключевые слова: неотектоника; структурно-геоморфологические методы; геоинформационные системы; прогнозирование нефтегазоносности территорий.

Литература

1. Lastochkin, A. N. (1974). Neotektonicheskie dvizheniya i razmeshchenie zalezhej nefti i gaza. Leningrad: Nedra.
2. Lastochkin, A. N. (1971). O formah proyavleniya razryvnyh narushenij v rel'efe Zapadno-Sibirskoj ravniny i strukturno-geomorfologicheskom metode ih obnaruzheniya. Izvestiya VGO, 1, 48-56.
3. Filosofov, V. P., Denisov, S. V. (1963). O poryadke rechnyh dolin i ih svyazi s tektonikoj. Morfometricheskij metod pri geologicheskih issledovaniyah. Saratov: Izdatelstvo Saratovskogo Universiteta.
4. Filosofov, V. P. (1975). Osnovy morfometricheskogo metoda poiskov tektonicheskih struktur. Saratov: Izdatelstvo Saratovskogo Universiteta.
5. Golodovkin, V. D. (1964). Tektonicheskoe stroenie Stavropol'skoj depressii po dannym morfometricheskogo analiza. Kujbyshev: Trudi Kujbyshevskogo NII Neftyanoj promyshlennosti, Geologiya, geohimiya, geofizika, 27, 45-47.
6. Muzychenko, N. M. (1962). Sovremennaya tektonika kamennougol'nyh otlozhenij Volgogradsko-Saratovskogo Povolzh'ya v svyazi s ocenkoj perspektiv ih neftenosnosti. Materialy po tektonike Nizhnego Povolzh'ya. Leningrad: Gostoptekhizdat.
7. Nourgaliev, D. K., Chernova, I. Yu., Nurgalieva, N. G., et al. (2013). Spatial variability of oil properties within oil fields of the Republic of Tatarstan. Oil Industry, 6, 8-11.
8. Horton, R. E. (1945). Erosional development of streams and their drainage basins Hydrophysical approach to quantitative morphology. Bulletin of the Geological society of America, 56.
9. McCoy, J., Johnston, K. (2001). Using arcgis spatial analyst. U.S.A.: Environmental Systems Research Institute Inc.
10. Hutchinson, M. F., Dowling, T. I. (1991). A continental hydrological assessment of a new gridbased digital elevation model of Australia. Hydrological Processes, 5, 45-58
11. Hutchinson, M. F. (1988). Calculation of hydrologically sound digital elevation models. In: Third International Symposium on Spatial Data Handling at Sydney, Australia.
12. Hutchinson, M. F. (1989). A new procedure for gridding elevation and streamline data with automatic removal of spurious pits. Journal of Hydrology, 106, 211-232.
13. Strahler, A. N. (1957). Quantitative Analysis of Watershed Geomorphology. Transactions of the American Geophysical Union, 8(6), 913-920.
14. Tarboton, D. G., Bras, R. L., Rodriguez-Iturbe, I. (1991). On the extraction of channel networks from digital elevation data. Hydrological Processes, 5, 81-100.
15. Fairfield, J., Leymarie, P. (1991). Drainage networks from grid digital elevation models. Water Resources Research, 27(5), 709-717.
16. (2003). Geologiya Tatarstana: Stratigrafiya i Tektonika. Moskva: GEOS.
17. Burba, V. I. (1972). Neotektonika Kazanskogo Zakam'ya. Kazan': Izdatelstvo Kazanskogo Universiteta.
18. Nelidov, N. N. (1960). Neotektonika Kazanskogo Zakam'ya. Geomorfologiya i novejshaya tektonika Volgo-Ural'skoj oblasti i Yuzhnogo Urala. Ufa.
19. Nugmanov, I. I. (2013). Vliyanie neotektonicheskih dvizhenij na razmeshchenie i sohrannost' zalezhej nefti i gaza (na primere Tatarskogo svoda i sklonov prilegayushchih vpadin). Dissertasiya na soiskaniye uchenoy stepeni kandidata geologo-mineralogicheskix nauk. Kazan': Kazanskij (Privolzhskij) Federal'nyj Universitet.
20. Travina, L. M. (1963). Primenenie morfometricheskogo metoda k poiskam struktur v severozapadnoj chasti Orenburgskoj oblasti. Voprosy Morfometrii, 2, 201-207.

Лабораторные исследования геомеханических свойств горных пород являются важной и неотъемлемой частью построения геомеханической модели. В результате исследования был получен набор данных о геомеханических и упругих свойствах пород, слагающих нижнюю часть среднего карбона Ивинского месторождения (Россия). Установлены также взаимосвязи между различными упругими параметрами. Распределение геомеханических свойств коррелирует со структурными / текстурными особенностями изучаемых пород и их литологическим типом. Эта информация может быть использована в качестве основы для геомеханического моделирования и при подготовке к гидроразрыву пласта.

Ключевые слова: геомеханика, упругие свойства, карбонатная порода, лабораторные исследования керна.

Литература

1. Zoback, M. D. (2007). Reservoir geomechanics. Cambridge: Cambridge University Press.
2. Mavko, G., Mukerji, T., Dvorkin, J. (2009). The rock physics handbook. Cambridge University Press.
3. ASTM D2845-08. (2008). Standard test method for laboratory determination of pulse velocities and ultrasonic elastic constants of rock (Withdrawn 2017). PA, West Conshohocken: ASTM International. www.astm.org
4. ASTM D3967-08. (2008). Standard test method for splitting tensile strength of intact rock core specimens. PA, West Conshohocken: ASTM International. www.astm.org
5. ASTM D7012-14. (2014) Standard test methods for compressive strength and elastic moduli of intact rock core specimens under varying states of stress and temperatures. , PA, West Conshohocken: ASTM International. www.astm.org
6. (2015). The ISRM suggested methods for rock characterization, testing and monitoring: 2007–2014 / ed. Ulusay, R. Switzerland: Springer International Publishing.

В статье представлены результаты геохимической съемки проведенной на площади расположенной в юго-западной части Сибирской платформы, пределах надпорядковой рифейско-среднепалеозойской структуры, Присаяно-Енисейской (Ангарской) синеклизы. Объектом исследований являлись газообразные углеводороды содержащиеся в породах подпочвенного слоя (глинах). Пробы грунта отбирались из подпочвенного слоя с призабойной части шпуров диаметром 40 мм, пробуренных при помощи электробура. Глубина пробоотбора составляла 0.6-1 м. Лабораторные исследования включали в себя хроматографический и изотопный анализ. В качестве дополнительных исследований был проведен линеаментный анализ цифровой модели рельефа. Одним из результатов анализа является карта плотности штрихов, отражающая степень проницаемости (макротрещинноватости) осадочного чехла. Это позволило сопоставить данные по макротрещиноватости с содержанием газов и их изотопным составом. По результатам работ было установлено, что на данной территории области распространения газов с высоким содержанием тяжелых изотопов совпадают с областями низкой макропроницаемости пород. Данный факт может быть объяснен тем, что скорость рассеяния газов в трещинных зонах очень высокая, и наличие глубинных газов следует ожидать только на тех участках, где свойства покрышек наилучшие, т.е. на участках с низкой макротрещиноватостью пород осадочного чехла где уже сформировались стабильные углеводородные залежи.

Ключевые слова: углеводороды; геохимическая съемка; изотопная геохимия; линеаментный анализ рельефа.

Литература

1. Yudovich, Ya. E., Ketris, M. P. (2010). Carbon isotope ratios in the stratisphere and biosphere: four scenarios. Interdisciplinary Scientific and Applied Journal «Biosphere», 2(2), 231-246.
2. Galimov, E. M. (1973). Carbon isotopes in petroleum geology. Nedra: Moscow.
3. Hou, C. T., Patel, R. N., Laskin, A. I., et al. (1981). Microbial oxidation of gaseous hydrocarbons: production of alcohols and methyl ketones from their corresponding n-alkanes by methylotrophic bacteria. Canadian Journal of Microbiology, 27 (1), 107–115.
4. Rojo, F. (2009). Degradation of alkanes by bacteria. Environmental Microbiology, 11(10), 2477–2490.
5. Tassi, F., Montegrossi, G., Vaselli, O., et al. (2009). Degradation of C2-C15 volatile organic compounds in a landfill cover soil. Science of the Total Environment, 407, 4513–4525.
6. Tassi, F., Capecchiacci, F., Giannini, L., et al. (2013). Volatile organic compounds (VOCs) in air from Nisyros Island (Dodecanese Archipelago, Greece): natural versus anthropogenic sources. Environmental Pollution, 180, 111–121.
7. Wentzel, A., Ellingsen, T.E., Kotlar, H.K., et al. (2007). Bacterial metabolism of long-chainn-alkanes. Applied Microbiology and Biotechnology, 76, 1209–1221.
8. Buswell, J. A., Jurtshuk, P. (1968). Microbial oxidation of hydrocarbons measured by oxygraphy. Archives of Microbiology, 64, 215–222.
9. Capaccioni, B., Martini, M., Mangani, F., et al. (1993). Light hydrocarbons in gas-emissions from volcanic areas and geothermal fields. Geochemical journal, 27, 7–17.
10. Darling, W.G. (1998). Hydrothermal hydrocarbon gases: 1, genesis and geothermometry. Applied Geochemistry, 13(7), 815–824.
11. Randazzo, A., Asensio-Ramos, M., Melián, G. V., et al. (2020). Volatile organic compounds (VOCs) in solid waste landfill cover soil: Chemical and isotopic composition vs. degradation processes. Science of the Total Environment, 726, 138326.
12. Didichin, G. Ya. (2009). Integrated aeromagnetic, airborne gamma-spectrometric and airborne geochemical surveys at a scale of 1:50,000 in licensed areas within the Boguchano-Manzinsky nose. Report of LLC SE «SIBIRGEOFIZIKA»
13. Melnikov, N. V., Melnikov, P. N., Smirnov, E. V. (2011). Oil and gas accumulation zones in the areas of geological exploration of the Lena-Tunguska province. Geology and Geophysics, 52(8), 1151-1163.
14. Zlatopolsky, A. A. (2008). Technique for measuring the orientation characteristics of remote sensing data (LESSA technology). In: Fifth Anniversary Open All-Russian Conference «Modern problems of remote sensing of the Earth from space», LLC "Azbuka", Moscow.
15. Zlatopolsky, A. A. (2007). Features of determining the direction of natural objects and textures using raster remote data. In: Modern problems of remote sensing of the Earth from space, Physical foundations, methods and technologies for monitoring the environment, potentially dangerous objects and phenomena. Moscow: LLC «Azbuka-2000».
16. Zlatopolsky, A. A. (2011). New possibilities of LESSA technology and analysis of digital elevation model. Methodological aspect. Modern problems of remote sensing of the Earth from space, 8(3), 38-46.
17. Malkin, B. V., Zlatopolsky, A. A. (2004) Southern Angola Lineament Tectonics Features Analysis via Image Processing (LESSA). IGC- Florence, 199, 42.
18. Zlatopolsky, A. A. (1996). Texture orientation description of remote sensing data using LESSA (Lineament Extraction and Stripe Statistical Analysis). Computers & Geosciences, 23(1), 45-62.
19. Borovikov, V. (2003). STATISTICA. The art of data analysis on a computer: For professionals. Saint Petersburg: Piter.
20. Mitchell, A. (1999). ESRI guide to GIS analysis. Volume 1: Geographic patterns geographic patterns & relationships. New York: ESRI Press.

На основе оптико-микроскопических исследований было выявлено три этапа формирования пород-коллекторов пашийского горизонта франского яруса верхнего девона Ромашкинского месторождения. Первый этап, связанный с процессами седиментации терригенных отложений, ознаменовался формированием плотной структурной упаковки обломочных зерен, приближенной к кубической. Второй этап литогенеза в кварцевых песках связан со стадией погружения отложений в зону катагенеза. В этот период активно протекали процессы механических деформаций минеральных зерен, бластез кварцевых обломков, формирование сидеритовых обособлений и волокнистого халцедона, частично метасоматичеки замещающего глинистые слойки в песчаниках. Третий этап литогенеза в кварцевых песчаниках связан с миграцией подземных газоводных растворов. Особенность этой стадии заключается в неравномерном преобразовании пород коллекторов под действием водонефтяных флюидов. Анализ степени преобразованности кварцевых песчаников пашийского горизонта на различных площадях Ромашкинского месторождения выявил взаимосвязь интенсивности протекания вторичных постседиментационных процессов со степенью нефтенасыщености пород.

Ключевые слова: пашийский горизонт; нефть; песчаник; коллектор; литогенез.

Литература

1. Yapaskurt, O. V. (2016). The staged analysis of mineral witnesses of the dynamics of the formation and evolution of sedimentary rocks is a promising scientific direction in lithology and oil and gas geology. Georesursy, 18(31), 64-68.
2. Isgandarov, M. M., Abuzarova, A. H. (2013). Substantiation of criteria for oil & gas content in heterogeneous sandy-siltstone reservoirs (on an example of deposits of the Baku archipelago). SOCAR Proceedings, 4, 6-10.
3. Vinogradov, L. D., Sakhibgareev, P. C., Kisis, H. A. (1982). Catagenetic healing of oil and gas deposits with halite. Oil and Gas Content of the Regions of Ancient Salt Accumulation, 112-121.
4. Lukin, A. E., Garipov, O. M. (1994). Lithogenesis and oil-bearing capacity of Jurassic terrigenous deposits of the mid-latitude Ob region. Lithology and mineral resources, 5, 65-85.
5. Nemova, V. D. Koloskov, V. N., Gavrilov, S. S., Pokrovsky, B. G. (2010). Staging and direction of secondary transformations of reservoir rocks of the Lower Tutleim Subformation in the west of the Shirotnoye Ob region. Geology of Oil and Gas, 6, 22-28.
6. Loscheva, Z. A., Magdeev, M. Sh., Agafonov, S. G., et al. (2017). A new look at the geological structure of the Pashi horizon (D3ps) of the Aznakaevskaya area of the Romashkinskoye oil field. Georesursy, 19(1), 21-26.
7. Melnikov, I. A. (2019). The intensity of superimposed epigenesis processes as an indicator of oil saturation in sandy reservoirs. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Engineering of Georesources, 330(6), 90-97.
8. Korolev, E. A. (2014). Stages of transformation of the Tulsky-Bobrikovsky sandstone reservoirs in erosion cuts in the territory of Tatarstan. Scientific notes of Kazan University, 156 (3), 87-97.
9. Korolev, E. A., Bakhtin, A. I., Eskin, A. A., Khanipova, R. R. (2016). Diagenetic changes of sandstone reservoir of Ashalchinskoye bitumen deposit. Oil Industry, 10, 26-28.
10. Khisamov, R. S., Voitovich, E. D., Liberman, V. B., et al. (2006). Tectonic and oil-geological zoning of the territory of Tatarstan. Kazan: FEN.
11. Baranov, V. A. (2014). Microdeformations of quartz in Carboniferous sandstones of Donbas. PNRPU Bulletin. Geology. Oil and Gas and Mining, 12, 75-86.
12. Boeva, M., Novikov, V. M., Boeva, N. M., et al. (2016). The first find of biogenic nanosiderite in oxidized ferruginous quartzites of the Lebedinsky deposit. Reports of the Academy of Sciences, 466(5), 569-573.
13. Naimark, E. B., Eroshchev-Shak, V. A., Chizhikova, N. P., Kompantseva, E. I. (2009). Interaction of clay minerals with microorganisms: a review of experimental data. Journal of General Biology, 70(2), 155-167.
14. Katz, M. Ya., Simanovich, I. M. (1974). Quartz of crystalline rocks (mineralogical features and density properties). Moscow: Nauka.
15. Taranenko, E. I., Bezborodov, R. S., Khakimov, M. Yu. (2001). Converting reservoirs to oil reservoirs. Geology of Oil and Gas, 2, 18-22.
16. Sakhibgareev, R. S. (1989). Secondary reservoir changes during the formation and destruction of oil deposits. Leningrad: Nedra.
17. Semeikin, I. N., Sheveleva, N. N. (2011). Facies rows of marine carbonate sediments and their ore content. Bulletin of the Siberian Branch. Geosciences Section of the Russian Academy of Natural Sciences, 38(1), 139-150.
18. Korolev, E. A., Kolchugin, A. N., Bakhtin, A. I., et al. (2021). Features of the transformation of Visean quartz sandstones under the influence of water-oil fluids. Lithosphere (Russian Federation), 198-206.
19. Kolchugin, A., Immenhauser, A., Morozov, V., et al. (2020). A comparative study of two Mississippian dolostone reservoirs in the Volga-Ural Basin, Russia. Journal of Asian Earth Sciences, 199, 104465.

Особенностью нефтеносных карбонатных отложений нижнего пенсильванского яруса востока Русской платформы является их резкое изменение по вертикали и горизонтали. Часто возникают сложности с проведением корреляции между разрезами, особенно исключительно по геофизическим данным при отсутствии данных керна. Кроме того, не все фации можно надежно идентифицировать и проследить по каротажным кривым, и не все фации обладают высокими коллекторскими свойствами. Авторы предприняли попытку проследить перспективные фации как в соседних скважинах, так и в целом по всей площади месторождения, комбинируя результаты исследования керна с использованием каротажных и сейсмических данных. Результаты свидетельствуют о выклинивании пород с высокими коллекторскими характеристиками в направлении выбранного профиля (с юга на север в пределах месторождения). Прибрежные мелководные фации, представленные грейнстоунами и пакстоунами, с высокими коллекторскими свойствами на юге месторождения, заменяются фациями лагун и субаэральных обнажений, представленных вейкстоунами и аргиллитами, с плохими коллекторскими свойствами на севере месторождения. Авторы предполагают, что такой подход может быть применим для отложений как в этом районе, так и для участков с аналогичным геологическим строением.

Ключевые слова: выклинивание; каротажные данные; сейсмические данные; известняк; фации; коллектор.

Литература

1. Kochneva, O. E., Koskov, V. N. (2013). Lithological and facial correlation of Bashkirian carbonate deposits according to the data of field-geophysical research: Oilfield business, 9, 32-38.
2. Andreev, A. V., Mukhametshin, V. Sh., Kotenev, Yu. A. (2016). Deposit productivity forecast in carbonate reservoirs with hard to recover reserves. SOCAR Proceedings, 3, 40-45.
3. Kolchugin, A. N., Porta, G. D., Morozov, V. P., et al. (2020). Facies variability of pennsylvanian oilsaturated carbonate rocks (constraints from Bashkirian reservoirs of the South-East Tatarstan). Georesursy, 22(2), 29-36.
4. Long, S., You, Y., Jiang, S., et al. (2020). Integrated characterization of ultradeep reef-shoal reservoir architecture: A case study of the Upper Permian Changxing Formation in the giant Yuanba gas field, Sichuan Basin, China. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107842.
5. Sfidari, E., Sharifi, M., Amini, A., et al. (2021). Reservoir quality of the Surmeh (Arab-D) reservoir in the context of sequence stratigraphy in Salman Field, Persian Gulf. Journal of Petroleum Science and Engineering, 198, 108180.
6. Soleimani, B., Zahmatkesh, I., Sheikhzadeh, H. (2020). Electrofacies analysis of the Asmari reservoir, Marun oil field, SW Iran. Geosciences Journal, 24(2), 195-207.
7. Penna, R., Moreira Lupinacci, W. (2021). 3D modelling of flow units and petrophysical properties in brazilian presalt carbonate. Marine and Petroleum Geology, 124, 104829.
8. Voytovich, E. D., Gatiyatullin, N. S. (2003). Tectonics of Tatarstan. Kazan University Press.
9. Mkrtchyan, O. M. (1980). Regularities of structural forms in the east of the Russian Plate. Moscow: Science Pub.
10. Kolchugin, A. N., Immenhauser, A., Walter, B. F., Morozov, V. P. (2016). Diagenesis of the palaeo-oilwater transition zone in a Lower Pennsylvanian carbonate reservoir: Constraints from cathodoluminescence microscopy, microthermometry, and isotope geochemistry. Marine and Petroleum Geology, 72, 45-61.
11. Gordadze, G. N., Tikhomirov, V. I. (2005). Geochemical characteristics of oils and dispersed organic matter from the rocks of the central Volga-Ural basin: hydrocarbon biomarker data. Geochemistry International, 43(11), 1108-1123.
12. Galimov, E. M., Kamaleeva, A. I. (2015). Source of hydrocarbons in the supergiant romashkino oilfield (Tatarstan): recharge from the crystalline basement or source sediments? European Spine Journal, 24, 95-112.
13. Aizenshtat, Z., Feinstein, S., Miloslavski, I., et al. (1998). Oil-oil correlation and potential source rocks for oils in paleozoic reservoir rocks in the tataria and perm basins, Russia. Organic Geochemistry, 29, 701-712.
14. Yudina, A. B., Racki, G., Savage, N.M., et al. (2002). The frasnian- famennian events in a deep-shelf succession, subpolar urals: biotic, depositional, and geochemical records. Acta Palaeontologica Polonica, 47, 355-372.
15. Kolchugin, A. N., Morozov, V. P., Korolev, E. A., Eskin, A. A. (2014). Carbonate formation of the Lower Carboniferous in central part of Volga-Ural basin. Current Science, 107(12), 2029-2035.
16. Proust, J. N., Chuvashov, B. I., Vennin, E., Boisseau, T. (1998). Carbonate platform drowning in a foreland setting: the mid-carboniferous platform in western Urals (Russia). Journal of Sediment Research, 68, 1175-1188.
17. Heckel, P. (1986). Sea-level curve for Pennsylvanian eustatic marine transgressive-regressive depositional cycles along midcontinent outcrop belt, North America. Geology, 14(4), 330-334.
18. Soreghan, G., Giles, K. (1994). Amplitudes of late Pennsylvanian glacioeustasy. Geology, 27(3), 255-258.
19. Bishop, J. W., Montañez, I. P., Gulbranson, E. L., Brenckle, P. L. (2009). The onset of mid-Carboniferous glacio-eustasy: Sedimentologic and diagenetic constraints, Arrow Canyon, Nevada. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 276(1-4), 217-243.
20. Mii, H.-S., Grossman, E. L., Yancey, T. E., et al. (2001). Isotopic records of brachiopod shells from the Russian platform - evidence for the onset of mid-carboniferous glaciation. Chemical Geology, 175(1-2), 133-147.
21. Dunham, R. J. (1962). Classification of carbonate rocks according to depositional texture. Classification of carbonate rocks /ed. Ham, W.E. In: Simposium American Association of Petroleum Geologists Members.
22. Lucia, F. J. (2007). Carbonate reservoir characterization. Springer.
23. Bagmanov, I., Safina, R., Platov, B., Usmanov, S. (2018). Integration of the seismic and geochemistry data to evaluate hydrocarbon potential of the carbonate reservoirs in Tatarstan, Russia. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management, SGEM-18.
24. Platov, B., Kozhevnikova, N., Shipaeva, M. (2019). The example of neural net algorithm applying for seismic facies analysis. Example from the republic of Tatarstan. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management, SGEM-19.
25. Platov, B., Safina, R., Zinjukov, R. (2018). Seismic facies analysis of the carboniferous reservoir. Case study from the Tatarstan, Russia. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM-18.

В последние два десятилетия, в связи с развитием спутниковой гравиметрии, стали активно применяться методы решения прямых и обратных задач гравиразведки для создания моделей земной коры. Создание региональных гравитационных моделей такого рода зачастую связано с заданием слоев или тел земной коры с постоянными плотностями. Такой подход нередко влечёт за собой определённое расхождение измеренного гравитационного поля и поля, рассчитанного на основании построенной модели. Одним из примеров таких моделей может являться недавняя литосферная модель Волго-Уральского субкратона. В настоящем исследовании авторы применяют метод «естественного» вейвлет-преобразования к разности измеренного и рассчитанного гравитационных полей для определения возможных латеральных изменений плотности в пределах слоёв литосферы Волго-Уральского субкратона.

Ключевые слова: в ейвлет-преобразование; инверсия гравитационного поля; решение прямой задачи гравиразведки; Волго-Уральский субкратон; спутниковая гравиметрия.

Литература

1. Bogdanova, S. V., Gorbatschev, R., Garetsky, R. G. (2016). EUROPE|East European Craton /in book: Reference module in earth systems and environmental sciences. Elsevier.
2. Bogdanova, S. V. (1986). The Earth’s crust of the Russian platform in the early precambrian (as exemplified by the Volgo-Uralian segment). Moscow: Nauka.
3. Lozin, E. V. (2002). Depth structure and oil and gas potential of the Volga-Ural region and adjacent territories. Lithosphere, 3, 46–68.
4. Artemieva, I. M., Thybo, H. (2013). EUNAseis: A seismic model for Moho and crustal structure in Europe, Greenland, and the North Atlantic region. Tectonophysics, 609, 97–153.
5. Mints, M. V., Suleimanov, A. K., Babayants, P. S., et al. (2010). Deep structure, evolution and minerals of the Early Precambrian basement of the East European Platform: Interpretation of materials on the reference profile 1-EU, profiles 4B and TATSEIS. GEOKART: GEOS.
6. Trofimov, V. A. (2006). Deep CMP seismic surveying along the Tatseis-2003 geotraverse across the Volga-Ural petroliferous province. Geotectonics, 40(4), 249-262.
7. Ognev, I., Ebbing, J., Haas, P. (2021). Crustal structure of the Volgo-Uralian subcraton revealed by inverse and forward gravity modeling [preprint]. Solid Earth Discussions, 1-27.
8. Haas, P., Ebbing, J., Szwillus, W. (2020). Sensitivity analysis of gravity gradient inversion of the Moho depth—A case example for the Amazonian Craton. Geophysical Journal International, 221(3), 1896–1912.
9. Götze, H. J., Lahmeyer, B. (1988). Application of three-dimensional interactive modeling in gravity and magnetics. Geophysics, 53(8), 1096–1108.
10. Schmidt, S., Anikiev, D., Götze, H.-J., et al. (2020). IGMAS+ – a tool for interdisciplinary 3D potential field modelling of complex geological structures. EGU General Assembly Conference Abstracts, 8383.
11. Bouman, J., Ebbing, J., Meekes, S., et al. (2015). GOCE gravity gradient data for lithospheric modeling. International Journal of Applied Earth Observation and Geoinformation, 35, 16–30.
12. Kerimov, V. Yu., Yandarbiev, N. Sh., Mustaev, R. N., Alieva, S. A. (2021). Features of generation, migration and accumulation of hydrocarbons in the eastern part of the Skythian Plate. SOCAR Proceedings, SI1, 4–16.
13. Osipov, A. V., Kerimov, V. Yu., Vasilenko, E. I., onakova, A. S. (2019). Petroleum systems formation conditions in the deeply sediments in the south-east part of the Volga-Ural oil and gas province. SOCAR Proceedings, 1, 4–18.
14. Utemov, E., Nurgaliev, D. (2004). Natural Wavelet Transformations of Gravity Data: Theory and Applications. Izvestia Physics of the Solid Earth, 41(4), 88–96.
15. Matveeva, N., Utemov, E., Nurgaliev, D. (2015). «Native» wavelet transform for solution inverse problem of gravimetry on the spherical manifold. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management, SGEM 2015.
16. Zingerle, P., Pail, R., Gruber, T., Oikonomidou, X. (2019). The experimental gravity field model XGM2019e. GFZ Data Services.
17. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1997). Wavelet analysis of potential fields. Inverse Problems, 13(1), 165–178.
18. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1999). Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: Basic theory. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 104(B3), 5003–5013.
19. Matveeva, N. A., Utemov, E. V., Nurgaliev, D. K. (2017). Determination of deep sources of anomalies of the gravitational potential of the earth on the basis of a continuous «natural» wavelet transform. In: Questions of the theory and practice of geological interpretation of geophysical fields, materials of the 44th session of the International Seminar named after D.G. Uspensky.
20. Rabbel, W., Kaban, M., Tesauro, M. (2013). Contrasts of seismic velocity, density and strength across the Moho. Tectonophysics, 609, 437–455.

Согласно нефтегеологическому районированию, акватория Карского моря, включая Обскую и Тазовскую губы расположена на границе трех нефтегазоносных областей: Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской, имеющих различные характеристики нефтегазоносности по разрезу и по площади [8]. В результате геологоразведочных работ, проведенных в акватории и на прилегающей суши, выявлен широкий возрастной диапазон нефтегазоносности. В акватории Южно-Карской НГО открыты семь месторождений: шесть газоконденсатных в меловых сеноман-альбских отложениях и одно нефтегазоконденсатное месторождение в меловых и юрских отложениях. В Обской и Тазовской губах в сеноман-альб-аптском комплексе разведаны крупные газоконденсатные месторождения. Акватория губ представляет собой один из наиболее важных районов с точки зрения прироста экономически рентабельных ресурсов природного газа [6,7]. По результатам исследований установлено, что УВ потенциал юрского и нижнемелового комплексов акватории Обской и Тазовской губ характеризуется как высокоперспективный.

Ключевые слова: скважина; Карское море; шельф; меловые и юрские отложения.

Литература

1. Дзюбло, А. Д., Маслов, В. В., Евстафьев, И. Л. (2019). Геологическое стро-ение и перспективы открытия нефтяных залежей в нижнемеловых и юрских отложениях акватории Обской и Тазовской губ Карского моря. Нефтяное хозяйство, 1, 11-15.
2. Казаненков, В. А., Ершов, С. В., Рыжкова, С. В. и др. (2014). Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них углеводородов. Геология нефти и газа, 1, 27-30.
3. Кирюхина, Т. А., Зонн, М. С., Дзюбло, А. Д. (2004). Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 22-30.
4. Мельников, П. Н., Скворцов, М. Б., Кравченко, М. Н. и др. (2019). Итоги геолого-разведочных работ на арктическом шельфе России в 2014–2019 гг. и перспективы проведения работ на ближайшее время. Геология нефти и газа, 6, 5-18.
5. Мордасова, А. Б., Ступакова, А. В., Суслова, А. А. и др. (2019). Нефтегазоносность арктических морей. Верхнеюрские и нижнемеловые клиноформные комплексы Баренцево-Карского шельфа. Neftegaz.ru, 5, 26-33.
6. Никитин, Б. А., Вовк, В. С., Захаров, Е. В. и др. (1999). Подготовка Сырьевой базы на Арктическом шельфе. Газовая промышленность, 7, 6-10.
7. Райкевич, А. И., Парасына, В. С., Холодилов, В. А. и др. (2008). Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности акватории Обской и Тазовской губ. Геология геофизика и разработка, 5, 21-34.
8. Скоробогатов, В. А., Строганов, В. А., Копеев, В. Д. (2003). Геологическое строение и нефтегазоносность Ямала. Москва: Недра.
9. Ступакова, А. В. (2011). Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий. Геология нефти и газа, 6, 99-115.
10. Шустер, В. Л., Дзюбло, А. Д., Шнип, О. А. (2020). Залежи углеводородов в неантиклинальных ловушках Ямальского полуострова Западной Сибири. Георесурсы, 22(1), 39-45.

В настоящее время при бурении горных пород широко используются шарошечные долота, которые представляют собой устройства с вращающимися шарошками, вооруженными зубьями. Существуют различные подходы в оценке эффективности разрушения горных пород шарошечным буровым инструментом, которые можно условно разделить на конструктивные и технологические. Кроме того, все факторы эффективности работы шарошечного долота связаны с соответствием его характеристик и процесса бурения свойствам разрушаемой им породы. В статье проанализированы условия работы шарошечного долота при бурении горных пород различной твёрдости. На примере работы двухшарошечного бурового долота рассмотрен процесс силового взаимодействия зубчатого вооружения с горной породой в зависимости от различных факторов, таких как форма и шаг зубьев, угол наклона, острота зуба и других. Показано, что кинематические характеристики взаимодействия зубчатого вооружения с разбуриваемой породой оказывают существенное влияние на эффективность процесса разрушения забоя.

Ключевые слова: долото шарошечное, буровой инструмент, разрушение, горная порода, бурение, шарошка.

Литература

1. Богомолов, Р. М., Носов, Н. В. (2015). Буровой инструмент. Энциклопедия изобретений. Москва: Инновационное машиностроение.
2. Сериков, Д. Ю. (2018). Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Ухта: УГТУ.
3. Егоров, Н. Г. (2006). Бурение скважин в сложных геологических условиях. Тула: ИПП «Гриф и К».
4. Цхадая, Н. Д., Хегай, В. К. (2018). О проблеме устойчивости вращения бурильной колонны в процессе разрушения горной породы. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 6, 5-10.
5. Богомолов, Р. М., Сериков, Д. Ю. (2018). Совершенствование вооружения шарошечного бурового долота. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 5, 24-28.
6. Сериков, Д. Ю., Ищук, А. Г., Серикова, У. С. (2018). Новая конструкция опоры скольжения шарошечного бурового долота. Сфера нефть и газ, 6, 32–34.
7. Крюков, Г. М. (2006). Физика разрушения горных пород при бурении и взрывании. Москва: Издательство «Горная книга».
8. Нескоромных, В. В. (2021). Разрушение горных пород при проведении геологоразведочных работ. Красноярск: СФУ.
9. Мавлютов, М. Р. (1979). Разрушение горных пород при бурении скважин. Москва: Недра.
10. Шигин, А. О. (2015). Методология проектирования адаптивных вращательно–подающих органов буровых станков и технологий их применения в сложноструктурных породных массивах. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Иркутский национальный исследовательский технический университет.
11. Манираки, А. А., Сериков, Д. Ю., Гаффанов, Р. Ф., Серикова, У. С. (2019). Проблемы выбора методов модернизации промышленных предприятий. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 1, 28–33.
12. Борейко, Д. А. (2015). Повышение эффективности оценки технического состояния нефтегазопромысловых конструкций нетепловыми пассивными методами диагностики. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ухта: УГТУ.
13. Крец, В. Г., Саруев, Л. А. (2011). Буровое оборудование. Томск: ТПУ.

Приведены результаты лабораторных исследований упруго-прочностных свойств образцов цементного камня в зависимости от времени твердения и воздействия кислотного реагента, а также аппроксимированные зависимости изменения модуля упругости, коэффициента Пуассона и пределов прочности в зависимости от временной характеристики для двух типов тампонажных материалов. Разработана конечно-элементная схема околоскважинной зоны с учетом цементного камня и эксплуатационной колонны. Приведены результаты численного моделирования напряженно-деформированного состояния колонн диаметром 146 и 178 мм, цементного камня и пород-коллекторов вблизи скважины на основе упругой модели. Проведен анализ поля напряжений на предмет возникновения зон разрушения в цементном камне с использованием критерия Кулона-Мора. Показано, что в зависимости от времени твердения и воздействия кислотного реагента цемент не разрушается и сохраняет достаточный коэффициент запаса прочности.

Ключевые слова: цементный камень, тампонажный материал, упруго-прочностные свойства, околоскважинная зона, численная модель, метод конечных элементов, напряженно-деформированное состояние, коэффициент запаса прочности.

Литература

1. Булатов, А. И., Данюшевский, В. С. (1987). Тампонажные материалы. Москва: Недра.
2. Куницких, А. А., Чернышов, С. Е., Русинов, Д. Ю. (2014). Влияние минеральных добавок на прочностные характеристики тампонажного камня. Нефтяное хозяйство, 4, 20-23.
3. Чернышов, С. Е., Крапивина, Т. Н. (2010). Влияние расширяющих добавок на свойства цементного раствора-камня. Вестник ПНИПУ. Геология, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело, 9(5), 31-33.
4. Коробов, И. Ю., Попов, С. Н. (2019). Типы цементов, используемых при строительстве нефтяных и газовых скважин и вариации их физико-механических свойств при экспериментальных исследованиях. Нефтепромысловое дело, 7, 48-56.
5. Попов, С. Н., Коробов, И. Ю. (2020). Экспериментальное изучение вариаций физико-механических свойств тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин, в зависимости от времени твердения и воздействия глинокислотного реагента. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 7, 55-61.
6. Попов, С. Н., Коробов, И. Ю. (2019). Эксперименты, связанные с изменением упругих и прочностных свойств цементного камня для строительства скважин в процессе его твердения и под воздействием глинокислотного реагента. Бурение и нефть, 9, 34-40.
7. Агзамов, Ф. А., Махмутов, А. Н., Токунова, Э. Ф. (2019). Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня в магнезиальных агрессивных средах. Георесурсы, 21(3), 73-78.
8. Popov, S. N. Kusaiko, A. S. (2021). Experimental study of the effect of filtration for low-mineralized water with high temperature on changes in elastic and strength properties of reservoir rock. Springer Geology, 2, 343-349.
9. Попов, С. Н. (2015). Влияние механохимических эффектов на проницаемость трещин при моделировании циклической закачки воды в карбонатные коллекторы. Нефтяное хозяйство, 8, 77-79.
10. Zhou, S., Li, G. (2014). Research on the corrosion mechanism of CO₂/H₂S mixture to cement stone. SOCAR Proceedings, 2014, 2, 12-20.
11. Кязимов, Э. А., Алиев, Н. М. (2011). Исследование механизма воздействия буровых растворов на механические характеристики горных пород. SOCAR Proceedings, 1, 27-29.
12. Сулейманов, Э. М., Гамидов, Н. С. (2010). Проблемы крепления скважин. SOCAR Proceedings, 1, 20-23.
13. Chuanliang, Y., Jingen, D., Baohua, Y., Jinxiang, L. (2013). Rock mechanical characteristic and wellbore stability in «Kingfisher» oilfield of Uganda. SOCAR Proceedings, 3, 25-31.
14. Zoback, М. (2007). Reservoir geomechanics. Cambridge University Press.

Оценка смачиваемости горных пород является важной задачей, поскольку этот параметр определяет распределение воды и нефти в пластах и их относительную и фазовую проницаемость. Достоверность оценки смачиваемости образцов пород зависит от условий вскрытия продуктивных отложений в процессе бурения скважины при отборе керна, а также от способа подготовки образцов к исследованиям. Изучение поверхностных свойств керна Оренбургского НГКМ показало, что воздействие полимер-коллоидного бурового раствора в процессе отбора керна приводит к гидрофилизации поверхности образцов. Для получения информации о действительном характере смачиваемости образцов пород, отобранных из скважин, пробуренных на полимер-коллоидном буровом растворе, предложен способ оценки относительной (преимущественной) смачиваемости пород на основе данных петрофизических и литолого-петрографических исследований. По мнению авторов исследования, экстракция образцов пород из нефтегазоматеринских отложений, к которым относятся и изучаемые отложения, приводит к необратимым изменениям поверхностных свойств, не подлежащим восстановлению.

Ключевые слова: избирательная смачиваемость, относительная смачиваемость, преимущественная смачиваемость, полимер-коллоидный буровой раствор, экстракция, остаточная газонасыщенность, защемлённая газонасыщенность, структура порового пространства.

Литература

1. Михайлов, Н. Н., Моторова, К. А., Сечина, Л. С. (2016). Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа. Деловой журнал Neftegaz.RU, 3, 80-90.
2. Гайсин, М. Р., Фоломеев, А. Е., Макатров, А. К. и др. (2011). Определение смачиваемости керна месторождений Вала Гамбурцева различными методами. Территория Нефтегаз, 4, 46-53.
3. Гудок, Н. С., Богданович, Н. Н., Мартынов, В. С. (2007). Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. Москва: ООО «Недра–Бизнесцентр».
4. Гурбатова, И. П., Мелехин, С. В., Чижов, Д. Б., Файрузова, Ю. В. (2016). Особенности изучения смачиваемости сложнопостроенных карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 15(20), 240-245.
5. Кузнецов, А. М., Кузнецов, В. В., Богданович, Н. Н. (2011). О сохранении естественной смачиваемости отбираемого из скважин керна. Нефтяное хозяйство, 1, 21-23.
6. Латышова, М. Г., Мартынов, В. Г., Соколова, Т. Ф. (2007). Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Москва: ООО «Недра–Бизнесцентр».
7. Бурханова, И. О. (2012). Разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов (ВМК) залежей углеводородов по комплексу геолого-геофизических данных. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
8. Навроцкий, О. К., Скибицкая, Н. А. (2009). Генерация жидких углеводородов в карбонатных формациях на низких стадиях катагенеза. Геология, география и глобальная энергия, 4, 6-8.
9. Дмитриевский, А. Н., Ефимов, А. Г., Гутман, И. С. и др. (2018). Матричная нефть, остаточные запасы газа Оренбургского НГКМ и перспективы их освоения. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), 22.
10. Скибицкая, Н. А., Кузьмин, В. А., Марутян. О. О. и др. (2016). Результаты изучения избирательной смачиваемости карбонатных пород продуктивных отложений месторождений углеводородов. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(13).
11. Хисамов, Р. С., Базаревская, В. Г., Скибицкая, Н. А. и др. (2020). Влияние структуры порового пространства и смачиваемости на остаточное газонасыщение. Георесурсы, 22(2), 2-7.
12. Скибицкая, Н. А., Большаков, М. Н., Кузьмин, В. А., Марутян, О. О. (2018). Закономерности процессов прямоточной капиллярной пропитки в продуктивных карбонатных отложениях Оренбургского НГКМ. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(22), 13.
13. Кузьмин, В. А. (1984). Методика и основные результаты изучения пород – коллекторов сложного строения на растровом электронном микроскопе. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина.
14. Большаков, М. Н., Скибицкая, Н. А., Кузьмин, В. А. (2007). Изучение структуры порового пространства в растровом электронном микроскопе (РЭМ) с помощью компьютерной программы «Коллектор». Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования, 8, 108-111.
15. Багринцева, К. И. (1982). Трещиноватость осадочных пород. Москва: Недра.
16. Khisamov, R., Skibitskaya, N., Kovalenko, K., et al. (2018, October). Well logging data interpretation in oil and gas source rock sections based on complex petrophysical and geochemical analysis results. SPE-191675-18RPTC-MC. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of
    Petroleum Engineers.

Основная цель цементирования нефтяных и газовых скважин – зональная изоляция вскрытых стволом скважины пластов. В течение всего срока службы скважины между разрабатываемыми пластами и поверхностью не должно происходить неуправляемого гидравлического сообщения, независимо от состава и вида флюида (вода, нефть или газ). В процессе эксплуатации скважины, помимо постоянных статических, обсадная колонна и цементный камень испытывают также различные динамические нагрузки. В статье представлен актуальный обзор экспериментальных исследований по модифицированию тампонажных составов и цементных композитов, способных к автономному самовосстановлению за счет введения различных добавок и наноматериалов. Подобные технологии модификации существенно повышают герметичность и устойчивость цемента к воздействию динамических нагрузок, целостность цементного камня. В качестве замены традиционных цементных растворов авторами предлагается создание тампонажных составов с управляемыми физико-механическими свойствами и возможностью их повторного разжижения под действием температуры на основе битумов или битумных композитов.

Ключевые слова: герметизация и ликвидация скважин; самовосстанавливающиеся материалы; автономное самовосстановление; долговечность крепи; герметичность цементного кольца; самовосстанавливающийся цемент; битумы и битумные композиты.

Литература

1. Guan, Z., Chen, T., Liao, H. (2021). Theory and technology of drilling engineering. Singapore: China University of Petroleum Press and Springer Nature.
2. Samsykin, A. V., Yarmukhametov, I. I., Trofimov, V. E., Agzamov, F. A. (2019). Improving the structural strength and mechanical properties of plugging material. Oil Industry, 12, 115-117.
3. Koval'chuk, V. S., Cygel'nyuk, E. YU. (2020). Perspektivy primeneniya uglerodnyh materialov dlya sozdaniya tamponazhnyh rastvorov s uluchshennymi fiziko-mekhanicheskimi svojstvami. Delovoj zhurnal Neftegaz.RU, 2(98), 46-49.
4. (2011). Plugging and abandonment of oil and gas wells. Prepared by the Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group. 2-25 Well Plugging and Abandonment Paper (npc.org). Working Document of the NPC North American Resource Development Study.
5. Vrålstad, T., Saasen, A., Fjær, E., et al. (2019). Plug & abandonment of offshore wells: ensuring long-term well integrity and cost-efficiency. Journal of Petroleum Science and Engineering, 173, 478-491.
6. Fernandez, C. A., Correa, M., Nguyen, M. T., et al. (2021). Progress and challenges in self-healing cementitious materials. Journal of Materials Science, 56, 201–230.
7. Salehi, S., Ezeakacha, C. P., Khattak, M. J. (2017, March). Geopolymer cements: how can you plug and abandon a well with new class of cheap efficient sealing materials. SPE-185106-MS. In: SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium. Society of Petroleum Engineers.
8. Duxson, P., Provis, J. L., Lukey, G. C., et al. (2005). Understanding the relationship between geopolymer composition, microstructure and mechanical properties. Colloids and Surfaces A, 269(1-3), 47-58.
9. Khalifeh, M., Saasen, A., Hodne, H., Vralstad, T. (2013, May). Techniques and materials for North Sea plug and abandonment operations. SPE-23915-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers
10. Ahn, T. H., Kishi, T. (2010). Crack self-healing behavior of cementitious composites incorporating various mineral admixtures. Journal of Advanced Concrete Technology, 8(2), 171-186.
11. Childers, M. I., Nguyen, M.-T., Rod, K. A., et al. (2017). Polymer-cement composites with selfhealing ability for geothermal and fossil energy applications. Chemistry of Materials, 29(11), 4708–4718.
12. Zhengwu, J., Li, W., Zhengzheng, Y., Zhenghong, Y. (2014). Self-healing of cracks in concrete with various crystalline mineral additives in underground environment. Journal of Wuhan University of Technology-Mater. Sci. Ed., 29(5), 938–944.
13. Nasvi, M., Ranjith, P., Sanjayan, J. (2012, June). Comparison of mechanical behaviors of geopolymer and class g cement as well cement at different curing temperatures for geological sequestration of carbon dioxide. ARMA 2012-232. In: 46th U.S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium.
14. Salehi, S., Ali, N., Khattak, M. J., Rizvi, H. (2016, September). Geopolymer composites as efficient and economical plugging materials in peanuts price oil market. SPE-181426-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
15. Yıldırım, G., Khiavi, A. H., Yeşilmen, S., Şahmaran, M. (2018). Self-healing performance of aged cementitious composites. Cement & Concrete Composites, 87, 172-186.
16. Sahmaran, M., Yildirim, G., Erdem, T. K. (2013). Self-healing capability of cementitious composites incorporating different supplementary cementitious materials. Cement & Concrete Composites, 35(1), 89-101.
17. Yan, P., Zhou, Y., Yang, Z., et al. (2007). Microstructure formation and degradation mechanism of cementitious plugging agent slurries. Journal of Wuhan University of Technology-Mater. Sci. Ed., 22, 61–65.
18. Luo, M., Bai, J., Jing, K., et al. (2021). Self-healing of early-age cracks in cement mortars with artificial functional aggregates. Construction and Building Materials, 272, 121846.
19. Araújo, M., Chatrabhuti, S., Gurdebeke, S., et al. (2018). Poly(methyl methacrylate) capsules as an alternative to the “proof-of-concept” glass capsules used in self-healing concrete. Cement and Concrete Composites, 89, 260-271.
20. Yang, Z., Hollar, J., He, X., Shi, X. (2011). A self-healing cementitious composite using oil core/silica gel shell microcapsules. Cement and Concrete Composites, 33(4), 506-512.
21. Van Tittelboom, K., De Belie, N., Van Loo, D., Jacobs, P. (2011). Self-healing efficiency of cementitious materials containing tubular capsules filled with healing agent. Cement and Concrete Composites, 33(4), 497–505.
22. Thao, T. D. P. (2011). Quasi-brittle self-healing materials: numerical modelling and applications in civil engineering. Ph.D. dissertation. Singapore: National University of Singapore.
23. Yuan, B., Yang, Y., Wang, Y., Zhang, K. (2017). Self-healing efficiency of EVA-modified cement for hydraulic fracturing wells. Construction and Building Materials, 146, 563-570.
24. Abdulfarraj, M., Imqam, A. (2020). The potential of using micro-sized crosslinked polymer gel to remediate water leakage in cement sheaths. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, 871–881.
25. Hu, M., Guo, J. (2019). Application of ion-responsive hydrogel in self-healing of oil well cement sheath. In: Proceedings of the International Petroleum and Petrochemical Technology Conference. IPPTC 2019. Singapore: Springer.
26. Lu, Z., Kong, X., Yang, R., et al. (2016). Oil swellable polymer modified cement paste: Expansion and crack healing upon oil absorption. Construction and Building Materials, 114, 98-108.
27. Zhang, R., Mao, X., Zhao, Z. (2019). Synthesis of oil-swelling material and evaluation of its selfhealing effect in cement paste. Polymer-Plastics Technology and Materials, 58(6), 618-629.
28. Cavanagh, P. H., Johnson, C. R., Le Roy-Delage, et al. (2007, February). Self-healing cement – novel technology to achieve leak-free wells. SPE-105781-MS. In: SPE/IADC Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
29. Roth, J., Reeves, C., Johnson, C. R., et al. (2008, March). Innovative hydraulic isolation material preserves well integrity. SPE-112715-MS. In: IADC/SPE Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
30. Taoutaou, S., Vargas Bermea, J.A., Bonomi, P., et al. (2011, November). Avoiding sustained casing pressure in gas wells using self healing  cement. IPTC-14279-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
31. Jia, H., Chen, H., Zhao, J.-Z. (2020). Development of a highly elastic composite gel through novel intercalated crosslinking method for wellbore temporary plugging in high-temperature reservoirs. SPE Journal, 25, 2853–2866.
32. Soliman, A. H., Fathallah, M. O., Tobeh, S. M., et al. (2015, October). A cross link polymer sealant for curing severe lost circulation events in fractured limestone formations. SPE-176533-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers
33. Ziad, A. B., Gromakovskii, D., Al-Sagr, A., et al. (2016, February). First successful application of temporary gel plug replacing calcium carbonate chips to isolate depleted reservoir, case study from Saudi Arabia gas field. SPE-178986-MS. In: SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers.
34. Al-Ghazal, M., Abel, J. T., Al-Saihati, A., et al. (2012, April). First successful deployment of a cost-effective chemical plug to stimulate selectively using CT in Saudi Arabia gas fields—a case history. SPE-160837-MS. In: SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
35. Singh, A. K., Patil, B., Kishore, K., et al. (2015, April). Casing leak investigation & successful repair by application of pressure activated liquid sealant in a newly completed well in offshore environment—a case study. SPE-173826-MS. In: SPE Bergen One Day Seminar. Society of Petroleum Engineers.
36. Meng, X., Pan, Z., Chen, D., et al. (2019, March). Study and field application of new agent for casing repair in high temperature and high salinity reservoir. IPTC-19553-MS. In: 11th International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
37. Patil, P., Kalgaonkar, R. (2012, June). Environmentally acceptable compositions comprising nanomaterials for plugging and sealing subterranean formations. SPE-154917-MS. In: SPE International Oilfield Nanotechnology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
38. Reddy, B. R., Liang, F., Fitzgerald, R. (2010). Self-healing cements that heal without dependence on fluid contact: a laboratory study. SPE Drilling and Completion, 25, 309–313.
39. Pei, R., Liu, J., Wang, S. (2015). Use of bacterial cell walls as a viscosity-modifying admixture of concrete. Cement and Concrete Composites, 55, 186-195.
40. Palin, D., Wiktor, V., Jonkers, H. M. (2017). A bacteria-based self-healing cementitious composite for application in low-temperature marine environments. Biomimetics, 2(3), 2030013.
41. Jonkers, H. M., Thijssen, A., Muyzer, G., et al. (2010). Application of bacteria as self-healing agent for the development of sustainable concrete. Ecological Engineering, 36, 230-235.
42. Noshi, C. I., Schubert, J. J. (2018, September). Self-healing biocement and its potential applications in cementing and sand-consolidation jobs: a review targeted at the oil and gas industry. SPE-191778-MS. In: SPE Liquids-Rich Basins Conference. Society of Petroleum Engineers.
43. Towler, B. F., Firouzi, M., Mortezapour, A., Hywel-Evans, P. D. (2015, November). Plugging CSG wells with bentonite: review and preliminary lab results. SPE-176987-MS. In: SPE Asia Pacific Unconventional Resources Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
44. Towler, B. F., Firouzi, M., Holl, H.-G., et al. (2016, October). Field trials of plugging oil and gas wells with hydrated bentonite. SPE-182199-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
45. Clark, J., Salsbury, B. (2003). Well abandonment using highly compressed sodium bentonite – an Australian case study. SPE-80592-MS. In: SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference. Society of Petroleum Engineers.
46. Zakirov, S. N., Zakirov, E. S., Indrupsky, I. M., et al. (2019). Outdated technologies of oil and gas production as a source of new ecological cataclysms. Ekologicheskiy VEstnik Rossii, 8/2019, 20-25.
47. Yartsev, V. P., Erofeev, A.V. (2014). Operational properties and durability of bitumen-polymer composites. Tambov: FGBOU VPO «TSTU».
48. Pechenyi, B. G., Karakuts, V. N., Telyashev, G. G. (1992). Bitumen polymer compositions. Moscow: JSC «Tsniiteneftekhim».

В статье проведен анализ непроизводительного времени при бурении скважин. Установлено, что большая часть связана с авариями и осложнениями, причем основную долю (60%) составляют прихваты. Приведен статистический анализ причин возникновения прихватов и эффективности методов их ликвидации. Для развинчивания бурильных труб и освобождения их от прихваченных предложен разработанный в Тюменском индустриальном университете разъединитель бурильной колонны (РБК).

Ключевые слова: скважина; бурильные трубы; аварии; прихват; бурильный инструмент; разъединитель бурильной колонны.

Литература

1. (2018). Каталог продукции «Инструмент для ликвидации аварий в скважинах» ООО «БИТТЕХНИКА». www.bittekhnika.ru
2. Сериков, Д. Ю., Ясашин, В. А., Михайлов, Ю. В. и др. (2011). Разъединитель. Патент РФ 2428557.
3. Нагуманов, М. М., Аминев, М. Х. (2011). Разъединительное устройство колонны труб в скважине. Патент РФ 2437999.

Изложены общие сведения о бурении глубоких скважин в неустойчивых отложениях на Семиренковском газоконденсатном месторождении Днепровско-Донецкой впадины: конструкции скважин, компоновки низа бурильной колоны (КНБК), режимы бурения, буровые растворы. Проанализированы осложнения при бурении скважин 72- и 75-Семиренковская под эксплуатационные колонны с применением силовых режимов. Установлены зависимости между скоростью бурения и нарушением устойчивости пород, коэффициентов кавернозности и обвалообразования с глубиной, а также эмпирические закономерности изменения технологических свойств бурового раствора с глубиной. Приведены технико-экономические показатели бурения скважин. Сформулированы элементы стратегии управления устойчивостью стенок скважин. Обоснованы принципы выбора бурового раствора для прохождения зон осложнений. Рассмотрены требования к гидравлической программе промывки для снижения эрозии стенок скважин, особенности технологии подготовки ствола (проработка, шаблонировка) при бурении в осложненных условиях, а также альтернативные варианты для обеспечения устойчивости стенок скважин.

Ключевые слова: устойчивость стенок скважины; статистические модели; шаблонировка скважины; геометрические параметры ствола скважины; буровой раствор; КНБК.

Литература

1. Voytenko, V. S. (1990). Applied geomechanics in drilling. Moscow: Nedra.
2. Seid-Rza, M. K., Faradzhev, T. G., Gasanov, R. A. (1991). Prevention of complications in the kinetics of drilling processes. Moscow: Nedra.
3. Mitchell, R. F. (2007). Petroleum engineering handbook. Volume II: Drilling Engineering. Houston: SPE.
4. Kazimov, E. A., Aliyev, N. M. (2011). Research of chisel solutions interaction mechanism on rock mechanical characteristics. SOCAR Proceedings, 1, 27-29.
5. Chuanliang, Y., Jingen, D., Baohua, Y., Jinxiang, L. (2013). Rock mechanical characteristic and wellbore stability in «Kingfisher» oilfield of Uganda. SOCAR Proceedings, 3, 25-30.
6. Shirali, I. Y. (2020). Assessment of the stability of wellbore rocks during their dynamic loading. SOCAR Proceedings, 2, 17-22.
7. Luban, Yu. V., Luban, S. V. (2017). «Geosynthesis engineering» scientific developments for increasing drilling efficiency and wells productivity. Internetional Conference GeoDrilling II. Drilling and Reservoir Opening. Poltava: FOP Govorov S.V.
8. Myslyuk, M. A., Dolyk, R. N., Raptanov, А. К., Lazarenko, А. G. (2016). Estimation of bottom-hole assemblies efficiency when drilling deep wells on the Semerenky gas-condensate field. Bureniye i neft, 12, 022 – 027.
9. Myslyuk, M. A., Salyzhyn I. (2012). The evaluation of rheological parameters of non-Newtonian fluids by rotational viscosimetry. Applied Rheology, 22(3), 32381.
10. Myslyuk, M. A., Raptanov, А. К., Bogoslavets, V. V., et al. (2020). About the change in drilling fluids technological properties when drilling wells in unstable deposits. Construction of Oil and Gas Wells on-Land and off-Shore, 11(335), 023-030.
11. Ganjumyan, R. A. (1986). Practical calculations in exploratory drilling. Moscow: Nedra.
12. Zoback, M. D. (2006). Reservoir geomechanics. NewYork: Cambridge University Press.
13. Myslyuk, M. A., (2009). On the assessment of the removal ability of the drilling fluid when drilling wells. Construction of Oil and Gas Wells on-Land and off-Shore, 2, 29–32.
14. Mims M., Krepp T., Williams H. (1999). Design and drilling for wells with large deviations from vertical and complex wells. Houston: K&M Technology Group, LLK.
15. Myslyuk, M. A., Rybchych, І.J., Yaremіychuk, R.S. (2004). Drilling of the wells. V. 5. Problems. Fishing. Ecology. Kyiv: Іnterpres LTD.
16. Ishchenko, I.M., Selvashchuk, A.P., Luzhkov, L.L. (1989). Wellbore buckling prediction in plastic rock on gas condensate fields of Eastern Ukraine. Moskow: VNIIEGazprom.
17. Griguleckiy, V.G., Lukyanov, V.T. (1990). Designing the bottom hole assembly. Moskow: Nedra.

Статья посвящена проблеме бурения глубоководных нефтегазовых скважин, заключающейся в усложнении и удорожании их конструкций из-за сужения диапазона выбора плотности бурового раствора на разных глубинах. Авторы анализируют разрабатываемые и применяемые в практике морского бурения технологии бурения с двойным градиентом давления, позволяющие бурить значительные интервалы без перекрытия промежуточной обсадной колонной. На основании анализа данных технологий и с учетом их недостатков авторами предложена новая технология бурения с двойным градиентом давления с размещением всего необходимого инновационного оборудования на буровой платформе.

Ключевые слова: бурение с контролем давления; глубоководное бурение; морское бурение; бурение с двойным градиентом; райзер; морская геологоразведка.

Литература

1. Bogoyavlensky, V. I. (2012). Prospects and problems for development of oil and gas fields in Arctic shelf. Drilling
   and Oil, 11, 4-9.
2. Volkov, V. V, Shmal, G. I. (2019). Why does Bazhen skid? Drilling and Oil, 7-8, 3-8.
3. Mirzoev, D. A. (2021). Principal features of the continental shelf oil and gas resources development. SOCAR Proceedings, 1, 78-82.
4. Petrenko, V. E., Mirzoyev, D. A., Chernikov, B. V., et al. (2019). The concept of creating information support for continental shelf oil and gas fields development projects. SOCAR Proceedings, 4, 73-80.
5. Chernukhiv, V. I. (2005). Development of technology for drilling wells with managed pressure drilling. PhD dissertation. Stavropol.
6. Krivolapov, D., Magda, A., Soroka, T. (2020, October). Managed pressure drilling as an advanced solution for deep hthp wells and long intervals with narrow safe pressure limits. SPE-202510-MS, 2020. In: SPE Annual Caspian Technical Conference, Virtual. Society of Petroleum Engineers.
7. Smith, J. R. (2004). Dual density drilling fluid systems to enhance deepwater drilling. Presentation at Louisiana State University.
8. Ganiev, R. I., Luc DeBoer, Agliullin, A. K., Ismakov, R. A. (2019). Dual gradient drilling as a way to reduce costs of construction of deepwater wells. Association of Drilling Contractors Journal, 4(55), 2-7.
9. Ganiev, R. I., Luc de Boer. (2020). Dual gradient drilling in deep water wells. ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies, 61, 24-37.
10. Peterman, C. P. (1998). Riserless and mudlift drilling – the next steps in deepwater drilling. In: Offshore Technology Conference, Houston.
11. Forrest, N., Bailey, T., Hannegan, D. (2001, February-March). Sub sea equipment for deep water drilling using dual gradient mud system. SPE-67707-MS. In: SPE/IADC Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. (2013). IADC «DGD System Attributes» presentation in meeting of IADC Dual Gradient Drilling Workshop, Houston.
13. de Boer, L. (2003). Method and apparatus for varying the density in drilling fluids in deep water oil drilling applications. US Patent 6536540.
14. de Boer, L. (2003). DGS dual gradient drilling system. Presentation in meeting of the Drilling Engineering Association, Houston.
15. de Boer, L. (2010). Drill string flow control valve and methods of use. US Patent 8534369.
16. Ganiev, R. I., Luc DeBoer, Agliullin, A. K., Ismakov, R. A. (2021). Dual gradient drilling: U-tube effect in upper intervals of deep water wells. ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies, 65, 58-68.

В работе представлены результаты экспериментов по исследованию триботехнических свойств смазок на установке, моделирующей геометрическое, кинематическое и силовое подобие условий бурения скважин. Исследовались подшипники с различным радиальным зазором и одинаковой химико-термической обработкой. Регистрация данных проводилась на катодный, шлейфовый осциллографы и электронные самописцы. Регистрировались нагрузки на подшипник, момент сопротивления качению на цапфе, угловая скорость вращения внешней обоймы, температура с помощью искусственных и полуискусственных термопар. Строботахометром определялась переносная скорость тел качения. Исследовался внешний вид всех элементов качения, проводился металлографический анализ тонких поверхностных слоёв всех элементов качения, проводилась математическая обработка результатов испытаний. Показано, что для экспресс-оценки триботехнических свойств смазок можно использовать амплитудное значение колебания момента сопротивления качению.

Ключевые слова: трение; смазка; триботехнические свойства; бурение.

Литература

1. Bowden, F. P., Tabor, D. (1950). The friction and lubrication of solids. London: Oxford University Press.
2. Kragelskii, I. V. (1982). Friction and wear. Elmsford: Pergamon Press.
3. Kostecki, B. I. (1970). Friction, lubrication and wear in the machinery. Kiev: Engineering.
4. Garkunov, D. N. (1985). Tribotechnics. Moscow: Mashinostroenie.
5. Erdemir, A., Martin, J. M. (2007). Superlubricity. Amsterdam: Elsevier.
6. Mang, T., Dresel, W. (2007). Lubricants and Lubrication. Wiley-VCH Verlag GmbH & Co, Weinheim.
7. Rudnick, L. R. (2017). Lubricant additives: chemistry and applications. CRC Press.
8. Ilyasov, A. M., Moiseev, K. V., Urmancheev, S. F. (2005). Numerical simulation of thermoconvection in a liquid for the case when viscosity is a quadratic function of temperature. Journal of Applied and Industrial Mathematics, 8(4), 51–59.
9. 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.
10. 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.
11. Kuleshov, V. S., Moiseev, K. V., Urmancheev, S. F. (2019). Isolated convection modes for the anomalous thermoviscous liquid in a plane cell. Fluid Dynamics, 54, 983–990.
12. Moiseev, K. V., Kuleshov, V. S., Bakhtizin, R. N. (2020). Free convective of a linear heterogeneous liquid in a square cavity at side heating. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
13. Popenov, A. I. (1973). Investigation of factors determining the wear resistance of roller bits. PhD Thesis. UNI.
14. Mavlutov, M. R., Popenov, A. I. (1980). Oil and gas studies. Moscow: Nedra.

В настоящей работе рассматривается возможность создания подземных хранилищ газа в гидратном состоянии на северо-западном склоне Якутского поднятия Вилюйской синеклизы. Для этого были определены границы зоны стабильности гидратов на 6 перспективных площадях рассматриваемой геологической структуры. Методом дифференциального термического анализа изучены равновесные условия образования гидратов природного газа в модельных пористых средах, содержащих гидрокарбонатно-натриевый тип воды (минерализация 20.0 г/л), характерный для подмерзлотных горизонтов Якутского поднятия. На основании полученных результатов определены границы зоны стабильности гидратов природного газа. Показано, что верхние границы зоны стабильности гидратов располагаются в толще многолетнемерзлых пород. Установлено, что нижние границы зоны стабильности гидратов природного газа во влажной незасоленной пористой среде лежат в пределах от 930 до 1120 м. При насыщении образцов минерализованной водой границы располагаются выше на 80-360 м. Полученные экспериментальные результаты позволяют сделать вывод, что в подмерзлотных водоносных горизонтах Якутского поднятия существуют благоприятные условия для образования гидратов природного газа.

Ключевые слова: гидраты природного газа, водоносные горизонты, подземное хранилище газа, зона стабильности гидратов, геотермический градиент, равновесные условия гидратообразования, гидрокарбонатно-натриевый тип вод.

Литература

1. https://www.cedigaz.org/underground-gas-storage-in-the-world-2020-status/
2. Gasprom PXG» LLC. (2019). Moderate and intensive salt rock damage and deformation processes: new approach in laboratory studies, theoretical modeling and numerical calculations. Gas Industry, 11, 66-67.
3. Makarov, P. V., Sil'vestrov, L. K. (2015). YAkutiya – problemy gazifikacii. Energiya: ekonomika, tekhnika, ekologiya, 9, 30-35.
4. Bondarev, E. A., Rozhin, I. I., Argunova, K. K. (2014). Hydrate formation at development of the Otradninsky gas-condensate field. SOCAR Proceedings, 4, 46-53.
5. Bondarev, E. A., Rozhin, I. I., Popov, V. V., Argunova, K. K. Assessment of possibility of natural gas hydrates underground storage in permafrost regions. Kriosfera Zemli, XIX(4), 64-74.
6. Bondarev, E. A., Rozhin, I. I., Popov, V. V., Argunova, K. K. (2015). Mathematical modeling of natural gas underground storage in hydrate state. SOCAR Proceedings, 2, 54-67.
7. Duchkov, A. D., Sokolova, L. S., Ayunov, D. E., Permyakov, M. E. (2009). Assesment of potential of West Siberian permafrost for the carbon dioxide storage. Earth's Cryosphere, 13(4), 62-68.
8. Shagapov, V. Sh., Musakaev, N. G. (2016). Dynamics for generation and decomposition of hydrates in systems of production, transportation and storage of gas. Moscow: Nauka.
9. Veluswamy, H. P., Kumar, A., Seo, Y., et al. (2018). A review of solidified natural gas (SNG) technology for gas storage via clathrate hydrates. Applied Energy, 216, 262-285.
10. Dolgaev, S. I., Kvon, V.G., Istomin, V. A., et al. (2018). Comparative economic study of hydrate transportation technology. Vesti Gazovoy Nauki, 1(33), 100-116.
11. Kang, H. J., Yang, Y., Ki, M.S., et al. (2016). A concept study for cost effective NGH mid – stream supply chain establishing strategies. Ocean Engineering, 113, 162-173.
12. Shirota, H., Ota, S. (2011). Experiments on self-preservation property & dissociation limit temperature of methane hydrate pellets for sea-borne transport of natural gas hydrate. 2-nd report. In: Proceedings of the 7th International Conference on Gas Hydrates.
13. Takaoki, T., Iwasaki, T., Katoh, Y., et al. (2002). Use of hydrate pellets for transportation of natural gas. 1. Advantage of pellet form of natural gas hydrate in sea transportation. In: Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates.
14. Rehder, G., Eckl, R., Elfgen, M., et al. (2012). Methane hydrate pellet transport using the selfpreservation effect: a techno-economic analysis. Energies, 5, 2499-2523.
15. Watanabe, S., Takahashi, S., Mizubayashi, H., et al. (2008). A demonstration project of NGH land transportation system. In: Proceedings of the 6th International Conference on Gas Hydrates.
16. Shibata, T., Yamachi, H., Ohmura, R., Mori, Y. H. (2012). Engineering investigation of hydrogen storage in the form of a clathrate hydrate: Conceptual designs of underground hydrate-storage silos. International Journal of Hydrogen Energy, 37, 7612-7623.
17. Sivtzev, A. I., Chalaya, O. N., Zueva, I. N. (2016). Hydrocarbon potential of central yakutia as energy resource. Oil and Gas Business, 2, 71-84.
18. (1968). Perspektivy neftegazonosnosti Vostochno-Sibirskoj platformy. Moskva: Nedra.
19. Istomin, V. A., Yakushev, V. S. (1992). Gas hydrates under natural conditions. Moscow: Nedra.
20. Sloan, E. D., Koh, C. A. (2008). Clathrate hydrates of natural gases. Boca Raton: Taylor&Francis Group/CRC Press.
21. Rossi, F., Gambelli, A.M. (2021). Thermodynamic phase equilibrium of single-guest hydrate and formation data of hydrate in presence of chemical additives: a review. Fluid Phase Equilibria, 36, 12958.
22. Semenov V.P. (2018). Geotemperaturnoe pole i kriolitozona Vilyujskoj sineklizy. Dissertaciya na soiskanie uchenoj stepeni kandidata geologo-mineralogicheskih nauk. Yakutsk: SO RAN. Institutmerzlotovedeniya im. V.P. Mel'nikova.
23. Zheleznyak, M.N., Semenov, V.P. (2020). Geotemperaturnoe pole i kriolitozona Vilyujskoj sineklizy. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN.
24. Duchkov, A. D., Zheleznyak, M. N., Sokolova, L. S., Semenov, V. P. (2019). Methane and carbon dioxide hydrate stability zones in the sedimentary cover of the vilyui syneclise. Kriosfera Zemli, XXIII(6). 19-26.
25. Carev, V.P. (1976). Osobennosti formirovaniya, metody poiska i razrabotki skoplenij uglevodorodov v usloviyah vechnoj merzloty. Yakutsk: YAkutskoe knizhnoe izdatel'stvo.
26. Bubnov, A.V., Sidorov, D.P., Carev, V.P., CHerskij, N.V. (1973). Perspektivy gazonosnosti otlozhenij verhnej chasti osadochnogo chekhla Vilyujskoj sineklizy i Predverhoyanskogo progiba /v knige «Issledovaniya i rekomendacii po sovershenstvovaniyu razrabotki poleznyh iskopaemyh severnyj i vostochnyh rajonov SSSR». Yakutsk: Yakutskoe knizhnoe izdatel'stvo.
27. (1989). Vody neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij SSSR: spravochnik. Moskva: Nedra.
28. (1969). Leno-Vilyujskaya neftegazonosnaya provinciya. Moskva: Nauka.
29. (1979). Geologiya SSSR. T. XVIII. YAkutskaya ASSR. Poleznye iskopaemye. Moskva: Nedra.
30. (1980). Geologiya i neftegazonosnost' osadochnyh bassejnov Vostochnoj Sibiri. Leningrad: Nedra.
31. Grubov, L.A., Slavin, V.I. (1971). Sravnitel'naya ocenka gidrogeologicheskih uslovij razlichnyh rajonov Yakutskogo artezianskogo bassejna v svyazi s neftegazonosnost'yu /v knige «Gidrogeologicheskie issledovaniya v neftegazonosnyh rajonah». Leningrad: Izd-vo VNIGRI.
32. Pravkin, S. A., Bolshiyanov, D. Yu., Pomortsev, O, A., et al. (2018). The relief, structure and age of quaternary deposits of the valley of the Lena river in the Yakutian bend. Vestnik of Saint Petersburg University. Earth Sciences, 63(2), 209–229.
33. (2019). GOST 12071-2014. Soils. Sampling, packing, transportation and keeping of samples. Moscow: Standartinform.
34. (2019). GOST 12536-2014. Soils. Methods of laboratory granulometric (grain-size) and microaggregate distribution. Moscow: Standartinform.
35. (2019). GOST 31371.7-2008. Natural gas. Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography method. Part 7. Measurement procedure of the mole fraction of components. Moscow: Standartinform.
36. Wright, J. F., Dallimore, S. R., Nixon, F.M. (1999). Influences of grain size and salinity on pressure-temperature thresholds for methane hydrate stability. In: Scientific Results front JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada. Geological Survey of Canada.
37. Makogon, Yu. F. (1996). Gas hydrate formation in porous medium. In: Proceedings of the 2nd International Conference on Natural Gas Hydrates.
38. Melnikov, V. P., Nesterov, A. N. (1997). Water migration during gas hydrate formation in porous media. In: International Symposium on Ground Freezing and Frost Action in Soils «Ground Freezing 97».
39. Tao, Y., Yan, K., Li, X., et al. (2020). Effects of Salinity on Formation Behavior of Methane Hydrate in Montmorillonite. Energies, 13(231), 15.
40. Lee, J., Chun, M. K., Lee, K. M., et al. (2002). Phase equilibria and kinetic behavior of CO2 hydrate in electrolyte and porous media solutions: application to ocean sequestration of CO2. Korean Journal of Chemical Engineering, 19, 673-678.
41. Mekala, P., Busch, M., Mech, D., et al. (2014). Effect of silica sand size on the formation kinetics of CO2 hydrate in porous media in the presence of pure water and seawater relevant for CO2 sequestration. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 1-9.
42. Chong, Zh., Chan, A., Babu, P., et al. (2015). Effect of NaCl on methane hydrate formation and dissociation in porous media. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 27, 178-189.
43. Kalacheva, L. P., Portnyagin, A. S., Solovyeva, S. A. (2020). Research of formation and decomposition processes of natural gas hydrates of different composition in model stratum waters of a bicarbonate-sodium type. In: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 459(4), 052069.
44. Kalacheva, L. P., Ivanova, I. K., Portnyagin, A. S. (2021). Equilibrium conditions of the natural gas hydrates formation in the pore space of dispersed rocks. In: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666(4), 042062.
45. Kalacheva, L. P., Rozhin, I. I., Fedorova, A. F. The study of the stratum water mineralization influence on the hydrate formation process of the natural gas from the East Siberian platform fields. SOCAR Proceedings, 2, 56-71.

Фильтрационные эксперименты широко используются в нефтегазовой промышленности. С помощью них определяются ключевые физико-химические характеристики пористой среды, параметры фильтрации флюида. Также фильтрационные эксперименты являются основным методом оценки фактора остаточного сопротивления для составов, которые применяются в технологиях ограничения водопритока. Однако фильтрационных исследований не достаточно для изучения распределения фильтрата по объему пористой среды. В данной работе описана методика использования исследований прочностных характеристик для оценки распределения полимерно-гелевой системы «Темпоскрин-Плюс» в поровом объеме керна после фильтрации. Также предложен способ представления данных прочности керна в виде визуализированного изображения распределения твердости по цветовой шкале.

Ключевые слова: прочностные характеристики, твердость, керн, «Темпоскрин-Плюс», фильтрационные эксперименты, визуализация.

Литература

1. Гиматудинов, Ш. К. (1971). Физика нефтяного и газового пласта. Москва: Недра.
2. Каушанский, Д. А., Демьяновский, В. Б., Бакиров, Н. Р. и др. (2019). Результаты опытно-промысловых испытаний технологии «Темпоскрин-Плюс» для ограничения водопритока в добывающих скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 6, 78-82.
3. Каушанский, Д. А., Демьяновский, В. Б. (2018). Инновационная технология ограничения водопритока в добывающих скважинах «Темпоскрин-Плюс». Актуальные проблемы нефти и газа: научное сетевое издание, 1(20), 22.
4. (2016). ГОСТ 24621-2015 (ISO 868:2003). Пластмассы и эбонит. Определение твердости при вдавливании с помощью дюрометра (твердость по Шору). Москва: Стандартинформ.

Карачаганакское месторождение представленное, газоконденсатной и нефтяной зонами, представительный объект для изучения изменения микроструктурной смачиваемости при переходе из одной зоны в другую. Микроструктурная смачиваемость характеризовалась коэффициентом гидрофобизации Ѳ_н, который определяет долю площади поверхности пор, занятую адсорбированными углеводородами. Установлено, что Ѳн образцов газовой и газоконденсатной зон одинаков (в среднем 0.140), нефтяной зоны – в среднем 0.250. Анализ ИК-спектров экстрагированных углеводородов показал, что микроструктурная смачиваемость нефтяной зоны содержит больше ароматических, алифатических, окисленных и серосодержащих структур и меньше разветвленных структур, чем в газоконденсатной зоне. Микроструктурная смачиваемость карбонатных коллекторов зависит от углеводородного состава адсорбированной нефти.

Ключевые слова: микроструктурная смачиваемость; коэффициент гидрофобизации; углеводороды; структурные коэффициенты.

Литература

1. Cuiec, L. E. (1990). Evaluation of reservoir wettability and its effect on oil recovery /In: Interfacial phenomena in oil recovery, N.R. Morrow (ed.). New York: Marcell Dekker.
2. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Михайлов, А. Н. (2017). Микроструктурная смачиваемость карбонатных газоконденсатонасыщенных коллекторов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 45–51.
3. Михайлов, Н. Н., Ермилов, О. М., Сечина, Л. С. (2020). Влияние компонентного состава адсорбированной нефти на микроструктурную смачиваемость карбонатных коллекторов. Доклады Академии Наук. Науки о Земле, 496(2), 1-6.
4. Кузьмин, В. А., Михайлов, Н. Н., Скибицкая, Н. А. и др. (2015). Результаты электронно-микроскопических исследований влияния микроструктурных факторов порового пространства коллектора на характер насыщения нефтью. Геология нефти и газа, 3, 34-44.
5. Михайлов, Н. Н., Семенова, Н. А., Сечина, Л. С. (2011). Влияние микроструктурной смачиваемости на петрофизические характеристики пород-коллекторов. Каротажник, 7, 163-172.
6. Anderson, W. G. (1986). Wettability literature survey - Part 1: Rock/oil/drine interacnions and the effects of core handling on wettability. Journal of Petroleum Technology, 38, 1125-1144.
7. Танкаева, Л. К., Дмитриевский, А. Н., Сечина, Л. С., Приваленко, Н. В. (1983). Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор. Авторское свидетельство СССР 1022005.

Хранение метано-водородных смесей (МВС) в существующих подземных хранилищах газа является необходимым условием развития «углеродно-нейтральной» стратегии Российской Федерации. Применение технологий хранения и поставки МВС в промышленных объемах должно быть обеспечено экспериментальными исследованиями, созданием нормативно-правовой базы и внедрением современных методик сохранения эксплуатационной надежности существующей Единой Газотранспортной Системы. Необходимость проведения научных и проектных работ определяется особенностями хранения МВС и оценкой вероятности возникновения негативных техногенных и механических последствий при эксплуатации оборудования. В материалах приведены основные рисковые модели процессов, возникающих в случае гибридного хранения МВС. Предложено использование кластерной технологии хранения и транспортировки МВС, а также показана необходимость обеспечения постоянного контроля компонентного состава газа в рамках реализации интегрированной автоматизированной потоковой технологии.

Ключевые слова: метано-водородные смеси; водородная энергетика; риски; подземное хранение газа; аппаратный контроль.

Литература

1. Abukova, L. A., Filippova, D. S., Safarova, E. A., et al. (2021). Hydrogeochemical and microbiological features of ugs in the aspect of hybrid storage of natural gases. In: EAGE Conference Proceedings. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202150116
2. Ajanovic, A., Haas, R. (2018). Economic prospects and policy framework for hydrogen as fuel in the transport sector. Energy Policy, 123, 280–288.
3. Aksyutin, O. E., Ishkov, A. G., Romanov, K. V. i dr. (2017). Potencial metano-vodorodnogo topliva v usloviyah perekhoda k nizkouglerodnoj ekonomike. Gazovaya promyshlennost', S1(750), 82–85.
4. Amid, A., Mignard, D., Wilkinson, M. (2016). Seasonal storage of hydrogen in a depleted natural gas reservoir. International Journal of Hydrogen Energy, 41, 5549–5558.
5. Barsuk, N. E., Khaydina, M. P., Khan, S. A. (2018). “Green” gas in the European gas transportation system. Gas Industry, 10, 104–109.
6. Bedel, L., Junker, M. (2006, June). Natural gas pipelines for hydrogen transportation. In: Proceedings of the WHEC Conference Session, Lyon, France.
7. Caglayan, D. G., Weber, N., Heinrichs, H. U., et al. (2020). Technical potential of salt caverns for hydrogen storage in Europe. International Journal of Hydrogen Energy, 45, 6793–6805.
8. Fekete, J. R., Sowards, J. W., Amaro, R. L. (2015). Economic impact of applying high strength steels in hydrogen gas pipelines. International Journal of Hydrogen Energy, 40, 10547–10558.
9. Hagemann, B., Rasoulzadeh, M., Panfilov, M., et al. (2015). Mathematical modeling of unstable transport in underground hydrogen storage. Environmental Earth Sciences, 73, 6891-6898.
10. Henkel, S., Pudlo, D., Werner, L., et al. (2014). Mineral reactions in the geological underground induced by H2 and CO2 injections. Energy Procedia, 6, 8026-8035.
11. Luboń, K., Tarkowski, R. (2020). Numerical simulation of hydrogen injection and withdrawal to and from a deep aquifer in NW Poland. International Journal of Hydrogen Energy, 45, 2068–2083.
12. Lurie, М. V. (2021). Transportation of hydrogen through natural gas pipelines using the batch method. Oil and Gas Territory, 3-4, 86-92.
13. Nemati, B., Mapar, M., Davarazar, P., et al. (2020). A sustainable approach for site selection of underground hydrogen storage facilities using fuzzy-delphi methodology. Journal of Settlements and Spatial Planning, 6, 5–16.
14. Panfilov, M. (2010). Underground storage of hydrogen: in situ selforganisation and methane generation. Transport in Porous Media, 85(3), 841-865.
15. Panfilov, M. (2016). Underground and pipeline hydrogen storage /in: Gupta, R.B., Basile, A., Veziroglu, T.N., eds. «Compendium of hydrogen energy». Vol. 2. Hydrogen storage. Distribution and infrastructure. Woodhead Publishing.
16. Stolyarov, V. E., Monakova, A. S., Safarova, E. A., Filippova, D. S. (2021). Automatization features of industrial hydrogen production and storage. Automation, Telemechanization and Communication in Oil Industry, 3, 18–26.
17. Tarkowski, R. (2017). Perspectives of using the geological subsurface for hydrogen storage in Poland. International Journal of Hydrogen Energy, 42, 347–355.
18. Tarkowski, R. (2019). Underground hydrogen storage: Characteristics and prospects. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 105, 86–94.

В практике нефтедобычи встречаются нефтяные залежи с высокими значениями газосодержания (газовым фактором), от десятков до сотен кубических метров газа на одну тонну добываемой нефти. Растворенный в нефти газ, поступающий из продуктивного пласта в скважину вместе с жидкой фазой (нефть, вода), при определенных термодинамических условиях способен образовывать гидраты, которые осложняют работу насосного внутрискважинного оборудования, снижают коэффициент полезного действия насосов и дебит скважины. Образование газогидратных пробок в скважине требует проведения капитального ремонта, что ведет к увеличению непроизводительного времени, финансовым затратам и росту упущенной выгоды по недополученной нефти. Рассмотренные в статье технологии и устройства, предотвращающие образование газогидратов в скважинах с высоким содержанием газа в нефти показали свою ненадежность и низкую эффективность. Авторы предлагают к рассмотрению новую эффективную технологию эксплуатации таких скважин, позволяющую избежать образование гидратов.

Ключевые слова: скважина; газосодержание; гидраты; добыча; нефть; клапан; муфта; насос.

Литература

1. Ященко, И. Г. (2018). Попутный нефтяной газ Западной Сибири. Сборник статей «Булатовские чтения», 255-261.
2. Адонин, А. Н. (1964). Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. Москва: Недра.
3. Корабельников, М. И., Джунисбеков, М. Ш. (2016). Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин в кризисных условиях. Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: Энергетика, 16(1), 75-79.
4. Кэрролл, Дж. (2007). Гидраты природного газа. Москва: Премиум Инжиниринг.
5. Boxall, J., Greaves, D., Mulligan, J. (2008, July). Gas hydrate formation and dissociation from waterin oil emulsions. In: Proceedings of the 6th International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2008). Vancouver, British Columbia.
6. Sloan, E. D., Dend, J. E., Koh, C. (2008). Clathrate hydrates of natural gases. Taylor & Francis, CRC Press.
7. Федоров, К. М., Вершинин, В. Е., Хабибуллин, Р. А., Варавва, А. И. (2013). Оценка глубины гидратообразования в нефтяных скважинах, расположенных в зоне вечной мерзлоты. Вестник Тюменского государственного университета, 7, 83-90.
8. Бахир, С. Ю., Латыпов, Т. М., Косинцев, В. В. (2010). Способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления. Патент РФ 2380521.
9. Тимашев, А.Т., Зарипов, А.Г., Зиякаев, З.Н., Миназов, Р.Р. (1998). Способ подъема газожидкостной смеси скважин и установка для его осуществления. Патент РФ 2114282.
10. Дуплихин, В. Г. (1997). Способ Дуплихина добычи нефти. Патент РФ 2078910.
11. Кричке, В. О. (). Способ управления работой насосной установки в скважине. Патент РФ 2016252.
12. Жильцов, В. В., Демидов, В. П., Дударев, А. В. и др. (2005). Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом. Патент РФ 2250357.
13. Кричке, В. О., Кричке, В. В. (1999). Способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом. Патент РФ 2140523.
14. Иллюк, Н. И., Чабаев, Л. У., Коваленко, С. А. (2001). Способ восстановления аварийных скважин. Патент РФ 2176724.
15. Исаев, Г. А. (2012). Способ откачивания жидкости установкой электроцентробежного насоса и газосепаратор установки электроцентробежного насоса. Патент РФ 2442023.
16. Ляпков, П. Д.., Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. и др. (1995). Способ откачивания жидкости скважинным насосом и газосепаратор скважинного центробежного насоса. Патент РФ 2027912.
17. Анненков, В. И., Булавин, В. Д., Власов, С. А. и др. (1999). Способ разрушения гидратно-ледяных, асфальтеносмолистых и парафиновых отложений в стволе скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом. Патент РФ 2137908.
18. Корабельников, М.И., Корабельников, А.М. (2018). Способ добычи нефти с повышенным содержанием газа из скважин и устройство для его осуществления. Патент РФ 2667182.
19. Мищенко, И. Т. (2003). Скважинная добыча нефти. Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
20. Багаутдинов, А. А., Барков, С. Л., Белевич, Г. К. и др. (1996). Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т.2. Москва: ОАО ВНИИОНГ.
21. Требин, Ф. А., Макогон, Ю. Ф., Басниев, К. С. (1976). Добыча природного газа. Москва: Недра.

Принципиально новым способом подъёма нефти без использования добывающих скважин и механических устройств может быть рассмотрен электрофорез, с помощью которого предполагается организовать нефтеизвлечение из разведанных месторождений со снижением его себестоимости на 70-80%. Источником электроэнергии, для осуществления предложенного способа нефтеизвлечения на основе электрофореза, может служить способ автономного получения электроэнергии на основе атмосферного электричества. В основе этого способа лежит работа естественного генератора, состоящего из Земли, атмосферы, ионосферы и магнитного поля Земли.Предлагаемый источник энергии прост по конструкции, удобен в использовании. В результате получаемая энергия весьма дешева и экологически чиста. Использование такой установки можно осуществить в любой местности Земли.

Ключевые слова: добыча нефти; электрофорез; электрическое поле; атмосферное электричество; углерод; себестоимость подъёма нефти.

Литература

1. Закиров, С. Н., Закиров, Э. С., Индрупский, И. М. (2016). О регламентирующих документах в нефтегазовом недропользовании. Нефтяное хозяйство, 10, 6-9.
2. Билибин, С. И., Дьяконова, Т. Ф., Исакова, Т. Г. и др. (2015). Алгоритмы определения подсчётных параметров отложений баженовской свиты по Салымской группе месторождений. Научно-технический вестник НК Роснефть, 2, 9-17.
3. Кройт, Г. (1955). Наука о коллоидах. Москва: Издательство иностранной литературы.
4. Духин, С. С., Дерягин, Б. В. (1976). Электрофорез. Москва: АН СССР, Институт физхимии.
5. Ньюмен, Дж. (1977). Электрохимические системы. Москва: Мир.
6. Вернадский, В. И. (1967). Биосфера. Москва: Мысль.
7. Шаньгин, Е. С. (2002). Способ добычи нефти и устройство для его осуществления. Патент РФ 2184838.

Внутрипластовое горение (ВПГ) - проверенный, эффективный метод увеличения нефтеотдачи (МУН). В предыдущей работе была изучена возможность применения ВПГ для добычи тяжелой нефти на нурлатском месторождении (НК Татнефть, Россия) с точки зрения извлечения нефти, повышения качества нефти внутр и пласта, стабильности фронта горения и т. д. В данной работе было исследовано влияние процесса ВПГ на свойства и состав горных пород. Показано, что в изучаемых горных породах в процессе горения нефти могут образовываться магнитные минералы. Их образование зависит от температуры, времени нагрева и нефтяной среды. По магнитным свойствам образцы разделяются по степени прогревания на более и менее нагретые, и не нагретые с содержанием углеводородов. Изменения магнитных свойств горных пород могут быть использованы для разработки технологий мониторинга фронта горения, что очень ценно для управления процессом ВПГ и его корректировки.

Ключевые слова: магнитные свойства; термомагнитный анализ; методы повышения нефтеотдачи; внутрипластовое горение; горная порода.

Литература

1. Sarathi, P. S. (1999). In-situ combustion handbook - principles and practices. Bartleville, Oklahoma: BDM petroleum Tchnologies.
2. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., Abaas, M. (2019). Comparison of oxidation behavior of linear and branched alkanes. Fuel Processing Technology, 188, 203–211.
3. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., et al. (2021). Mechanistic and kinetic insight into catalytic oxidation process of heavy oil in in-situ combustion process using copper (II) stearate as oil soluble catalyst. Fuel, 284, 118981
4. Hascakir, B., Ross, C. M., Castanier, L. M., Kovscek, A. R. (2013). Fuel formation and conversion during in-situ combustion of crude oil. SPE Journal, 18(6), 1217–1228.
5. Yuan, C., Varfolomeev, M. A., Emelianov, D. A., et al. (2018). Copper stearate as a catalyst for improving the oxidation performance of heavy oil in in-situ combustion process. Applied Catalysis A: General, 564, 79–89.
6. Zhao, S., Pu, W., Varfolomeev, M. A., et al. (2018). Low-temperature oxidation of light and heavy oils via thermal analysis: kinetic analysis and temperature zone division. Journal of Petroleum Science and Engineering, 168, 246–255.
7. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A. (2018). Oxidation behavior and kinetics of light, medium, and heavy crude oils characterized by thermogravimetry coupled with fourier transform infrared spectroscopy. Energy and Fuels, 32(4), 5571–5580.
8. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., et al. (2018). Oxidation behavior and kinetics of eight C20-C54 n-alkanes by high pressure differential scanning calorimetry (HP-DSC). Energy and Fuels, 32(7), 7933–7942.
9. Yuan, C., Sadikov, K., Varfolomeev, M., et al. (2020). Low-temperature combustion behavior of crude oils in porous media under air flow condition for in-situ combustion (ISC) process. Fuel, 259, 116293.
10. Pu, W., Zhao, S., Hu, L., et al. (2020). Thermal effect caused by low temperature oxidation of heavy crude oil and its in-situ combustion behavior. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106521.
11. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., Abaas, M. (2019). Combustion behavior of aromatics and their interaction with n-alkane in in-situ combustion enhanced oil recovery process: thermochemistry. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 76, 467–475.
12. Varfolomeev, M. A., Rakipov, I. T., Isakov, D. R., et al. (2015). Characterization and kinetics of Siberian and Tatarstan regions crude oils using differential scanning calorimetry. Petroleum Science and Technology, 33(8), 865–871.
13. Varfolomeev, M. A., Galukhin, A., Nurgaliev, D. K., Kok, M. V. (2016). Thermal decomposition of Tatarstan Ashal’cha heavy crude oil and its SARA fractions. Fuel, 186, 122–127.
14. Kok, M. V., Gundogar, A. S. (2010). Effect of different clay concentrations on crude oil combustion kinetics by thermogravimetry. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry, 99(3), 779–783.
15. Ariskina, K. A., Yuan, C., Abaas, M., et al. (2020). Catalytic effect of clay rocks as natural catalysts on the combustion of heavy oil. Applied Clay Science, 193, 105662.
16. Ariskina, K. A., Abaas, M., Yuan, C., et al. (2020). Effect of calcite and dolomite on crude oil combustion characterized by TG-FTIR. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106550.
17. Ismail, N. B., Hascakir, B. (2020). Impact of asphaltenes and clay interaction on in-situ combustion performance. Fuel, 268, 117358.
18. Lapene, A., Debenest, G., Quintard, M., et al. (2015). Kinetics oxidation of heavy oil. 2. Application of genetic algorithm for evaluation of kinetic parameters. Energy and Fuels, 29(2), 1119–1129.
19. Kök, M. V., Iscan, A. G. (2001). Catalytic effects of metallic additives on the combustion properties of crude oils by thermal analysis techniques. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry, 64(3), 1311–1318.
20. Amanam, U. U., Kovscek, A. R. (2017). Analysis of the effects of copper nanoparticles on in-situ combustion of extra heavy-crude oil. Journal of Petroleum Science and Engineering, 152(03), 406–415.
21. Shokrlu, H. Y., Maham, Y., Tan, X., et al. (2013). Enhancement of the efficiency of in situ combustion technique for heavy-oil recovery by application of nickel ions. Fuel, 105, 397–407.
22. Mehrabi-Kalajahi, S., Varfolomeev, M. A., Yuan, C., et al. (2021). Improving heavy oil oxidation performance by oil-dispersed CoFe2O4 nanoparticles in In-situ combustion process for enhanced oil recovery. Fuel, 285, 119216.
23. Mehrabi-Kalajahi, S., Varfolomeev, M. A., Yuan, C., et al. (2021). Oil-dispersed ƒ¿-Fe2O3 nanoparticles as a catalyst for improving heavy oil oxidation. Energy and Fuels, 35(13), 10498-10511.
24. Bazargan, M., Kovscek, A. R. (2015). A reaction model-free approach for in situ combustion calculations: 1-kinetics prediction. Transport in Porous Media, 107(2), 507-525.
25. Adegbesan, K. O., Donnelly, J. K., Moore, R. G., Bennion, D. W. (1986). Liquid phase oxidation kinetics of oil sands bitumen: Models for in situ combustion numerical simulators. AIChE Journal, 32(8), 1242-1252.
26. Cinar, M. (2011). Kinetics of crude-oil combustion in porous media interpreted using isoconversional methods. PhD dissertation. Stanford University.
27. Kumar, M. (1991). Cross-sectional simulation of West Heidelberg in-situ combustion project. SPE Reservoir Engineering, 6(1), 46-54.
28. Dechelette, B., Christensen, J. R., Heugas, O., et al. (2006). Air injection - improved determination of the reaction scheme with ramped temperature experiment and numerical simulation. Journal of Canadian Petroleum Technology, 45(1), 41-47.
29. Hajiyev, A. M. (2014). Control and regulation of reservoir development, characterized by different environmental conditions. SOCAR Proceedings, 2, 38-45.
30. Kuzina, D. M., Nurgaliev, D. K., Morozov, V. P., et al. (2015). Change in magnetic properties of reservoir rocks during in-situ combustion of crude. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 51(1), 127-132.
31. Varfolomeev, M. A., Yuan, C., Bolotov, A. V., et al. (2021). Effect of copper stearate as catalysts on the performance of in-situ combustion process for heavy oil recovery and upgrading. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109125.
32. Burov, B. V, Nurgaliev, D. K., Yassonov, P. G. (1986). Introduction to paleomagnetic analysis. Kazan: Publishing House of KSU.
33. Dunlop, D., Ozdemir, O. (1997). Rock magnetism: fundamentals and frontiers. United Kingdom: Cambridge University Press.
34. Nagata, T. (1961). Rock Magnetism. New York: Plenum Press.

В мировой практике при разработке битуминозных коллекторов применяется паротепловое воздействие, так как эта технология считается наиболее эффективной, но имеет ряд проблем при наличии глинистых минералов в породе. При контакте глинистых минералов с паром происходит их набухание, что приводит к уменьшению проницаемости коллектора в следствии чего конечная нефтеотдача снижается. В данной работе оценивается влияние содержания глинистых минералов на степень вытеснения нефти при паротепловом воздействия. В результате закачки пара в экспериментах с низкой начальной нефтенасыщенностью менее 2% отсутствует нефтевытеснение. Для извлечения нефти был опробован растворитель на основе алифатических
и полярных фрагментов.

Ключевые слова: закачка пара; битумы; глинистые минералы; растворитель; вытеснение нефти.

Литература

1. Ahmad, K. M., Kristály, F., Turzo, Z. (2018). Effects of clay mineral and physico-chemical variables on sandstone rock permeability. Journal of Oil, Gas & Petrochemical Sciences, 1(1), 18-26.
2. Mukhtanov, B. M. (2021). Application of thermal methods in the Republic of Kazakhstan. Current projects and prospects. SOCAR Proceedings, 1, 114-123.
3. Kudrashou, V. Y., Nasr-El-Din, H. A. (2020). Formation damage associated with mineral alteration and formation of swelling clays caused by steam injection in sandpacks. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 23(1), 326–344.
4. Bennion, D. B., Thomas, F. B., Sheppard, D. A. (1992, February). Formation damage due to mineral alteration and wettability changes during hot water and steam injection in clay-bearing sandstone reservoirs. SPE-23783-MS. In: Symposium on Formation Damage Control held in Lafayette. Society of Petroleum Engineers.
5. Gunter, W. D., Zhou, Z., Perkins, R. H. (1994). Modelling formation damage caused by kaolinite from 25 to 300 °C in the oil sand reservoirs of Alberta. SPE Advanced Technology Series, 2(2), 206-213.
6. Zhuang, Y., Liu, X., Xiong, H., Liang, L. (2018). Microscopic mechanism of clay minerals on reservoir damage during steam injection in unconsolidated sandstone. Energy & Fuels, 32(4), 4671–4681.
7. Day, J. J., Huitt, J. L. (1967). Laboratory study of rock softening and means of prevention during steam or hot water injection. Journal of Petroleum Technology, 19(05), 703–711.
8. Jain, A. K., Ahmed, K., Ferdous, H., et al. (2016, March). An experimental investigation of steam induced permeability changes in clay bearing formation of North Kuwait. SPE-179762-MS. In: SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Society of Petroleum Engineers.
9. Minkhanov, I. F., Bolotov, A. V., Al-Muntaser, A. A., et al. (2021). Experimental study on the improving the efficiency of oil displacement by co-using of the steam-solvent catalyst. Oil Industry, 6, 54-57.
10. Varfolomeev, M. A., Yuan, Ch., Bolotov, A. V., et al. (2021). Effect of copper stearate as catalysts on the performance of in-situ combustion process for heavy oil recovery and upgrading. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109125.
11. Minkhanov, I. F., Marvanov, M. M., Bolotov, A. V., et al. (2020). Improvement of heavy oil displacement efficiency by using aromatic hydrocarbon solvent. International Multidisciplinary Scientific GeoConference: SGEM 20, 1(2), 711-718.

В работе исследован процесс акватермолиза высоковязкой нефти Стреловского месторождения, осваиваемого ООО «РИТЭК» с использованием закачки пара. Было проведено лабораторное моделирование явления некаталитического и каталитического акватермолиза в реакторе высокого давления. По данным лабораторных испытаний установлена высокая эффективность разработанного в Казанском федеральном университете нефтерастворимого катализатора на основе железа в реакциях деструкции смолисто-асфальтеновых веществ. Исследованы образцы исходной нефти, а также продуктов некаталитического и каталитического акватермолиза в присутствии таллата железа и растворителя АСПО при температурах 200, 250 и 300 °С в течение 24 часов. Определен газовый состав продуктов акватермолиза нефти, а также вязкостно-температурные характеристики образцов нефтей. Проведенные исследования выявили, что каталитический акватермолиз оказывает значительное влияние на изменение состава и свойств нефти Стреловского месторождения. Установлено, что наличие катализатора способствует реакциям декарбоксилирования, повышается степень обессеривания и снижается вязкость образцов нефтей.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, акватермолиз, прекурсор катализатора, паротепловое воздействие, вязкость.

Литература

1. Maity, S. K., Ancheyta, J., Marroquín, G. (2010). Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review. Energy & Fuels, 24, 2809–2816.
2. Pevneva, G. S., Voronetskaya, N. G., Sviridenko, N. N. (2020). Cracking of maltenes of naphthenic petroleum in the presence of WC/Ni–Cr. Petroleum Chemistry, 60, 373–379.
3. Pevneva, G. S., Voronetskaya, N. G., Sviridenko, N. N., Golovko, A. K. (2020). Effect of WC/Ni–Cr additive on changes in the composition of an atmospheric residue in the course of cracking. Petroleum Science, 17, 499–508.
4. Sviridenko, N. N., Vosmerikov, A. V., Agliullin, M. R., Kutepov, B. I. (2020) General features of catalytic upgrading of karmalskoe heavy oil in the presence of amorphous aluminosilicates. Petroleum Chemistry, 60, 384–391.
5. Sviridenko, N. N., Golovko, A. K., Kirik, N. P., Anshits, A. G. (2020). Upgrading of heavy crude oil by thermal and catalytic cracking in the presence of NiCr/WC catalyst. Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers, 112, 97–105.
6. Muraza, O., Galadima, A. (2015). Aquathermolysis of heavy oil: A review and perspective on catalyst development. Fuel, 157, 219–231.
7. Hyne, J. B. (1986) Aquathermolysis: a synopsis of work on the chemical reaction between water (steam) and heavy oil sands during simulated steam stimulation. Edmonton, Alberta: AOSTRA Library and Information Service.
8. Mukhamatdinov, I. I., Khaidarova, A. R., Zaripova, R. D., et al. (2020). The composition and structure of ultra-dispersed mixed oxide (II, III) particles and their influence on in-situ conversion of heavy oil. Catalysts, 10, 114.
9. Vakhin, A. V., Aliev, F. A., Mukhamatdinov, I. I., et al. (2020). Catalytic aquathermolysis of Boca de Jaruco heavy oil with nickel-based oil-soluble catalyst. Processes, 8, 532.
10. Khelkhal, M. A., Eskin, A. A., Mukhamatdinov, I. I., et al. (2019). A comparative kinetic study on heavy oil oxidation in the presence of nickel tallate and cobalt tallate. Energy & Fuels, 33(9), 9107-9113.
11. Valiyev, N. A., Jamalbayov, M. А., Ibrahimov, Kh. M., Hasanov, I. R. (2021). On the prospects for the use of CO2 to enhance oil recovery in the fields of Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 1, 83–89.
12. Shamilov, V. M. (2020). Potential applications of carbon nanomaterials in oil recovery. SOCAR Proceedings, 3, 90–107.
13. Sitnov, S. A., Mukhamatdinov, I. I., Vakhin, A. V., et al. (2018). Composition of aquathermolysis catalysts forming in situ from oil-soluble catalyst precursor mixtures. Journal of Petroleum Science and Engineering, 169, 44-50.
14. Shadrina, P. N. (2017). Improvement of technologies for combating asphalt-resin-paraffin deposits on oilfield equipment of high-viscosity oil fields. dissertation. Thesis of PhD. Ufa: Ufa State Petroleum Technical University.
15. Mukhamatdinov, I. I., Giniyatullina, E. E., Mukhamatdinova, R. E., et al. (2021) Effect of an aquathermolysis catalyst on the in-situ transformation of high-viscosity oil from the Strelovskoe field in the Samara region. Oil and Gas New Features, 3, 38-42.

В статье освещаются результаты экспериментальных исследований процесса внутрипластового акватермолиза высоковязкой нефти ярегского месторождения в присутствии таллатов никеля и железа, и глинистых породообразующих минералов. Установлено, что глины как со-катализатор обуславливают синергетический эффект с каталитическим комплексом на основе никеля при 300°С. В результате вязкость нефти после акватермолиза снижается в 4 раза по сравнению с исходной нефтью. Более того, содержание насыщенной фракции продуктов каталитического акватермолиза увеличивается с 36.8 до 50.2 мас.% по сравнению с исходной нефтью, тогда как содержания смол после гидротермальной обработки в присутствии таллата никеля и породообразующего минерала снижается в два раза. Таким образом, полученные результаты подтверждают каталитическую роль глинистых минералов в ускорении реакций деструктивного гидрирования смолисто-асфальтеновых веществ, что приводит к улучшению группового состава и снижению вязкости.

Ключевые слова: высоковязкая нефть; upgrading; катализаторы; акватермолиз; глинистые минералы; переходные металлы; SARA-анализ; вязкость.

Литература

1. Sitnov, S., Mukhamatdinov, I., Aliev, F., et al. (2020). Heavy oil aquathermolysis in the presence of rock-forming minerals and iron oxide (II, III) nanoparticles. Petroleum Science and Technology, 38(6), 574-579.
2. Feyzullayev, K. A., Aliyev, I. M. (2014). The influence of composition of hydrocarbon mixture on condensate recovery in the development of depletion method. SOCAR Proceedings, 3, 71-76.
3. Aliev, F. A., Mukhamatdinov, I. I., Sitnov, S. A., et al. (2021). In-situ heavy oil aquathermolysis in the presence of nanodispersed catalysts based on transition metals. Processes, 9, 127.
4. Minkhanov, I. F., Bolotov, A. V., Al-Muntaser, A. A., et al. (2021). Experimental study on the improving the efficiency of oil displacement by co-using of the steam-solvent catalyst. Oil Industry, 6, 54-57.
5. Mukhamatdinov, I. I., Sitnov, S. A., Slavkina, O. V., et al. (2019). The aquathermolysis of heavy oil from Riphean-Vendian complex with iron-based catalyst: FT-IR spectroscopy data. Petroleum Science and Technology, 37(12), 1410-1416.
6. Yuan, P., Liu, H., Liu, D., et al. (2013). Role of the interlayer space of montmorillonite in hydrocarbon generation: An experimental study based on high temperature–pressure pyrolysis. Applied Clay Science, 75, 82–91.
7. Vossoughi, S., Willhite, G., El Shoubary, Y., Bartlett, G. (1983). Study of the clay effect on crude oil combustion by thermogravimetry and differential scanning calorimetry. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. 27, 17–36.
8. Ranjbar, M. (1993). Influence of reservoir rock composition on crude oil pyrolysis and combustion. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 27, 87–95.
9. Zheng, R., Liao, G., You, H., et al. (2020). Montmorillonite-catalyzed thermal conversion of lowasphaltene heavy oil and its main components. Journal of Petroleum Science and Engineering, 187, 106743.
10. Montgomery, W., Watson, J. S., Lewis, J. M. T., et al. (2018). Role of minerals in hydrogen sulfide generation during steam-assisted recovery of heavy oil. Energy & Fuels, 32, 4651–4654.
11. Chen, Q. Y., Liu, Y. J., Zhao, J. (2011). Intensified viscosity reduction of heavy oil by using reservoir minerals and chemical agents in aquathermolysis. Advanced Materials Research, 236-238, 839–843.
12. Muraza, O. (2015). Hydrous pyrolysis of heavy oil using solid acid minerals for viscosity reduction. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 114, 1–10.
13. Vakhin, A. V., Aliev, F. A., Mukhamatdinov, I. I., et al. (2021). Extra-heavy oil aquathermolysis using nickel-based catalyst: Some aspects of in-situ transformation of catalyst precursor. Catalysts, 11(2), 189.
14. Shamilov, V. M. (2020). Potential applications of carbon nanomaterials in oil recovery. SOCAR Proceedings, 3, 90-107.

Предлагается метод обработки гравиметрических данных, основанный на вейвлет-преобразовании с использованием так называемых «естественных» базисных вейвлет функций. Отличительной особенностью метода является тесная связь, как с прямыми, так и с обратными задачами гравиметрии. В работе показано, что данная особенность позволяет достаточно просто и быстро определять параметры аномалиеобразующих источников даже в условиях сильной интерференции гравитационных полей.

Ключевые слова: гравиметрия; вейвлет-преобразование; аномалия; обратная задача.

Литература

1. Hood, P. (1965). Gradient measurements in aeromagnetic surveying. Geophysics, 30, 891–802.
2. Thompson, D. T. (1982). EULDPH – A new technique for making computer-assisted depth estimates from magnetic data. Geophysics, 47, 31–37.
3. Reid, A. B., Allsop, J. M., Granser, H., et al. (1990). Magnetic interpretation in three dimensions using Euler deconvolution. Geophysics, 55, 80–91.
4. Zhang, C., Mushayandebvu, M. F., Reid, A. B., et al. (2000). Euler deconvolution of gravity tensor gradient data. Geophysics, 65(2), 512-520.
5. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1997). Wavelet analysis of potential fields. Inverse Problems, 13, 165-178.
6. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1999), Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: Basic theory. Journal of Geophysical Research, 104(B3), 5003-5013.
7. Sailhac, P., Galdeano, A., Gibert, D., et al. (2000). Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: complex wavelets and application to aeromagnetic profiles in French Guiana. Journal of Geophysical Research, 104 (B8), 19455-19475.
8. Gibert, D., Pessel, M. (2001). Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: Application to self-potential profiles. Geophysical Research Letters, 28(9), 1863-1866.
9. Sailhac, P., Gibert, D., Boukerbout, H. (2009). The theory of the continuous wavelet transform in the interpretation of potential fields: a review. Geophysical Prospecting, 57, 517–525.
10. Thierry, P. (1984), Functions analytic on the half-plane as quantum mechanical states. Journal of Mathematical Physics, 25(11), 3252.
11. Utemov, E. V., Nurgaliev, D. K. (2005). Natural wavelet transformations of gravity data: theory and applications. Izvestia Physics of the Solid Earth, 41(4), 88-96.
12. Alexandrescu, M., Gilbert, D., Hulot, G., et al. (1995). Detection of geomagnetic jerks using wavelet analysis. Journal of Geophysical Research, 100, 12557-12572.

Цель работы – обосновать и сформулировать принципы формирования данных при множественном результате моделирования гидравлического разрыва пласта (ГРП). Качественные данные для оценки, взаимного сравнения и последующего статистического анализа характеризуются единственным численным значением для каждого рассматриваемого параметра ГРП. Для ряда технологий ГРП может возникнуть неопределенность в связи с получением нескольких значений для рассматриваемого параметра. Научная новизна работы заключается в обосновании нового подхода для оценки получаемого ряда данных при моделировании ГРП. Ряд данных может быть получен как при образовании и моделировании нескольких трещин ГРП, так и для одной трещины при расчете в разных модулях симулятора. В результате была разработана методика комплексирования, позволяющая сформировать единообразный массив данных независимо от количества элементов в результатах моделирования ГРП.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта; кислотно-пропантный гидравлический разрыв пласта; гидравлический разрыв слоистых пород; моделирование гидравлического разрыва пласта; псевдо-трехмерная модель трещины; подготовка данных, статистический анализ.

Литература

1. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
2. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
3. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
4. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
5. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
6. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
7. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
8. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
9. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании "Шешмаойл" - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
10. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
11. Economides, J. M., Nolte, K. I. Reservoir stimulation. (2000). West Sussex, England: John Wiley and Sons.
12. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
13. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
14. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
15. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
16. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
17. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
18. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
19. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
20. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
21. Wang, M., Chen, S., Lin, M. (2018). Enhancing recovery and sensitivity studies in an unconventional tight gas condensate reservoir. Petroleum Science, 15, 305–318.
22. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
23. López-Comino, J. A., Cesca, S., Jarosławski, J., et al. (2018). Induced seismicity response of hydraulic fracturing: results of a multidisciplinary monitoring at the Wysin site, Poland. Scientific Reports, 8.
24. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI11, 68-76.
25. Нургалиев, О. Т., Волченко, Ю. А. (2016). Радиоизотопный метод и измерительный комплекс РИКП-01 для экспрессного определения концентрации проппанта в рабочих смесях, применяемых при гидравлическом разрыве нефтегазосодержащих пластов. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 8, 24-28.
26. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
27. Юсифов, Т. Ю., Попов, В. Г., Фаттахов, И. Г. и др. (2015). Гидроразрыв пласта и его эффективное применение. Научное обозрение, 8, 23-28.
28. Wang, L., Dong, Z., Li, X., Xia, Z. (2018). A multi-scale flow model for production performance analysis in shale gas reservoirs with fractal geometry. Scientific Reports, 8.
29. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
30. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
31. Ahmed Quosay, A., Knez, D., Ziaja, J. (2020). Hydraulic fracturing: new uncertainty based modeling approach for process design using Monte Carlo simulation technique. PLoS ONE, 15(7).
32. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
33. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
34. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
35. Zhang, F., Ma, G., Liu, X., et al. (2018). Experimental analysis of multiple factors on hydraulic fracturing in coalbed methane reservoirs. PLoS ONE, 13(4).
36. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V.V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
37. He, L., Chen, Y., Zhao, H., et al. (2018). Game-based analysis of energy-water nexus for identifying environmental impacts during Shale gas operations under stochastic input. The Science of the Total Environment, 627, 1585-1601.
38. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.

Исследованы энергетические возможности высокоскоростной струи водного раствора полиэтеленоксида (ПЭО) при вариации концентрации и разных давлениях истечения с струеформирующей насадки, которые оценивались по длине формирующегося канала в модели обсадной колоны нефтегазховой скважины, цементного кольца и слоя породы, а также по силе воздействия струи на металлическую пластину закрепленную на физическом маятнике. Экспериментальные данные позволили получить расчетную зависимость в безразмерном виде для определения качества (начальных участков) струй водных растворов разных концентраций и молекулярных масс ПЭО с учетом реальных параметров струеформирующих насадок гидроперфоратора. Комплексное изучение процесса перфорации позволило обосновать механизм высокой разрушающей способности высокоскоростной струи раствора полимера. Установлено, что механизм высокой разрушающей способности водополимерной струи не обусловлен эффектом Томса, а заключается в разрушающем действии динамического давления водополимерной струи «армированной» сильно развернутыми макромолекулярными цепями под действием растягивающего течения во входной области струеформирующей насадки гидроперфоратора.

Ключевые слова: гидроперфоратор; струеформирующая насадка; качество струи; обсадная колона; цементное кольцо; порода; эффект Томса.

Литература

1. Бойко, В. С., Кондрат, Р. М., Яремійчук, З. С. (1996). Довідник з нафтогазової справи. Львів: ІФНТУНГ.
2. Чорний, М. І., Чорний, О. М., Метошоп, І. М., Кузів, І. М. (2013). Геологічні основи розкриття і випробування продуктивних пластів. Івано-Франківськ: ІФНТУНГ.
3. Погребняк, В. Г., Наумчук, Н. В. (1995). О гидродинамической активности полимеров в высокоскоростных потоках. Инженерно-физический журнал, 68(1), 146–148.
4. (1967). Encyclopedia of polymer science and technology. Vol. 6 /ed. by Mark, H. New York: John Wiley.
5. Салянов, В. И., Скурыдин, С. Г. (1978). О связи между строением водных растворов полиэтиленгликоля и компактизацией двухцепочечных молекул ДНК. Молекулярная биология, 12(3), 485–495.
6. Никонов, Г. П., Шавловский, С. С., Хныкин, В. В. (1969). Исследование динамики и структуры тонкой струи воды с давленим 500 ат. Москва: ИГД им. А. А. Скочинского.
7. (2009). Научная школа Ивана Лукича Повха (к 100-летию со дня рождения) /под общ. ред. Ступина, А. Б. Донецк: ДонНУ.
8. Бреннер, В. А., Жабин, А. Б., Пушкарев, А. Е., Щеголевский, М. М. (2000). Гидроструйные технологии в промышленности. Гидромеханическое разрушение горных пород. Москва: Академия горных наук.
9. Мерзляев, В. Г., Бафталовский, В. Е. (2004). Физико-технические основы гидроструйных технологий в горном производстве. Москва: ИГД им. А. А. Скочинского.
10. Френкель, С. Я., Ельяшевич, Г. К., Панов, Ю. Н. (1970). Концентрированные растворы полимеров. Успехи химии и физики полимеров. Москва: Химия.
11. Рабинович, Е. З. (1974). Гидравлика. Москва: Недра.
12. Кузмин, Р. А., Тихомиров, Р. А., Кравченко, Д. В. (2002). О преимуществах гидрорезания материалов струей жидкости с добавками водорастворимых полимеров. Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Аэрокосмические технологии и образование на рубеже веков». Часть 2. Москва: РГАТА, Рыбинск.
13. Povkh, I. L., Pogrebnyak, V. G., Toryanik, A. I. (1979). Relation between molecular structure of polyethyleneoxide and drag reduction. Journal of Engineering Physics, 37(4), 1131–1136.
14. Пилипенко, В. Н. (1980). Влияние добавок на пристенные турбулентные течения. Итоги науки и техники. Серия «Механика жидкости и газа». Выпуск 15. Москва: ВИНИТИ.
15. Погребняк, А. В. (2008). Высокоэффективное гидрорезание твердых пищевых продуктов и материалов. Управление реологическими свойствами пищевых продуктов. Москва: МГУПП.
16. Pogrebnyak, A., Chudyk, I., Pogrebnyak, V., Perkun, I. (2019). Coil-uncoiled chain transition of polyethylene oxide solutions under convergent flow. Chemistry and Chemical Technology, 13(4), 465–470.
17. Pogrebnyak, A. V., Perkun, I. V., Pogrebnyak, V. G. (2017). Degradation of polymer solutions in a hydrodynamic field with a longitudinal velocity gradient. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 90(5), 1219–1224.
18. Иванюта, Ю. Ф., Погребняк, В.Г., Френкель, С. Я. (1992).Структура гидродинамического поля и деформационное поведение макромолекул при сходящемся течении. Высокомолекулярные соединения. Серия А, 34(3), 133–138.
19. Ivanyuta, Yu. F., Naumchuk, N. V., Pogrebnyak, V. G., Frenkel’, S. Ya. (1985). Flow structure of aqueous solutions of polyethylene oxide in the inlet region of short capillaries. Journal of Engineering Physics, 49(4), 1192–1197.
20. Бресткин, Ю. В., Агранова, С. А., Дьякова, Н. Е. (1989). Эффекты ДЛП полимерных растворов в продольном гидродинамическом поле. Высокомолекулярные соединения. Серия В, 31(11), 844–846.
21. Pogrebnyak, V. G., Pogrebnyak, A. V., Perkun, I. V. (2021). Maxwell fluid flow in system supplying hydrodynamically active polymer to boundary layer of streamlined object. Mathematical Modeling and Computing, 8(1), 58–68.

Современный мир является сложнейшим механизмом, в котором каждый процесс, направление, сфера деятельности, несмотря на визуальные различия, в конечном итоге создают единый сложный элемент, направленный на обеспечение жизнедеятельности человека. Одним из ключевых процессов, протекающих на планете, является добыча углеводородного сырья. В статье предлагается рассмотреть решение, которое поспособствует обеспечению эффективности процессов нефтегазодобычи, позволит продлить жизненный цикл зрелых нефтегазодобывающих активов Российской Федерации и продлить их экономическую рентабельность. Экономическая и технологическая эффективность от мероприятий реинжиниринга инфраструктуры для каждого региона индивидуальна, и напрямую зависит от объемов добычи нефти, воды и состояния наземной инфраструктуры. Описанные направления реинжиниринга инфраструктуры, в совокупности представляют собой эффективный инструмент по оптимизации эксплуатационных, капитальных затрат, повышению надежности технологического оборудования, снятию инфраструктурных ограничений, что поспособствует достижению поставленной задачи – поддержанию добычи нефти на зрелых активах.

Ключевые слова: объекты подготовки нефти, компримирования газа, поддержания пластового давления, обеспечения электроснабжения, инженерные сети, эксплуатационные затраты, проведение реинжиниринга.

Литература

1. Гилаев, Г. Г. (2004). Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти. Нефтяное хозяйство, 10, 74-77.
2. Цыкин, И. В., Завьялов, О. В., Соловей, Н. С. (2011). Унификация работ по реинжинирингу инфраструктуры зрелых месторождений. Трубопроводный транспорт, 5 (27), 4–6.
3. Rodriguez, W. A., Colina, J., Montero, L., et al. (1997, October). Re-engineering tank farms. SPE-38818-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
4. Смыслов, В. А., Мелешко, М. С., Чаплыгина, Т. П. и др. (2016). Математические подходы к решению задач реинжиниринга. Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 80–84.
5. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
6. Гилаев, Г. Г., Гладунов, О.,В., Исмагилов, А.,Ф. и др. (2015). Оптимизация состава сооружений как элемент управления затратами при обустройстве нефтяных месторождений. Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 3 (40), 78-80.
7. Гилаев, Г. Г., Гладунов, О. В., Гришагин, А. В. и др. (2016). Повышение достоверности экономических оценок мероприятий по оптимизации сооружений при наземном обустройстве нефтяных одиночных скважин. Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 2 (43), 53-55.
8. Khabibullin, M. Ya. (2019). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560(1), 012065.
9. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидких систем при сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
10. 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.
11. Глущенко, В. Н., Пташко, О. А., Харисов, Р. Я., Денисова, А. В. (2010). Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем.
12. 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.
13. 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.
14. 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.
15. 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.
16. 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.
17. 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. Society of Petroleum Engineers.
18. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
19. 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.
20. 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.
21. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
22. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
23. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
24. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
25. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.
26. Khabibullin, M. Ya. (2019). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560(1), 012065.
27. 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.
28. Ямалетдинова, К. Ш., Халадов, А. Ш., Дудников, Ю. В. и др. (2017). Эффективность кислотных обработок нагнетательных скважин. Успехи современного естествознания, 12, 278-283.
29. 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.
30. Assem, A. I., Nasr-El-Din, H. A., De Wolf, C. A. (2013, June). Formation damage due to iron precipitation in carbonate rocks. SPE-165203-MS. In: SPE European Formation Damage Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
31. 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.
32. Rady, A., Nasr-El-Din, H. A. (2015, October). Iron precipitation in calcite, dolomite and sandstone cores. SPE-176574-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
33. Rabie, A. I., Nasr-El-Din, H. A. (2015, March). 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. Society of Petroleum Engineers.
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).
35. 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. Society of Petroleum Engineers.
36. 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.
37. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133-1140.
38. Vong, C. M., Wong, P. K., Li, Y. P. (2006). Prediction of automotive engine power and torque using least squares support vector machines and Bayesian inference. Engineering Applications of Artificial Intelligence, 19(3), 277-287.

В статье рассмотрен вопрос, касающийся прогноза обводнённости при проведении оптимизации глубинно-насосного оборудования. На практике, как правило, используется экспертная оценка данного параметра, не учитывающая степень планируемой оптимизации относительно текущего режима. В работе предложена методика, позволяющая учитывать динамику планируемых отборов жидкости в прогнозе обводнённости, основанная на характеристиках вытеснения. Для решения описанной задачи выбраны четыре характеристики с определённым видом статистической зависимости, где в одной части уравнения отборы жидкости не зависят от отборов нефти. Это позволяет, задаваясь различными значениями отборов жидкости, прогнозировать отборы нефти и обводнённость на любой момент времени. На примере месторождений одного из регионов Урало-Поволжья определены характеристики вытеснения, наиболее подходящие для определённых геологических условий. Ретроспективный анализ показывает высокую степень сходимости расчётных и фактических показателей обводнённости – среднее абсолютное о тклонение составляет 1,9 %, что по зволяет проводить прогноз с достаточной точностью.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; интенсификация добычи; характеристики вытеснения; обводнённость.

Литература

1. Грищенко, В. А., Баширов, И. Р., Мухаметшин, М. Р., Бильданов, В. Ф. (2018). Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 12, 120-122.
2. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
3. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SP1, 68-76.
4. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
5. Gonzalez, I. J. F., Gammiero, A., Llamedo, M. A. (2012, April). Design of a neural network model for predicting well performance after water shutoff treatments using polymer gels. SPE-153908-MS. In: SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Society of Petroleum Engineers.
6. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
7. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SP1, 98-108.
8. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и нано-размерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
9. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
10. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
11. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
12. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Зейгман, Ю. В., Сергеев, В. В. (2015). Опытно-промышленное внедрение комплексной технологии интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов. Нефтепромысловое дело, 8, 32-37.
14. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
15. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SP1, 88-97.
16. Webb, K. J., Black, C. J. J., Tjetland, G. (2005, November). A laboratory study investigating methods for improving oil recovery in carbonates. SPE-IPTC-10506-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
17. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
18. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
19. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
20. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
21. Азизов, Х. Ф., Лопухов, А. Н. (2010). Статистический анализ технологической эффективности геолого-технических мероприятий на Самотлорском месторождении. Нефтяное хозяйство, 6, 74-77.
22. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
23. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
24. Лысенко, В. Д. (2009). Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. Москва: Недра-Бизнесцентр.
25. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
26. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
27. Vogel, J. V. (1968). Inflow performance relationships for solution-gas drive wells. Journal of Petroleum Technology, 20(1), 83-92.
28. Юнусова, Э. А., Майский, Р. А., Харисов, М. Н., Юнусова, Г. Ф. (2017). Анализ эффективности применения индикаторной кривой Вогеля при прогнозировании дебита нефти. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2(108), 23-31.
29. Мосунов, А. Ю., Сонич, В. П., Черемисин, Н. А. (2004). Условия успешного применения форсированного отбора жидкости на месторождениях Западной Сибири. Труды Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». Москва.
30. Овнатанов, С. Т., Карапетов, К. А. (1967). Форсированный отбор жидкости. Москва: Недра.
31. Савельев, В. А., Токарев, М. А., Чинаров, А. С. (2008). Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Ижевск: Удмуртский университет.
32. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
33. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
34. Мухаметшин, В. В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10(1), 113–131.
35. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SP1, 77-87.
36. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
37. Яртиев, А. Ф., Хакимзянов, И. Н., Петров, В. Н., Идиятуллина, З. С. (2016). Совершенствование технологий по выработке запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов республики Татарстан: монография. Казань: Ихлас.
38. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.

На основе анализа эффективности разработки нефтяных пластов CVI.1 и CVI.2, частично совпадающих в структурном плане, терригенной толщи нижнего карбона одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции предложен алгоритм по оценке эффективности заводнения, учитывающий геологическое строение объекта, результаты исследований керна и геофизических исследований скважин, а также исторические показатели работы скважин. Представленный алгоритм позволяет выявить неэффективные направления закачки для принятия решений по оптимизации системы заводнения. Эффектом является выявленный потенциал по сокращению затрат за счёт снижения неэффективной закачки, а также выявление участков для внедрения методов увеличения нефтеотдачи.

Ключевые слова: разработка месторождений; система поддержания пластового давления; эффективность заводнения; сокращение затрат.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
3. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
4. Яртиев, А. Ф., Хабибрахманов, А. Г., Подавалов, В. Б., Бакиров, А. И. (2017). Циклическое заводнение бобриковского горизонта Сабанчинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 3, 85-87.
5. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
6. Индрупский, И. М., Шупик, Н. В., Закиров, С. Н. (2013). Повышение эффективности поддержания пластового давления на основе опережающего заводнения. Технологии нефти и газа, 3 (86), 49-55.
7. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
8. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
9. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
10. Мусин, К. М., Хусаинов, В. М., Галлямов, Р. Р. и др. (2015). Обоснование предельно-допустимых и оптимальных забойных давлений для карбонатных пластов (на примере турнейского яруса Красногорского месторождения). Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. Москва: Нефтяное хозяйство, 83, 106-113.
11. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
12. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Закиров, Э. С. и др. (2009). Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. Москва; Ижевск: Институт компьютерных исследований.
13. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
14. Янин, А. Н. (2017). Ретроспективный анализ целесообразности заводнения малой нефтяной залежи с ухудшенными коллекторами. Нефтепромысловое дело, 2, 24-31.
15. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
16. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
17. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
18. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
19. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
20. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
21. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
22. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
23. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
24. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
25. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
26. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
27. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
28. Shen, R., Lei, X., Guo, H. K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
29. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well Killing Technology before Workover Operation in Complicated Conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
30. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
31. Абидов, Д. Г., Камартдинов, М. Р. (2013). Метод материального баланса как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 322, 1, 91-96.
32. Анкудинов, А. А., Ваганов, Л. А. (2013). Методика распределения закачиваемой воды по всей площади нефтяной залежи с определением влияющих факторов. Материалы международной научно-практической конференции, 165-168.
33. Мартемьянов, Ю. Ф., Лазарева, Т. Я. (2010). Экспертные методы принятия решений. Тамбов: ТГТУ.
34. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
35. Викторов, П. Ф., Гайнуллин, К. Х., Ефремов, Ф. М. и др. (1996). Обоснование критериев отключения нагнетательных скважин. Геология нефти и газа, 7, 36-38.
36. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.

Статья посвящена диагностике работы насосного оборудования скважин с применением результатов измерения вязкости продукции скважин с помощью разработанного промыслового прибора ВНП 1-4, 0-90. Методика выполнения измерений промысловым вискозиметром нефти разработана в соответствии с положениями ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р ИСО 5725-2. Она прошла аттестацию и введена в Госреестр РФ. На базе предварительных лабораторных исследований вязкости нефтей группы месторождений ООО УК «Шешмаойл» получена формула зависимости вязкости нефтяных эмульсий от температуры и содержания в них пластовой воды. Измерения вязкости разработанным прибором в промысловых условиях показали применимость методики расчета вязкости обводненной нефти.

Ключевые слова: диагностика оборудования; обводненность; температура; вязкость жидкости; динамическая модель; штанговый насос.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Газизов, А. А., Газизов, А. Ш., Богданова, С. А. (2014). Наукоемкие технологии добычи нефти. Казань: Центр инновационных технологий.
3. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
4. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
5. Яртиев, А. Ф., Хакимзянов, И. Н., Петров, В. Н., Идиятуллина, З. С. (2016). Совершенствование технологий по выработке запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов республики Татарстан: монография. Казань: Ихлас.
6. Иванова, М. М., Дементьев, Л. Ф., Чоловский, И. П. (2014). Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. Москва: Альянс.
7. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
8. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
9. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
10. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
11. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
12. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
13. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
14. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании «Шешмаойл» - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
15. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
16. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
17. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
19. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SP1, 77-87.
20. Хабибрахманов, А. Г., Зарипов, А. Т., Хакимзянов, И. Н. и др. (2017). Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан). Казань: Слово.
21. Хисамов, Р. С., Хабибрахманов, А. Г., Подавалов, В. Б. и др. (2016). Особенности геологического строения и перспективы разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов Подверьюского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 11, 84-87.
22. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
23. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
24. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
25. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
26. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
27. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
28. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
29. Кутырев, Е. Ф., Сергиенко, В. Н., Кутырев, А. Е. (2005). О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях (часть 2). Нефтяное хозяйство, 10, 44-48.
30. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
31. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
32. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
33. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
34. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
35. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
36. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
37. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
38. Валеев, М. Д., Леонтьев, С. А., Майер, А. В., Мохов, М. А. (2018). Теория и практика насосной добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.
39. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
40. Рахматуллин, В. Н., Кутырев, Е. Ф., Рамазанов, Р. У., Каримов, А. А. (2006). Исследование эффективной вязкости нефти при глубиннонасосной добыче. Сборник докладов второй научно-практической конференции (дополнительный том) «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности». Уфа: Монография.
41. (2019). Вискозиметр нефти промысловый ВНП 1–4,0–90. Номер государственной регистрации в реестре РФ ФР.1.31.2019.32427.
42. Исаев, А. А., Малыхин, В. И., Шарифуллин, А. А. (2019). Разработка и внедрение промыслового вискозиметра. Нефтепромысловое дело, 12, 62-66.
43. Исаев, А. А., Тахаутдинов, Р. Ш., Малыхин, В. И., Шарифуллин, А. А. (2019). Опыт применения нового вискозиметра для измерения вязкости продукции нефтяной скважины в промысловых условиях. Экспозиция Нефть Газ, 5(72), 37–40.
44. Isaev, A. A., Takhautdinov, R. Sh., Malykhin, V. I., Sharifullin, A. A. (2019, October). Development of novel methods and devices for measuring the total gas-oil ratio, oil and water production rates and fluid viscosity. SPE-198421-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
45. Исаев, А. А., Малыхин, В. И., Шарифуллин, А. А. (2019). Замер вязкости жидкости по методу Гепплера. Нефть. Газ. Новации, 11, 92-94.

Технология гидроразрыва пласта (ГРП) получила широкое распространение при разработке месторождений углеводородного сырья. Она позволяет существенно интенсифицировать выработку запасов за счёт создания каналов высокой проводимости. Различия геологического строения объектов внедрения требуют постоянной адаптации технологических параметров ГРП к конкретным условиям. В работе рассмотрен вопрос повышения эффективности гидроразрыва в условиях многопластового объекта на завершающей стадии разработки с неравномерной степенью выработки запасов по разрезу. По результатам анализа установлено, что верхние пласты, обладающие худшими фильтрационно-емкостными свойствами, являются менее выработанными по сравнению с высокопродуктивными нижними. При проведении ГРП по верхним пластам часть операций имела низкую успешность в связи с прорывами трещин ГРП в нижние выработанные пласты. На основе выявленных зависимостей в работе определена оптимальная удельная загрузка проппанта на метр эффективной мощности в зависимости от геологических условий, а также построены карты перспективности проведения ГРП.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; гидроразрыв пласта; оптимизация гидроразрыва пласта; многопластовые объекты.

Литература

1. Дмитриевский А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, с. 6-7.
2. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
3. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
4. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
5. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
6. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
7. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
8. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
9. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
10. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
11. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
12. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
13. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
14. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
15. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
16. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
17. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
18. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
19. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
20. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
21. Каневская, Р. Д. (1999). Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра-Бизнесцентр.
22. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
23. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
24. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
25. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
26. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
27. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
28. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
29. Shen, R., Lei, X., Guo, H.K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
30. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
31. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
32. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
33. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.
34. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
35. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
36. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
37. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
38. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А., Фоломеев, А. Е. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 92-95.
39. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
40. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
41. Латыпов, И. Д., Ефимов, Д. В., Муринов, К. Ю. и др. (2016). Разработка методического обоснования применимости технологии ГРП на карбонатных коллекторах месторождений, эксплуатируемых ООО «Башнефть-Полюс». Труды конференции «Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть». Уфа: БашНИПИнефть, 124, 359-365.
42. Чекушин, В. Ф., Колесников, А. А., Мухаметшин, М. Р., Литвиненко, С. А. (2012). Масштабное внедрение гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 4, 40-42.
43. Грищенко, В. А., Баширов, И. Р., Мухаметшин, М. Р., Бильданов, В. Ф. (2018). Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 12, 120-122.
44. Jennings, A. R. Jr. PE. (2003). OGCI/PetroSkills hydraulic fracturing applications. Enhanced Well Stimulation, Inc.
45. Грищенко, В. А., Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Локализация и стратегия выработки остаточных запасов нефти пашийского горизонта Туймазинского месторождения на заключительной стадии разработки. Нефтяное хозяйство, 5, 103-107.

Для условий залежей в терригенных коллекторах юрского и палеозойского возрастов Шеркалинского прогиба и Шаимского вала Западной Сибири проведен критериальный анализ и скрининг методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых на месторождениях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Для различных групп месторождений предложен набор наиболее эффективных технологий для выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов обводненных месторождений. Определены области эффективного применения выбранных технологий для залежей, вводимых в разработку в пределах рассмотренных тектонико-стратиграфических элементов. Определение областей проведено на основе использования 19-ти параметров, характеризующих геолого-физические и физико-химические свойства пластов и флюидов, а также максимальных и минимальных значений канонических дискриминантных функций, определяемых по ситуационной карте. На основании численного моделирования процессов нефтеизвлечения выполнен прогноз повышения конечного коэффициента извлечения нефти для пяти объектов-полигонов выделенных групп объектов.

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы; терригенные коллекторы; факторный анализ; методы увеличения нефтеотдачи; численное моделирование; критериальный анализ.

Литература

1. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
2. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
3. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
4. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654(1-15).
5. Рзаева, С. Дж. (2019). Новый микробиологический метод повышения нефтеотдачи пластов, содержащих высокоминерализованную воду. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
6. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
7. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
8. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
9. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
11. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
12. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
13. Shen, R., Lei, X., Guo, H. K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
14. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
15. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
16. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
17. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
18. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
19. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
20. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
21. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
22. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
23. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
24. Мирзаджанзаде, А. Х., Султанов, Ч. А. (1995). Диакоптика процессов нефтеотдачи пластов. Баку: Елм.
25. Йереског, К. Г., Клован, Д. И., Реймент, Р. А. (1980). Геологический факторный анализ. Ленинград: Недра.
26. Мирзаджанзаде, А. Х., Степанова, Г. С. (1977). Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. Москва: Недра.
27. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
28. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
29. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
30. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
31. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
32. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
33. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
34. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
35. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.

Обеспечение полноты выработки нефти и газа из недр путем применения современных техники и технологий контроля притока в скважину является актуальной задачей, особенно для скважин с протяженным горизонтальным окончанием. Устройства контроля притока, применяемые совместно с пакерами и устройствами измерения параметров на забое скважины, входят в состав подобных систем, охватываемых понятием «интеллектуальная скважина». Такие системы в целом позволяют управлять притоком (расходом) на отдельных интервалах горизонтальных скважин или в вертикальных скважинах многопластовых месторождений при одновременной эксплуатации с целью оптимизации добычи без дополнительных внутрискважинных работ в режиме реального времени. Целью данного исследования является анализ существующих УКП для
последующего их совершенствования и применения в интеллектуальных скважинах.

Ключевые слова: устройство контроля притока; горизонтальная скважина; интеллектуальная скважина.

Литература

1. Gualdron, M. G., Anaya, A. F., Araujo, Y. E., et al. (2014, September) Passive inflow control device (ICDs) application in horizontal wells completions in Rubiales area, heavy oil reservoir. SPE-171040-MS. In: SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference. Society of Petroleum Engineers.
2. Henriksen, K., H., Gule, E. I., Augustine, J. R. (2006, June). Augustine case study: the application of inflow control devices in the Troll field. SPE-100308-MS. In: SPE Europec EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
3. Halvorsen, M., Madsen, M., Vikoren Mo., M., et al. (2016, April). Enhanced oil recovery on Troll field by implementing autonomous inflow control device. SPE-180037-MS. In: SPE Bergen One Day Seminar. Society of Petroleum Engineers.
4. Vela, I., Viloria-Gomez, L., Caicedo, R., et al. (2011, May). Well production enhancement results with inflow control device (ICD) completions in horizontal wells in Ecuador. SPE-143431-MS. In: SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
5. Нухаев, М., Журавлев, О., Щелушкин, Р. и др. (2014). Особенности оборудования для строительства горизонтальных скважин. Neftagaz, 4, 20-24.
6. Haaland, A., Rundgren, G., Johannessen, Ø., et al. (2005, May). Completion technology on trollinnovation and simplicity. OTC-17113. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Henriksen, K. H., Gule, E. I., Augustine, J. (2006, June). Case study: the application of inflow control devices in the Troll oil field. SPE-100308-SM. In: Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Akram, N., Hicking, S., Blythe, P., et al. (2001, September). Intelligent well technology in mature assets. SPE-71822-SM. In: Offshore Europe Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Bogaert, P. M., Yang, W., Meijers, H. C., et al. (2004, May). Improving oil production using smart fields technology in the SF30 satellite oil development offshore Malaysia. OTC-16162-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
10. Raffn, A. G., Hundsnes, S., Kvernstuen, S., et al. (2007, April). ICD screen technology used to optimize waterflooding in injector well. SPE-106018-MS. In: Production and Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
11. Garcia, L., Coronado, M. P., Russell, R. D., et al. (2009, December). The first passive inflow control device that maximizes productivity during every phase of a well's life. IPTC-13863-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. Гусев, А. А. (2014). Гидравлика. Теория и практика. Москва: Юрайт.
13. AI-Khelaiwi, F. T., Davies, D. R. (2007, April). Inflow control devices: application and value quantification of a developing technology. SPE-108700-MS. In: Production and Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
14. Halliburton EquiFlow® autonomous inflow control device. https://www.halliburton.com/en/resources/equiflow-aicd-boosts-oil-production-reduces-water-production
15. Crow, S. L., Coronado, M. P., Mody, R. K. (2006, September). Means for passive inflow control upon gas breakthrough. SPE-102208-MS. In: Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA. Society of Petroleum Engineers.
16. Eltaher, E., Muradov, Kh., Davies, D., et al. (2014, October). Autonomous inflow control valves - their modelling and «added value». SPE-170780-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
17. Taghavi, S., Aakre, H., Swaffield, S., et al. (2019, October). Verification of autonomous inflow control valve flow performance within heavy oil-SAGD Thermal flow loop. SPE-196216-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Shaw, J. (2011, November). Comparison of downhole control system technologies for intelligent completions. SPE-147547-MS. In: Canadian Unconventional Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Al-Khelaiwi, F. T., Birchenko, V. M., Konopczynski, M. R., et al. (2010). Advanced wells: a comprehensive approach to the selection between passive and active inflow-control completion. SPE-132976-PA. SPE Production and Operation, 305-326.
20. Rahman, J., Allen, C., Bhat, G. (2012, February). Second-generation interval control valve (ICV) improves operational efficiency and inflow performance in intelligent completions. SPE-150850-MS. In: North Africa Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
21. Hodges, S., Olin, G., Sides, W. (2000, May). Hydraulically-actuated intelligent completions: development and applications. OTC-11933-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
22. Исмаков, Р. А., Денисова, Е. В., Черникова, М. А., Сидоров С. П. (2019). Система управления устройством контроля притока флюида в скважине. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 330, 192-198.
23. Garcia, E., Saldanha, S. (2016, March). Electrohydraulic ICV control system: a novel approach to multizonal control. OTC-26816-MS. In: Offshore Technology Conference Asia. Society of Petroleum Engineers.
24. Golenkin, M. Y., Biakov, A. P., Eliseev, D. V., et al. (2016, Oktober). The first for Russian Oil Company State of art intelligent completion system real time cleanup monitoring and optimization for 3 ERD wells in Caspian offshore. SPE-201904-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Snider, P., Fraley, K. (2007). Marathon, partners adapt RFID technology for downhole drilling, completion applications. Drilling Contractor Journal, 40–41.
26. Семенов, А. А., Киселев, В. М. (2011). Моделирование работы горизонтальных скважин в условиях неоднородности распределения свойств пласта. Engineering & Technologies, 4, 429-437.

В скважину спускают гидропескоструйный перфоратор, устанавливая против выбранного интервала обработки, и гидравлические фиксаторы, необходимые для строгого удержания перфоратора. Смещение последнего исключает возможность избирательной обработки. После обычного гидропескоструйного вскрытия и промывки скважины от песка, не изменяя положения перфоратора, в трубы прокачивают кислотный раствор, который, входя в образованный канал, фильтруется через его стенки в обрабатываемый участок пласта. Часть кислоты, которая после окончания обработки скопилась в стволе скважины, продавливается в пласт продавочной жидкостью через кольцевое пространство. Увеличить время истощения кислотного раствора, т.е. замедлить скорость реакции, можно, добавив в раствор специальные реагенты. Так, весьма эффективным понизителем скорости реакции является препарат синтанол ДС-10 ТУ 2483-016-71150986-2012 (представляет собой неионогенный ПАВ и предназначен для применения в качестве эффективного поверхностно-активного вещества). Добавка его в количестве 0.5 % (по весу от объема раствора) может снизить скорость реакции в 2.7 раза.

Ключевые слова: скорость; реакция; синтанол; обработка; давление.

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. Хабибуллин М.Я. (2018). Исследование процессов, происходящих в колонне труб при устьевой импульсной закачке жидкости в скважину. Нефтегазовое дело, 16(6), 34-39.
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. Society of Petroleum Engineers.
11. 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. Society of Petroleum Engineers.
12. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидких систем при сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
13. 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.
14. Глущенко, В. Н., Пташко, О. А., Харисов, Р. Я., Денисова, А. В. (2010). Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем.
15. 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.
16. 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.
17. 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.
18. 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.
19. 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.
20. 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. Society of Petroleum Engineers.
21. Хабибуллин, М. Я., Сулейманов, Р. И. (2019). Повышение надежности сварных соединений трубопроводов в системе поддержания пластового давления. Нефтегазовое дело, 17(5), 93-98.
22. 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.
23. 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.
24. Khabibullin, M. Ya. (2019, December). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. In: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560 012065.
25. 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.
26. Assem, A. I., Nasr-El-Din, H. A., De Wolf, C. A. (2013, June). Formation damage due to iron precipitation in carbonate rocks. SPE-165203-MS. In: SPE European Formation Damage Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
27. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
28. Rady, A., Nasr-El-Din, H. A. (2015, October). Iron precipitation in calcite, dolomite and sandstone cores. SPE-176574-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
29. Rabie, A. I., Nasr-El-Din, H. A. (2015, March). 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. Society of Petroleum Engineers.
30. 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).
31. Шакен, М. Ш. (2019). Исследование применимости кислотной обработки в конгломератных коллекторах. SOCAR Proceedings, 4, 23-31.
32. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
33. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
34. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
35. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
36. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.

Повышение эффективности водоизоляционных работ является одной из важных задач для устойчивой эксплуатации скважин. В данной статье рассматривается вопрос о применении различных тампонирующих составов для изоляции водопритока в скважину, их достоинства и недостатки, условия применения, а также представлены результаты исследования предлагаемого состава. Рассмотрен состав водного раствора полиалюминия хлорида и суспензии гипсового ангидрита. Состав содержит 45-55 мас.% 15-25 %-ного водного раствора полиалюминия хлорида и 45-55 мас. % суспензии гипсового ангидрита при водотвердом соотношении 0.9. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет получения однородной, плотной тампонирующей массы, образующейся при смешении компонентов состава и набирающей максимальную прочность с течением времени.

Ключевые слова: скважина, обводненность, изоляция, водоприток, тампонирующая масса, призабойная зона пласта, добыча нефти, полиалюминия хлорид, ангидрит.

Литература

1. Chen, L., Wang, J., Yu, L., et al. (2018). Experimental investigation on the nanosilica-reinforcing polyacrylamide / polyethylenimine hydrogel for water shutoff treatment. Energy & Fuels, 32, 6, 6650–6656.
2. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
3. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
4. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
5. Bakhtizin, R. N., Fattakhov, I. G., Kadyrov, R. R., et al. (2015). Destruction of the resins structure due to heating. Oriental Journal of Chemistry, 31(2), 795-803.
6. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 654, 1–15.
7. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании "Шешмаойл" - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
8. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
9. Нургалиев, Р. З., Козихин, Р. А., Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С. (2019). Перспективы применения новых технологий при оценке влияния геолого-технологических рисков. Горный журнал, 4 (2261), 36–40.
10. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др . (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
11. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
12. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
13. Hernando, L., Martin, N., Zaitoun, A., et al. (2020, November). Successful water shutoff treatment of fractured carbonate horizontal well under aquifer pressure support. SPE-203394-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
14. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
15. Abdul Fadil, N., Irawan, S., Mohd Isa, N. A., Shafian, S. R. (2020). Gelation behavior of polyacrylamide reinforced with nano-silica for water shutoff treatment in oil field. Solid State Phenomena, 307, 252-257.
16. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
17. Ибрагимов, Н. Г., Исмагилов, Ф. З., Мусабиров, М. Х., Абусалимов, Э. М. (2014). Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 40-43.
18. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
19. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
20. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
21. Bakhtizin, R. N., Fattakhov, I. G., Kadyrov, R. R., Safiullina, A. R. (2016). Integral analysis aimed at identification and analytical solution of issues on oil recovery efficiency enhancement. International Journal of Applied Engineering Research, 11(3), 1612–1621.
22. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
23. Блажевич, В. А., Умрихина, Е. Н., Уметбаев, В. Г. (1981). Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. Москва: Недра.
24. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
25. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
26. Мухаметшин, В. В., Кадыров, Р. Р. (2017). Влияние нанодобавок на механические и водоизолирующие свойства составов на основе цемента. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 18–36.
27. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
28. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
29. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
30. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
31. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2014). Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 44-47.
32. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
33. Латыпов, Р. Р., Фаттахов, И. Г., Жиркеев, А. С. и др. (2018). Водоизолирующий состав (варианты). Патент РФ 2673500.
34. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
35. Кадыров, Р. Р., Хасанова, Д. К., Сахапова, А. К. и др. (2013). Состав для изоляции водопритока в скважине. Патент РФ 2526039.
36. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
37. Табашников, Р. А., Каримов, Р. А., Жиркеев, А. С. и др. (2017). Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине. Патент РФ 2618539.
38. Сахабутдинов, Р. З., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. и др. (2014). Создание и промышленное внедрение технологий стимуляции скважин на основе импортозамещающих реагентов и составов. Нефтяное хозяйство, 12, 126-129.
39. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
40. Жиркеев, А. С., Сахапова, А. К., Хасанова, Д. К., Шигапов, Н. И. (2017). Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах. Патент РФ 2619778.

Приведены результаты лабораторных экспериментов по исследованию экстракции нефти сверхкритическим диоксидом углерода из низкопроницаемого коллектора. В качестве объекта исследования выбраны образцы керна низкопроницаемого нефтенасыщенного коллектора одного из месторождений Западной Сибири, в настоящее время разрабатываемого в режиме истощения пластовой энергии с низким значением текущего коэффициента нефтеотдачи. Эксперименты по исследованию экстрагирующей способности диоксида углерода проводились на составной модели пласта, состоящей из образцов керна, предварительно насыщенных «мертвой» нефтью. В серии из трех экспериментов время контактирования сверхкритического диоксида углерода с составными керновыми моделями составило 8, 24 и 72 часа соответственно. По результатам лабораторных экспериментов установлена динамика проникновения диоксида углерода по глубине составной керновой модели. Дана оценка динамики изменения коэффициента нефтеотдачи из модели и распределения коэффициента извлечения нефти по длине керновой модели во времени.

Ключевые слова: диоксид углерода; низкопроницаемый коллектор; давление смесимости; Slim-tube; экстракция; повышение нефтеотдачи.

Литература

1. Brock, W. R., Bryan, L. A. (1989, March). Summary results of CO2 EOR field tests, 1972-1987. SPE-18977-MS. In: SPE Joint Rocky Mountain Regional/Low Permeability Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
2. Хромых, Л. Н., Литвин, А. Т., Никитин, А. В. (2018). Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов. Вестник Евразийской науки, 10(5), 1-10.
3. Шаяхметов, А. И., Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф. и др. (2020). Исследование влияния растворения диоксида углерода в нефти на агрегацию асфальтенов в условиях месторождений Республики Башкортостан. Науки о Земле и недропользование, 43(4), 467–475.
4. Alfarge, D., Wei, M., Bai, B. (2017). Factors affecting CO2-EOR in shale-oil reservoirs: Numerical simulation study and pilot tests. Energy Fuels, 31(8), 8462–8480.
5. Alfarge, D., Wei, M., Bai, B. (2017, April). IOR methods in unconventional reservoirs of North America: comprehensive review. SPE-185640-MS. In: SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
6. Song, Z., Li, Y., Song, Y., et al. (2019, October). A critical review of CO2 enhanced oil recovery in tight oil reservoirs of North America and China. SPE-196548-MS. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
7. Hawthorne, S. B., Gorecki, C. D, Sorensen, J. A, et al. (2013, November). Hydrocarbon mobilization mechanisms from upper middle and lower bakken reservoir rocks exposed to CO2. SPE-167200-MS. In: SPE Unconventional Resources Conference Canada. Society of Petroleum Engineers.
8. Hawthorne, S. B., Gorecki, C. D, Sorensen, J. A, et al. (2014). Hydrocarbon mobilization mechanisms using CO2, in an unconventional oil play. Energy Procedia, 63, 7717–23.
9. Hawthorne, S. B., Grabanski, C. B., Miller, D. J., et al. (2019). Hydrocarbon recovery from Williston Basin shale and Mudrock cores with supercritical CO2: Part 1. Method validation and recoveries from cores collected across the basin. Energy Fuels, 33(8), 6857–6866.
10. Велиев, Н. A., Джамалбеков, M. A., Ибрагимов, X. M., Гасанов, И. Р. (2021) О перспективах применения CO2 для повышения нефтеотдачи на месторождениях Азербайджана. SOCAR Proceedings, 1, 83-89.
11. Li, D., Saraji, S., Jiao, Z., Zhang, Y. (2021). CO2 injection strategies for enhanced oil recovery and geological sequestration in a tight reservoir: An experimental study. Fuel, 284, 119013.
12. Wang, Z., Ma, J., Gao, R., et al. (2013, November). Optimizing cyclic CO2 injection for lowpermeability oil reservoirs through experimental study. SPE-167193-MS. In: SPE Unconventional Resources Conference Canada. Society of Petroleum Engineers.
13. Song, C., Yang, D. (2015, September). Performance evaluation of CO2 huff-n-puff process in tight oil. SPE-167217-MS. In: SPE North Africa Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
14. Darvish, G., Linberger, E., Holt, T., Kleppe, J. (2006, June). Reservoir-conditions laboratory experiments of CO2 injection into fractured cores. SPE-99650-MS. In: SPE European/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
15. Tang, G.-Q., Aminzadeh, B., Zhou, D., et al. (2016, August). An experimental study on supercritical CO2 injection in fractured tight reservoir to enhance oil recovery. SPE-2434062-MS. In: SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
16. Mugisha, J., Al-Rbeawi, S., Artun, E. (2021) Analytical modeling of flow regimes during cyclic CO2 injection in hydraulically fractured tight reservoirs for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 201, 108385.
17. Nascimento, F. P., Pereira, V. J., Souza, R. P., et al. (2021). An experimental and theoretical investigation of asphaltene precipitation in a crude oil from the Brazilian pre-salt layer under CO2 injection. Fuel, 284, 118968.
18. Wei, J., Zhou, J., Li, J., et al. (2020). Experimental study on oil recovery mechanism of CO2 associated enhancing oil recovery methods in low permeability reservoirs, Journal of Petroleum Science and Engineering, 197, 108047.
19. Yu, H., Xu, H., Fu, W., et al. (2021). Extraction of shale oil with supercritical CO2: Effects of number of fractures and injection pressure. Fuel, 285, 118977.
20. Chen, H., Li, B., Duncan, I., et al. (2020). Empirical correlations for prediction of minimum miscible pressure and near-miscible pressure interval for oil and CO2 systems. Fuel, 278, 118272.
21. Dargahi-Zarandi, A., Hemmati-Sarapardeh, A., Shateri, M., et al. (2020). Modeling minimum miscibility pressure of pure/impure CO2-crude oil systems using adaptive boosting support vector regression: Application to gas injection processes. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106499.
22. Kalra, S., Tian, W., Wu, X. (2018). A numerical simulation study of CO2 injection for enhancing hydrocarbon recovery and sequestration in liquid-rich shales. Petroleum Science, 15, 103–115.
23. Yu, W., Lashgari, H. R., Wu, K., Sepehrnoori, K. (2015). CO2 injection for enhanced oil recovery in Bakken tight oil reservoirs. Fuel, 159, 354-363.
24. Zhang, Y., Yu, W., Li, Z., Sepehrnoori, K. (2018). Simulation study of factors affecting CO2, huff-n-puff process in tight oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 163, 264–269.
25. Li, G., Cheng, Y., Wang, H., et al. (2014). Feasibility analysis on coiled tubing jet fracturing with supercritical CO2. SOCAR Proceedings, 1, 45-51.
26. Rezk, M. G., Foroozesh, J. (2019). Effect of CO2 mass transfer on rate of oil properties changes: Application to CO2-EOR projects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 180. 298-309.
27. Zhang, Sh., Jia, B., Zhao, J., Pu, H. (2021) A diffuse layer model for hydrocarbon mass transfer between pores and organic matter for supercritical CO2 injection and sequestration in shale. Chemical Engineering Journal, 406, 126746
28. Luan, Y., Liu, B., Hao, P., et al. (2020). Oil displacement by supercritical CO2 in a water cut dead-end pore: Molecular dynamics simulation, Journal of Petroleum Science and Engineering, 188, 106899.
29. Малышев, В. Л., Марьин, Д. Ф., Моисеева, Е. Ф., Гумеров, Н. А. (2016). Влияние газа на прочность жидкости на разрыв. Моделирование методами молекулярной динамики. Теплофизика высоких температур, 54(4), 640-644.
30. Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф., Калиновский, Ю. В. (2018). Сравнительный анализ определения термодинамических свойств метана на основе уравенения состояния Пенга-Робинсона и метода молекулярной динамики. SOCAR Proceedings, 2, 33-40.
31. Исмаилов, О. Д. (2019). Исследование причин коррозии нефтепромыслового оборудования и разработка ингибиторов-бактерицидов на основе имидазолинов. SOCAR Proceedings, 4, 61-66.
32. Пономарёв, А. И., Юсупов, А. Д. (2020). Оценка влияния касательного напряжения на стенке технологических трубопроводов газоконденсатного месторождения на интенсивность углекислотной коррозии. Записки горного института, 244, 439-447.
33. Пономарев, А. И., Иванов, Н. В., Юсупов, А. Д. (2021). Новый методический подход к прогнозированию подверженности оборудования высокотемпературных газоконденсатных скважин углекислотной коррозии. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(6), 49–59.
34. Betekhtin, A., Glavnov, N., Vershinina, M., et al. (2018, October). Increasing the efficiency of gas injection for oil recovery from tight reservoirs. SPE-191666-18RPTC-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.

Статья посвящена вопросу оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения, и формированию стратегии их довыработки. В результате реализации горизонтального бурения темп отбора от ТИЗ по основному по запасам участку увеличился с 0.3 до 5%, что подтверждает высокую эффективность бурения ГС с МГРП на залежах с высокой расчлененностью и неоднородностью продуктивного разреза с целью увеличения темпов выработки запасов и достижения утвержденных значений КИН, а также о высокой эффективности предлагаемого методического подхода в проектировании разработки объекта системой горизонтальных
скважин, правильности выбора стратегии разработки данного объекта при формировании проектных решени.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; карбонатные отложения; выработка запасов; многостадийный гидроразрыв пласта; горизонтальная скважина.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В .В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
3. Мирзаджанзаде, А. Х., Степанова, Г. С. (1977). Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. Москва: Недра.
4. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
5. Гареев, А. Т., Нуров, С. Р., Вагизов, А. М., Сибаев, Т. В. (2018). Комплексные подходы к совершенствованию системы разработки Арланского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 112-116.
6. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
7. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
8. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
9. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании «Шешмаойл» - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
10. Rabaev, R. U., Chibisov, A. V., Kotenev, A. Yu., et al. (2021). Mathematical modelling of carbonate reservoir dissolution and prediction of the controlled hydrochloric acid treatment efficiency. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
11. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
12. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
13. Йереског, К. Г., Клован, Д. И., Реймент, Р. А. (1980). Геологический факторный анализ. Ленинград: Недра.
14. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
15. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
16. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
17. Economides, J. M., Nolte, K. I. Reservoir stimulation. (2000). West Sussex, England: John Wiley and Sons.
18. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
19. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
20. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
21. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.
22. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А., Фоломеев, А. Е. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 92-95.
23. Велиев, Э.Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
24. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328(7), 40–50.
25. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
26. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
27. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
28. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
29. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well Killing Technology before Workover Operation in Complicated Conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
30. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
31. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
32. Shen, R., Lei, X., Guo, H. K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
33. Мирзаджанзаде, А. Х., Султанов, Ч. А. (1995). Диакоптика процессов нефтеотдачи пластов. Баку: Азербайджан.
34. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
35. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
36. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
37. Кондратьев, С. А., Жуковский, А. А., Кочнева, Т. С., Малышева, В. Л. (2016). Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края. Нефтепромысловое дело, 6, 23-26.
38. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
39. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
40. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
41. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
42. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
43. Sun, S. Q. Wan, J.C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
44. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.

В работе представлены возможности оптимизации технологических подходов выполнения операций гидравлического разрыва пласта, с учетом перехода от традиционно применяемых химических компонентов технологической жидкости к синтетическим геллирующим полимерам. Предлагаемый вариант позволит снизить удельные затраты на операционную деятельность по повышению добычи нефти как для новых активов нефтегазодобывающих компаний, так и для активов на этапе промышленной разработки. Особый акцент предлагаемых технологических решений коррелируется с экологической Повесткой в области устойчивого развития до 2030 года, направленной на трансформацию производственных процессов энергетического комплекса по снижению экологического следа предприятий. Выполненный комплекс лабораторных исследований подтверждает перспективу промышленного применения синтетических полимерных систем и целесообразность тиражирования данного подхода. Последующий этап масштабирования опытно-промышленных испытаний позволит иметь основу для разработки и внедрения стандартов в нефтегазодобывающей отрасли.

Ключевые слова: нефть; скважина; гидроразрыв пласта; химические реагенты; синтетические геллирующие полимеры.

Литература

1. A/RES/70/1. (2015). Резолюция Генеральной Ассамблеи ООН. Преобразование нашего мира: Повестка дня в области устойчивого развития на период до 2030 года. https://www.un.org/ru/documents/ods.asp?m=A/RES/70/1
2. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
3. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2014). Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 44-47.
4. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
5. Иванов, С. А., Галкин, В. И., Растегаев, А. В. (2010). Прогноз эффективности гидравлического разрыва пласта по геолого-технологическим показателям. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 3, 17-22.
6. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
7. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
8. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2015). Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 8, 86-89.
9. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
10. Юсифов, Т. Ю., Фаттахов, И. Г., Зиятдинов, А. М. и др. (2015). Влияние напряженного состояния пласта на формирование трещины гидравлического разрыва. Научное обозрение, 19, 97-102.
11. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
12. Стабинскас, А. П. (2014). Оценка эффективности работы скважин после проведения гидравлического разрыва плата. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 1(95), 10-20.
13. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
14. Шакен, М. Ш. (2020). Проблемы и пути решения проведения ГРП в многопластовых залежах со сплошной перфорацией целевого горизонта. SOCAR Proceedings, 3, 66-73.
15. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
16. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
17. Юсифов, Т. Ю., Фаттахов, И. Г., Юсифов, Э. Ю. и др. (2014). Повторный гидроразрыв с уменьшением массы проппанта. Научное обозрение, 11-1, 139-142.
18. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
19. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
20. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
21. Нургалиев, Р. З., Козихин, Р. А., Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С. (2019). Перспективы применения новых технологий при оценке влияния геолого-технологических рисков. Горный журнал, 4 (2261), 36–40.
22. Jia, C., Huang, Z., Sepehrnoori, K., Yao, J. (2021). Modification of two-scale continuum model and numerical studies for carbonate matrix acidizing. Journal of Petroleum Science and Engineering, 197, 107972.
23. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
24. Кулаков, П. А., Кутлубулатов, А. А., Афанасенко, В. Г. (2018). Прогнозирование эффективности гидравлического разрыва пласта как составляющая оптимизации его дизайна. SOCAR Proceedings, 2, 41-48.
25. Мухаметшин, В. В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10 (1), 113–131.
26. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
27. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
28. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
29. Kalia, N., Balakotaiah, V. (2009). Effect of medium heterogeneities on reactive dissolution of carbonates. Chemical Engineering Science, 64(2), 376-390.
30. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
31. Стабинскас, А. П., Султанов, Ш. Х., Хафизов, А. Р., Борисов, Г. А. (2011). Анализ влияния агентов закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта. Нефтегазовое дело, 9(3), 45-49.
32. Султанов, Ш. Х., Котенев, А. Ю., Андреев, В. Е. и др. (2012). Геоинформационная стратегия разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Георесурсы, 2 (44), 40-43.
33. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
34. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
35. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
36. Ke, L., Sun, H., Weston, M., Wallbaum, J. (2019, September). Understanding the mechanism of breaking polyacrylamidefriction reducers. SPE-196107-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
37. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16–38.
38. Van den Brule, B. H. A. A., Gheissary, G. (1993). Effects of fluid elasticity on the static and dynamic settling of a spherical particle. Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics, 49, 123-132.
39. Churakov, A. V., Pichugin, M. N., Fayzullin, I. G., et al. (2020, October). Non-guar synthetic hydraulic fracturing gels – successful concept of choice. SPE-202057-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.

Известно, что информация о плотности распределения фильтрующих каналов может быть получена на основе данных капиллярных исследований образцов керна в лабораторных условиях. Кривую долевого участия поровых каналов в фильтрации, как правило, получают путём численной обработки результатов капиллярных исследований. В настоящей работе с использованием обобщенной математической модели капиллярных кривых получено аналитическое решение для плотности распределения фильтрующих каналов по размерам в условиях пластов-коллекторов Западной Сибири. В работе показано, что основное долевое участие в фильтрации принимают поровые каналы, размеры которых близки максимальному значению. Функция плотности фильтрующих каналов определяется, главным образом, максимальным радиусом и неоднородностью распределения поровых каналов по размерам.

Ключевые слова: кривая капиллярного давления; обобщенная модель; плотность распределения; фильтрующие каналы.

Литература

1. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
2. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
3. Клещев, К. А. (2005). Перспективы развития сырьевой базы нефтегазодобычи в России /в юбилейном сборнике научных трудов кафедры геологии РГУ им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Москва: Нефть и газ.
4. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
5. Конторович, В. А., Бердникова, С. А., Калинина, Л. М., Поляков, А. А. (2004). Сейсмогеологические адаптивные методы прогноза качества коллекторов и подготовки сложнопостроенных ловушек нефти и газа в верхней юре центральных и южных районов Западной Сибири (гоpизонт Ю1 ваcюганcкой cвиты). Геология и геофизика, 1, 79-90.
6. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16–38.
7. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
8. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
9. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
10. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
11. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
12. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
13. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
14. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
15. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З. и др. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
16. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
17. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
18. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
19. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
20. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
21. Тер-Саркисов, Р. М., Максимов, В. М., Басниев, К. С. и др. (2012). Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований.
22. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
23. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
24. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
25. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
26. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
27. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
28. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
29. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
30. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
31. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
32. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
33. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
34. 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.
35. Михайлов, Н. Н. (1992). Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых. Москва: Недра.
36. Михайлов, Н. Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, 7(205), 126-137.
37. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
38. Михайлов, Н. Н., Гурбатова, И. П., Моторова, К. А., Сечина, Л. С. (2016). Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 80-85.

В статье рассмотрен вопрос, касающийся повышения эффективности разработки карбонатных пластов, обладающих сложным геологическим строением. Подобные объекты, как правило, обладают ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, анизотропией параметров и осложнены вторичной пустотностью. Все указанные факторы оказывают влияние на эффективность выработки запасов и, зачастую, находят своё отражение в показателях разработки. На примере отложений турнейского яруса представлен пример методического подхода к анализу разработки с учётом различным геологических факторов. В результате получены различные зависимости, с учётом которых определены наиболее перспективные участки с точки зрения эффективности разработки. Отдельно рассмотрен вопрос эффективности системы заводнения и пути повышения её КПД.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; карбонатные коллектора; эффективность разработки; система заводнения.

Литература

1. Сучков, Б. М. (2005). Добыча нефти из карбонатных коллекторов. Москва: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика».
2. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
3. Ибрагимов, Н. Г., Исмагилов, Ф. З., Мусабиров, М. Х., Абусалимов, Э. М. (2014). Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 40-43.
4. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
5. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328, 7, 40–50.
6. Викторин, В. Д., Лыков, Н. А. (1980). Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. Москва: Недра.
7. Alvarado, V., Thyne, G., Murrel, G. R. (2008, September). Screening strategy for chemical enhanced oil recovery in Wyoming Basin. SPE-115940-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
9. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
10. Byrnes, A. P., Bhattacharya, S. (2006, April). Influence of initial and residual oil saturation and relative permeability on recovery from transition zone reservoirs in shallow-shelf carbonates. SPW-99736-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
11. Зейгман, Ю. В., Сергеев, В. В. (2015). Опытно-промышленное внедрение комплексной технологии интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов. Нефтепромысловое дело, 8, 32-37.
12. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
13. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки горного института, 231, 275-280.
14. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
15. Webb, K. J., Black, C. J. J., Tjetland, G. (2005, November). A laboratory study investigating methods for improving oil recovery in carbonates. IPTC-10506-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
16. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
17. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
18. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
19. 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.
20. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
21. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
22. 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.
23. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
24. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
25. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
26. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
27. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
28. Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И., Хамитов, А. Т. и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
29. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
30. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
31. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
32. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
33. Галкин, В. И., Козлова, И. А. (2016). Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6, 40-45.

34 Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш. (2013). Вопросы эффективности разработки низкопродуктивных карбонатных коллекторов на примере турнейского яруса Туймазинского месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 106–110.

35. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
36. Грищенко, В. А., Баширов, И. Р., Мухаметшин, М. Р., Бильданов, В. Ф. (2018). Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 12, 120-122.
37. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
38. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
39. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
40. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
41. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
42. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки горного института, 240, 711-715.
43. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
44. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
45. Уолкотт, Д. (2001). Разработка и управление месторождениями при заводнении. Москва: Шлюмберже.
46. Абидов, Д. Г., Камартдинов, М. Р. (2013). Метод материального баланса как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении. Известия ТПУ, 322(1), 91-96.

В статье рассмотрен вопрос управления ресурсной базой в условиях сложной структуры остаточных запасов. Для повышения эффективности выработки запасов необходим постоянный мониторинг их распределения – насколько они вовлечены, где потенциал по дополнительному вовлечению, насколько эффективно вырабатываются уже вовлечённые в разработку участки. В работе предложен методический подход к организации процесса контроля остаточных запасов, который позволяет планировать и корректировать программу мероприятий по освоению запасов. Особую актуальность это имеет для компаний, разрабатывающих активы на поздних стадиях разработки, не имеющих возможность «коврового» разбуривания. На примере одного из предприятий, разрабатывающих активы на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, выполнено структурирование остаточных запасов, исходя из которого была сформирована стратегия повышения вовлечённости запасов в разработку. Для анализаа эффективности выработки запасов на вовлечённых участках в работе предложен коэффициент использования запасов, основанный на прогнозе по характеристикам вытеснения. Его внедрение позволило выявить проблемные участки, на примере одного из которых в дальнейшем была реализована высокоэффективная программа бурения горизонтальных скважин.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; запасы нефти; управление ресурсами; выработка запасов; горизонтальные скважины.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
2. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
3. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
4. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
5. Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И., Хамитов, А. Т. и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
6. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
7. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
8. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
9. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
10. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
11. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
12. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
14. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
15. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
16. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
17. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
18. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
19. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
20. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
21. Костригин, И. В., Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И. и др. (2009). Экспресс-метод оценки энергетического и ресурсного потенциала нефтяных залежей в процессе заводнения. Нефтяное хозяйство, 11, 39-41.
22. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
23. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
24. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
25. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
26. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
27. Антоневич, Ю. С., Ефимов, А. В. (2013). Интегрированный подход к управлению инвестиционным портфелем в нефтегазодобывающих компаниях. Нефтяное хозяйство, 12, 83-85.
28. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
29. Shen, R., Lei, X., Guo, H.K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
30. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
31. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
32. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
33. Борисенко, З. Г., Сосон, М. Н. (1973). Подсчет запасов нефти объемным методом. Москва: Недра.
34. Савельев, В. А., Токарев, М. А., Чинаров, А. С. (2008). Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Ижевск: Удмуртский университет.
35. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
36. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
37. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
38. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
39. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
40. Кривова, Н. Р., Решетникова, Д. С., Федорова, К. В., Колесник, С. В. (2015). Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 5, 52-57.
41. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.

На примере одного из месторождений Пермского края рассмотрено геологическое строение каширо-верейских карбонатных отложений. С помощью комплексирования геофизических исследований скважин, стандартных и томографических исследований керна выделены следующие литотипы карбонатных пород: высокопористый кавернозный, слоистый неоднородный пористый, неоднородный трещиновато-пористый, плотный. Установлено, что для неоднородных литотипов оценка пористости в объеме проницаемой части пород заметно превышает 7%, что определяет возможность получения из интервалов притоков нефти. Для выделенных литотипов проведены эксперименты на разрушение пород. В результате установлено, что для образцов кавернозного литотипа при давлении обжатия 20 МПа трещины не образуются. Для уплотненного литотипа уже при давлении обжатия более 10 МПа происходит интенсивное развитие трещиноватости. В результате многоосного нагружения кернов, которое может рассматриваться как аналог гидроразрыва пласта, образуются широкие трещины, по которым может происходить фильтрация флюидов.

Ключевые слова: пропантный гидроразрыв пласта; рентгеновская томография керна; пористость; проницаемость; трещиноватый коллектор; нефтяное месторождение; карбонатные отложения.

Литература

1. Мухаметшин, В. В., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88–97.
2. Мелкишев, О. А., Галкин, В. И., Галкин, С. В. и др. (2018). Применение кластерного анализа при оценке плотности начальных суммарных ресурсов нефти высокоизученных территорий. SOCAR Proceedings, 3, 16-23.
3. Новиков, В. А., Мартюшев, Д. А. (2020). Опыт применения кислотных составов в карбонатных отложениях нефтяных месторождений Пермского края. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 20(1), 72–87.
4. Новиков, В. А. (2021) Методика прогнозирования эффективности матричных кислотных обработок карбонатов. Недропользование, 21(3), 137–143.
5. Хузин, Р. А., Хижняк, Г. П. (2019). Лабораторные исследования влияния концентрации и скорости закачки кислоты на развитие червоточин при пластовых условиях. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 19(4), 356–372.
6. Reinsch, T., Paap, B., Hahn, S., et al. (2018). Insights into the radial water jet drilling technology – Application in a quarry. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 10 (2), 236–248.
7. Кочнев, А. А., Зотиков, В. И., Галкин, С. В. (2018). Анализ влияния геолого-технологических показателей на эффективность технологии радиального бурения на примере эксплуатационных объектов Пермского края. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(12), 20-29.
8. Mahdiyar, H., Salari, A., Qajar, J., Kalantariasl, A.(2019). New correlations for etched fracture width and half-length of acid-fractured wells. Journal of Petroleum Science and Engineering, 182, 106286.
9. Zheng, H., Liao, R., Cheng, N., et al. (2021). Study of mechano-chemical effects on the morphology of hydraulic fractures. Journal of Petroleum Science and Engineering, 206, 109031.
10. Feng, Y.-C., Ma, C.-Y., Deng, J.-G., et al. (2021). A comprehensive review of ultralow-weight proppant technology. Petroleum Science, 18, 807-826.
11. Bessmertnykh, A., Ballarini, R., Dontsov, E. (2020). The effects of proppant on the near-front behavior of a hydraulic fracture. Engineering Fracture Mechanics, 235, 107110.
12. Bandara, K. M. A. S., Ranjith, P. G., Rathnaweera, T. D. (2020). Extensive analysis of single ceramic proppant fracture mechanism and the influence of realistic extreme reservoir conditions on proppant mechanical performance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107586.
13. Вотинов, А. С., Макаренков, Е. С., Черный, К. А., Галкин, С. В. (2020). Анализ эффективности применения пропантного гидроразрыва пласта в потенциально трещиноватых глинисто-карбонатных объектах. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11(347), 68-72.
14. Распопов, А. В., Кондратьев, С. А., Шарафеев, Р. Р. и др. (2019). Опыт выполнения гидроразрыва пласта на месторождениях Пермского края, Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Нефтяное хозяйство, 8, 48-51.
15. Топал, А. Ю., Фирсов, В. В., Усманов, Т. С. и др. (2020). Региональные аспекты проведения ГРП в ОАО «Удмуртнефть». Нефтяное хозяйство, 4, 44-48.
16. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
17. 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.
18. 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.
19. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
20. 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. Society of Petroleum Engineers.
21. Efimov, A. A., Galkin, S. V., Savitckii, Ia. V., Galkin, V. I. (2015). Estimation of heterogeneity of oil & gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core x-ray tomography data. Ecology, Environment and Conservation, Special Issue, 21, 79-85.
22. Pakzad, A., Iacoviello, F., Ramsey, A., et al. (2018). Improved X-ray computed tomography reconstruction of the largest fragment of the Antikythera Mechanism, an ancient Greek astronomical calculator. PLoS ONE, 13(11), e0207430
23. Ефимов, А. А., Савицкий, Я. В., Галкин, С. В. и др. (2016). Исследование смачиваемости коллекторов нефтяных месторождений методом рентгеновской томографии керна. SOCAR Proceedings, 4, 55-63.
24. Berg, S., Armstrong, R., Ott, H., et al. (2014) Multiphase flow in porous rock imaged under dynamic flow conditions with fast x-ray computed microtomography. Petrophysics, 55(4), 304-312.
25. Кривощеков, С. Н., Кочнев, А. А. (2013) Опыт применения рентгеновской томографии для изучения свойств горных пород. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 12(6), 32–42.
26. Черепанов, С. С., Пономарева, И. Н., Ерофеев, А. А., Галкин, С. В. (2014). Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин. Нефтяное хозяйство, 2, 94-96.
27. Мордвинов, В. А., Мартюшев, Д. А., Ладейщикова, Т. С., Горланов, Н. П. (2015). Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин Озерного месторождения. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 14(14), 32-38.
28. Martyushev, D. A., Yurikov, A. (2021). Evaluation of opening of fractures in the Logovskoye carbonate reservoir, Perm Krai, Russia. Petroleum Research, 6(2), 137-143.
29. Seredin, V. V., Parshina, T. Y., Rastegaev, A. V., et al. (2018) Changes of energy potential on clay particle surfaces at high pressures. Applied Clay Science, 155, 8-14.
30. Середин, В. В., Андрианов, А. В., Гайнанов, Ш. Х. и др. (2021) Формирование структуры каолина, обработанного давлением. Недропользование, 21(1), 9-16.

Водогазовое воздействие - это метод добычи нефти, повышающий коэффициенты вытеснения, охвата и регулирующий фронта вытеснения. В статье представлены традиционные методы водогазового воздействия (несмешивающееся водогазовое воздействие, гибридное водогазовое воздействие, одновременное нагнетание воды и газа (SWAG), в том числе со стабилизирующими поверхностно-активными веществами, и попеременное нагнетание воды и газа (WAG)). Рассмотрены такие малораспространенные методы как селективное одновременное нагнетание воды и газа, попеременное нагнетание воды и газа вместе с пеной, усиленное химикатами попеременное нагнетание воды и газа, попеременное нагнетание воды и переменных по размерам порций газа, попеременное нагнетание воды и газа, снижающего вязкость нефти, восходящее и нисходящее попеременное нагнетание воды и газа, попеременное нагнетание воды и углеводородного газа, попеременное нагнетание раствора полимера и газа, попеременное нагнетание раствора ПАВ и газа, попеременное нагнетание воды и пара, попеременное нагнетание воды малой минерализации и газа, попеременное нагнетание воды малой минерализации и пара, попеременное нагнетание «умной» морской воды и углекислого газа и другие. Рассмотрены преимущества и недостатки этих инструментов.

Ключевые слова: водогазовое воздействие; WAG; SWAG; повышение нефтеотдачи; утилизация попутного газа.

Литература

1. Telkov, V. P. (2009). Razrabotka tekhnologii vodogazovogo vozdejstviya na plast putyom nasosno-ezhektornoj i nasosno-kompressornoj zakachki vodogazovyh smesej s penoobrazuyushchimi PAV. Dissertaciya na soiskanie uchenoj stepeni kandidata tekhnicheskih nauk. Moskva: RGU Nefti i Gaza im. I.M. Gubkina.
2. Christensen, J. R., Stenby, E. H., Skauge, A. (1998, March). Review of WAG field experience. SPE-39883-MS. In: SPE International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico. Society of Petroleum Engineers.
3. Darvishnezhad, M. J., Jannatrostami, A., Montazeri, G. H. (2010, June). SPE-132847-MS. Study of various water alternating gas injection methods in 4-and 5-spot injection patterns in an iranian fractured reservoir. In: Trinidad and Tobago Energy Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
4. Afzali, S., Rezaei, N., Zendehboudi, S. (2018). A comprehensive review on enhanced oil recovery by water alternating gas (WAG) injection. Fuel, 227, 218-246.
5. Graham, A. J., Christie, M. A., Al-Haboobi, Z. I. M. (2020). Calibrating the todd and longstaff mixing parameter value for miscible finite-sized slug WAG injection for application on a field scale. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 23, 479–497.
6. Choudhary, M. K., Parekh, B., Dezabala, E., et al. (2011, November). Design, implementation and performance of a down-dip WAG pilot. IPTC-14571-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Zhao, X.-W., Ning, L.C.-L., Ding, X.-L., et al. (2013, October). Study on enhanced oil recovery technology in low permeability heterogeneous reservoir by water-alternate-gas of CO₂ flooding. SPE-165907-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Mousavi, S. M. (2011, July). Investigation of different I-WAG schemes toward optimization of displacement efficiency. SPE-144891-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Netaifi, A. S. Al, Cinar, Y. (2015, March). Experimental investigation of three-phase immiscible floods during gas gravity drainage in naturally fractured reservoirs. SPE-172816-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
10. Holtz, M. H. (2016, April). Immiscible water alternating gas (IWAG) EOR: current state of the art. SPE-179604-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
11. Han, L., Gu, Y. (2014). Optimization of miscible CO₂ water-alternating-gas injection in the Bakken formation. Energy and Fuels, 28(11), 6811–6819.
12. Ning, S. X., Jhaveri, B. S., Fueg, E. M., et al. (2016, May). Optimizing the utilization of miscible injectant at the Greater Prudhoe Bay fields. SPE-180420-MS. In: SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
13. Sohrabi, M., Tehrani, D. H., Al-Abri, M. (2007, September). Performance of near-miscible gas and SWAG injection in a mixed-wet core. In: International Symposium of the Society of Core Analysts held in Calgary, Canada.
14. Hong, K. C., Co, C.O.F.R., Stevens, C. (1992). Water alternating steam process improves project economics at West Coalinga field. SPE Reservoir Engineering,7(04), 407-413.
15. Tunio, S. Q., Chandio, T. A. (2012). Recovery enhancement with application of FAWAG for a Malaysian field. Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology, 4(1), 8–10.
16. Bagrezaie, M. A., Pourafshary, P., Gerami, S. (2014, March). Study of different water alternating carbon dioxide injection methods in various injection patterns in an Iranian non fractured carbonate reservoir. OTC-24793-MS. In: Offshore Technology Conference-Asia. Society of Petroleum Engineers.
17. Sagir, M., Tan, I.M., Mushtaq, M., Nadeem, M. (2014). Novel CO2 philic surfactants for CO2 mobility control for enhanced oil recovery applications. In: SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia 2014: Driving Integrated and Innovative EOR. Society of Petroleum Engineers.
18. Gong, J., Vincent-Bonnieu, S., Bahrim, R. Z. K., et al. (2019). Modeling of liquid injectivity in surfactant-alternating-gas foam enhanced oil recovery. SPE Journal, 24, 1123–1138.
19. Gong, J., Vincent-Bonnieu, S., Bahrim, R. Z. K., et al. (2020). Laboratory investigation of liquid injectivity in surfactant-alternating-gas foam enhanced oil recovery. Transport in Porous Media, 131(1), 85–99.
20. McGuire, P. L. (2005, March-April). Viscosity reduction WAG: an effective EOR process for North Slope viscous oils. SPE-93914-MS. In: SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
21. Al-Shalabi, E. W., Sepehrnoori, K., Pope, G. (2014, December). Modeling the combined effect of injecting low salinity water and carbon dioxide on oil recovery from carbonate cores. IPTC-17862-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
22. Bagrezaie, M. A., Pourafshary, P. (2014, November). Screening different water alternating carbon dioxide injection scenarios to achieve to the highest macroscopic sweep efficiency in a non fractured carbonate reservoir. SPE-172267-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
23. Abbas, A. H., Abdullah, D. S., Jaafar, M. Z., et al. (2020). Comparative numerical study for polymer alternating gas (PAG) flooding in high permeability condition. SN Applied Sciences, 2(5).
24. Dandan, H., Yuanbing, W. (2017, March). Optimization and design for WAG-CO₂ combined with soft micro gel SMG in complicated carbonate reservoirs containing with high permeability streaks. SPE-183723-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Afsharpoor, A., Lee, G.S., & Kam, S.I. (2010). Mechanistic simulation of continuous gas injection period during surfactant-alternating-gas (SAG) processes using foam catastrophe theory. Chemical Engineering Science, 65(11), 3615–3631.
26. Farajzadeh, R., Eftekhari, A. A., Hajibeygi, H., et al. (2016). Simulation of instabilities and fingering in surfactant alternating gas (SAG) foam enhanced oil recovery. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 34, 1191–1204.
27. Al-Saedi, H. N., Long, Y., Flori, R. E., Bai, B. (2019). Coupling smart seawater flooding and CO₂ flooding for sandstone reservoirs: smart seawater alternating CO₂ flooding (SMSW-AGF). Energy and Fuels, 33(10), 9644–9653.

Актуальность исследования обуславливается возможностью потери устойчивости трубопровода в процессе перекачки продукта с положительной температурой эксплуатации и образованием ореолов оттаивания. В работе приведены пути решения тепломеханической задачи перемещения трубопровода вследствие оттаивания участка трубопровода. Исследуется скорость образования ореола оттаивания в зависимости от начальных температур грунта и перекачиваемого продукта. Разработанная система мониторинга позволяет изучить скорость возникновения ореолов оттаивания в процессе перекачки продукта. Проведено экспериментальное исследование по определению скорости образования ореолов оттаивания на экспериментальной модели. Выполнен теплофизический сравнительный расчет температур вокруг трубопровода на модели методом конечных элементов.

Ключевые слова: подземный трубопровод; многолетнемерзлый грунт; ореол оттаивания; мониторинг; условия эксплуатации; напряженно–деформированное состояние.

Литература

1. Chadburn, S. E., Burke, E. J., Cox, P. M., et al. (2017). An observation–based constraint on permafrost loss as a function of global warming. Nature Climate Change, 7(5), 340–344.
2. The Intergovernmental Panel on Climate Change. (2021). https://www.ipcc.ch/sr15/chapter/chapter–1
3. Riseborough, D., Shiklomanov, N., Etzelmuller, B., et al. (2008) Recent advances in permafrost modelling. Permafrost and Periglac. Process, 19, 137–156.
4. Новиков, П. А. (2016). Выявление опасных участков магистральных нефтепроводов на основе долгосрочного прогнозирования ореола оттаивания многолетнемерзлых грунтов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
5. Р609–86. (1987). Рекомендации по прогнозированию динамики теплового и механического взаимодействия трубопроводов с протаивающими грунтами Москва: ВНИИСТ.
6. Nishimura, S., Gens, A., Olivella, S., Jardine, R. J. (2009). THM–coupled finite element analysis of frozen soil: formulation and application. Ge´otechnique, 59(3), 159–171.
7. Li, H., Lai, Y., Wang, L., et al. (2018). Review of the state of the art: interactions between a buried pipeline and frozen soil. Cold Regions Science and Technology, 157, 171–186.
8. Гаррис, Н. А., Русаков, А. И., Лебедева, А. А. (2018). Расчет сбалансированного теплообмена нефтепровода в мерзлоте и определение радиуса ореола протаивания. Нефтегазовое дело, 16 (5), 73–80.
9. Гаррис, Н. А., Кутлыева, З. Р., Баева, Г. Н. (2018). Алгоритм регулирования процесса протаивания–промерзания грунта вокруг наземного трубопровода в условиях вечной мерзлоты. Нефтегазовое дело, 16 (6), 46–55.
10. Гаррис, Н. А., Акчурина, Э. А., Русаков, А. И. (2018). Сопряженная задача регулируемого теплообмена нефтепровода в многолетнемерзлых грунтах. Нефтегазовое дело, 16 (1), 54–61.
11. Zhao, Y., Bo, Y., Yu, G., Li, W. (2014). Study on the water–heat coupled phenomena in thawing frozen soil around a buried oil pipeline. Applied Thermal Engineering, 73, 1477–1488.
12. Xu, J., Abdalla, B., Eltaher, A., Jukes, P. (2009). Permafrost thawing–pipeline interaction advanced finite element model. Paper OMAE2009–79554. In: International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering.
13. Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, 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. Wen, Z., Sheng, Y., Jin, H., et al. (2010). Thermal elasto–plastic computation model for a buried oil pipeline in frozen ground. Cold Regions Science and Technology, 64(3), 248–255.
15. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М., Урманова, А. Р. (2021). Моделирование продольных перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 4, 87–96.
16. Султанмагомедов Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С.М. (2021). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемезлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75–84.
17. Liu, B., Moffitt, K., Nixon, J. F., et al. (2004, October). Numerical studies of pipeline uplift resistance in frozen ground. Paper IPC2004–0137. In: International Pipeline Conference.
18. Примаков, С. С., Жолобов, И. А. (2014). Измерение коэффициента теплопроводности многолетнемерзлых грунтов в интервале практически значимых температур. Нефтяное хохяйство, 9, 55–57.
19. Примаков, С. С., Вершинин, В. Е., Жолобов, И. А. (2013). Теплосиловое взаимодействие горячих подземных трубопроводов с многолетнемерзлыми грунтами. Нефтяное хохяйство, 11, 128–131.
20. Fang, L., Yu, B., Li, J., et al. (2017). Numerical analysis of frozen soil around the mohedaqing crude oil pipeline with thermosyphons. Heat Transfer Engineering, 39(7–8), 630–641.
21. Gulin, D. A., Fayzullina, E. V., Sharipova, E. I., et al. (2021). Analysis of the stress–strain state of the pipeline in the areas of frost heaving of the soil using the SCAD software package. In: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science.
22. Шамилов, Х. Ш., Султанмагомедов, Т. С., Султанмагомедов, С. М. (2021). Разработка конструкции опоры для подземного крепления трубопровода в зонах распространения островной и прерывистой мерзлоты. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 1, 31–40.

Анализ теоретических решений и экспериментальных данных, приведенных в многочисленной литературе, по обоснованию выбора соотношения размера гравия по отношению к размеру пластового песка показал, что с развитием методов эксперимента и накоплением лабораторных и промысловых данных это соотношение имеет тенденцию к уменьшению. При постановке фильтров в открытом стволе значительную роль играют потери давления на поверхности раздела гравия с пластом, и следует отметить, что наибольшая производительность и эффективность фильтра в открытом стволе достигаются тогда, когда вокруг него имеется набивка, которую можно создать подрушением песчаного массива пласта путем циклического изменения дебита. При выборе конструкции фильтра, одновременно с возможностью обеспечения им надежной гидравлической связи в системе пласт-фильтр, решается и основная задача - предотвращение выноса песка в скважину. Изучение условий выноса песчаных частиц через проходные сечения в дырчатых, сетчатых и щелевых фильтрах при работе их как в однородных, так и в разнородных по крупности песках, позволило рекомендовать эмпирические зависимости для определения размеров отверстий.

Ключевые слова: пористая среда; крупная фракция; песок; частица; скважина.

Литература

1. Близнюков, В. Ю, Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. (2010). Анализ нарушений эксплуатационных колонн при разработке пескопроявляющих продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми давлениями. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 6, 50-54.
2. Гилаев, Г. Г. (2004). Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Тюмень.
3. 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.
4. Рабаев Р.У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
5. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
6. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
7. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
8. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.
9. Климов, В. В. (2014). Интерпретация данных профилеметрии обсадных колонн. Точность и инструментальная преемственность для скважин произвольного профиля. Oil&Gas Journal Russia, 5 (83), 36 – 39.
10. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Исламов, Р. Ф. и др. (2010). Методы предупреждения и ликвидации пескопроявления в добывающих скважинах. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 9, 15-21.
11. Близнюков, Ю. В., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. и др. (2010). Пескопроявление в добывающих скважинах и нарушение обсадных колонн. оценка закономерностей распределения пластовых, поровых давлений по разрезу скважин сладковско-морозовской группы месторождений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1, 17-22.
12. Привалихин, Р. С. (2011). Напряженное состояние в зоне контакта двух цилиндрических тел конечной длины. Общие проблемы машиностроения. СФУ, Красноярск, 10, 599 – 603.
13. Близнюков, Ю. В., Гилаев, А. Г., Моллаев, З. Х. и др. (2010). Влияние физико-механических свойств пласта и падения пластового давления на пескопроявление. Инженер-нефтяник, 3, 5-9.
14. Хабибуллин, М. Я. (2020). Совершенствование процесса солянокислотной обработки скважин применением новейших технологий и оборудования. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(10), 128-134.
15. Firme, P. A., Pereira, F. L., Roehl, D., Romanel, C. (2016). A probabilistic assessment of the casing integrity in a Pre-salt wellbore. 50th US Rock Mechanics Geomechanics Symposium, 3, 2555-2564.
16. Lee, H., Ong, S., Azeemuddin, M. (2012). A wellbore stability model for formations with anisotropic rock strengths. Journal of Petroleum Science and Engineering, 96-97, 109-119.
17. Aregbe, A. G. (2017). Wellbore Stability Problems in Deepwater Gas Wells. World Journal of Engineering and Technology, 5(4), 626-647.
18. 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.
19. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. и др. (2010). Обоснование условий расчета и выбора прочностных характеристик эксплуатационных колонн сладковско-морозовской группы месторождений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2, 31-38.
20. Behnia, M.L., Seifabad, M.C. (2018). Stability analysis and optimization of the support system of an underground powerhouse cavern considering rock mass variability. Environmental Earth Sciences, 77(18), 567-578.
21. Cai, M. (2011). Rock mass characterization and rock property variability considerations for tunnel and cavern design. Rock Mechanics and Rock Engineering, 44(4), 379-399.
22. Gaede, O., Karrech, A., Regenauer-Lieb, K. (2013). Anisotropic damage mechanics as a novel approach to improve pre- and post-failure borehole stability analysis. Geophysical Journal International, 193(3), 1095-1109.
23. Gao, D., Sun, L., Lian, J. (2010). Prediction of casing wear in extendedreach drilling. Petroleum Scince, 10, 494-501.
24. Garkasi, A., Yanghua, X., Gefri, L. (2010). Casing wear in extended reach and multilateral wells. World Oil, 6, 135-140.
25. Jiabin, L., Yongga, M., Tianmin, S. (2008). Reserch on Mechanism of Casing Wear in Sliding-Impact Wear Condition. Advanced Tribology: Proceedings of CIST, 87(7), 980-984.
26. Lu, H., Kim, E., Gutierrez, M. (2019). Monte Carlo simulation (MCS)-based uncertainty analysis of rock mass quality Q in underground construction. Tunnelling and Underground Space Technology, 94(8), 327-332.
27. Khabibullin, M. Ya. (2019). Managing the processes accompanying fluid motion inside oil field converging-diverging pipes. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 042012.
28. 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.
29. Хабибуллин, М. Я. (2020). Метод термокислотного импульсирования для увеличения нефтеотдачи. Нефтегазовое дело, 18(4), 58-64.
30. Khabibullin, M.Ya. (2019). Managing the reliability of the tubing string in impulse non-stationary flooding. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry» 4. Mechatronics, Robotics and Electrical Drives, 052012.
31. 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.
32. Khabibullin, M. Ya. (2019). Theoretical grounding and controlling optimal parameters for water flooding tests in field pipelines. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 042013.
33. Manshad, A., Jalalifar, H., Aslannejad, M. (2014). Analysis of vertical, horizontal and deviated wellbores stability by analytical and numerical methods. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 4, 359-369.
34. Каменев, П. А., Богомолов, Л. М. (2017). О распределении по глубине коэффициента внутреннего трения и сцепления в массивах осадочных пород о. Сахалин. Геофизические исследования, 18(1), 5-19.
35. Zhang, J., Lu, Y. (2019). Study on temperature distribution of ultra-deep wellbore and its effect on mechanical properties of surrounding rock. Yanshilixue Yu Gongcheng Xuebao. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 38, 2831-2839.

Статья посвящена проблеме повышения эффективности разделения неоднородных систем под действием центробежных сил гидроциклонов. Основная проблема заключается в том, что в данных аппаратах присутствуют кольцевые вихри. Описано их негативное влияние на процесс разделения гетерогенных смесей. Разработана и представлена конструкция гидроциклона, обеспечивающая повышение его разделительной способности. Особенность конструкции заключается в применении демпфера потока. При этом аппарат может исключить или минимизировать появление кольцевых вихрей с помощью рельефной поверхности демпфера. С целью определения эффективности разделения и адекватности предложенного решения было проведено гидродинамическое компьютерное моделирование, а также экспериментальные исследования. Гидродинамическое компьютерное моделирование проведено с помощью программы Solidworks Flow Simulation. Оно показало, что в рабочей зоне разработанного устройства практически не наблюдается кольцевых вихрей, при этом демпфер отражает высвободившиеся частицы из подкрышечных вихрей. Для проверки качества разделения смесей проведено экспериментальное исследование, в ходе которого получен результат повышения эффективности разделительной способности гидроциклона на 3% в разработанном аппарате по сравнению со стандартными конструкциями гидроциклонов.

Ключевые слова: гидроциклон; сепарация; разделительная способность; гидравлический демпфер; неоднородная система; подготовка нефти; гидродинамика.

Литература

1. Svarovsky, L., Thew, M. T. (1992). Hydrocyclones: analysis and applications. Dordrecht: Springer.
2. Адельшин, А. Б., Бусарев, А. В., Селюгин, А. С., и др. (1988). Обезвоживание нефтей в напорных гидроциклонных установках. Нефтяное хозяйство, 4, 54-56.
3. Дадашов, И. А., Аббасов, И. Ч., Меликова, С. А. (2012). Пути повышения эффективности буровых работ в условиях аномально низких пластовых давлений. SOCAR Proceedings, 2, 14-19.
4. Муллакаев, М. С., Векслер, Г. Б., Муллакаев, Р. М. (2019). Мобильный сонохимический комплекс переработки нефтешламов. SOCAR Proceedings, 3, 88-96.
5. Nasiri, M., Jafari, I. (2017). Produced water from oil-gas plants: a short review on challenges and opportunities. Periodica Polytechnica: Chemical Engineering, 61(2), 73-81.
6. Durdevic, P., Pedersen, S., Bram, M., et al. (2015). Control oriented modeling of a de-oiling hydrocyclone. IFAC-PapersOnLine, 48(28), 291-296.
7. Padhi, M., Kumar, M., Mangadoddy, N. (2020). Understanding the bicomponent particle separation mechanism in a hydrocyclone using a computational fluid dynamics model. Industrial & Engineering Chemistry Research, 59(25), 11621-11644.
8. Ахсанов, Р. Р., Муров, В. М., Николаев, Н. В., и др. (1981). Исследование гидродинамики закрученного потока в трехпродуктовом гидроциклоне. Нефтяное хозяйство, 5, 49-52.
9. Lagutkin, M. G., Baranova, E. Yu. Bulychev, S. Yu. (2008). Effects of the cover zone in a hydrocyclone on the expected suspension separation parameters. Chemical and Petroleum Engineering, 44(1-2), 3-8.
10. Иванов, А. А., Балахнин И. А., Пронин, А. И. (2007). Переходные режимы и кризисные явления в гидроциклонах. Теоретические основы химической технологии, 41(6), 681-691.
11. Шагарова, О. Н. (2010). Энергетическая характеристика гидроциклона. Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал), 10, 127-132.
12. Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., Shadchina, Yu. N., et al. (2019). Study of microrelief forming technology on sliding bearings for oil and gas centrifugal units. Journal of Physics: Conference Series, 1399, 055032.
13. Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., Tynchenko, V. S., et al. (2020). Control of geometric characteristics of surface micro-relief in metal turning using nanodiamond powders. Journal of Physics: Conference Series, 1515, 042104.
14. Петровский, Э. А., Анушенков, А. Н., Петров, Д. В. (2018). Гидроциклон-демпфер. Патент на полезную модель РФ 182045.
15. Kumar, P., Dwari, S., Utkarsh, S., et al. (2020). Investigation and development of 3D printed biodegradable PLA as compact antenna for broadband applications. IETE Journal of Research, 66(1), 53-64.
16. Кащавцев, В. Е., Мищенко, И. Т. (2004). Солеобразование при добыче нефти. Москва: Орбита-М.
17. Гасанов, Φ. Г., Кязимов, Ш. П., Абдуллаева, Э. С. (2017). Новый подход к утилизации механических примесей в системе подготовки скважинной продукции. SOCAR Proceedings, 4, 57-65.
18. Tang, Z., Yu, L., Wang, F., et al. (2018). Effect of particle size and shape on separation in a hydrocyclone. Water, 11(1), 16.
19. Petrovskiy, E. A., Bashmur, K. A., Klykova, V. D. (2021). Design for a hydrocyclone with a disk deflector offering improved efficiency for separating mechanical impurities. Chemical and Petroleum Engineering, 57(5-6), 472-476.

В статье описывается способ борьбы с усталостными явлениями в деталях соединения модулей агрегата электроприводного центробежного насоса для добычи нефти. Показано конструктивное решение для осуществления способа применительно к сложным внутрискваженным условиям в виде многофункционального демпфера с использованием дифференциального поршня для перевода его из транспортного положения при спуске в скважину в рабочее. Для полноразмерного демпфера проведены эксплуатационные исследования его виброизолирующих характеристик при использовании в виде подложек для опорных рычагов эластомеров различных плотностей и составов. Определены предпочтительные характеристики эластомеров и их ранжирование для различных частот вынужденных колебаний.

Ключевые слова: модуль, детали соединений; агрегат электроприводного центробежного насоса; установка электроцентробежная насосная; дифференциальный поршень; демпфер; подложка; виброскорость.

Литература

1. Zubairov, S. G., Yakhin, R. R., Salikhov, I. A., et al. (2010). Electric centrifugal pumping unit. RU Patent 2386055.
2. Zubairov, S. G., Yakhin, R. R., Halimov, F. G., Salikhov, I. A. (2011). Stand for vibration tests of the vibration compensator of electric centrifugal pumping units. Petroleum Engineering, 3, 318-322.
3. Adler, Yu. P., Markova, E. V., Granovsky, Yu. V. (1976). Planning an experiment in the search for optimal conditions. Moscow: Science.
4. Yakhin, R. R., Zubairov, S. G., Ermolenko, A. N. (2011). Investigation of the damping properties of the ECPU vibration compensator on specialized stands. Vestnik USATU, 15, 4 (44), 116-119.
5. Moiseev, K. V., Kuleshov, V. S., Bakhtizin, R. N. (2020). Free convective of a linear heterogeneous liquid in a square cavity at side heating. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
6. Gmurman, V. E. (2004). Probability theory and mathematical statistics: Textbook for universities. Moscow: Higher School.
7. Zubairov, S. G., Yakhin, R. R. (2011). Processing the results of vibration tests by the method of a full factorial experiment. Proceedings of the VII International Educational-Scientific-Practical Conference «Pipeline transport – 2011». Ufa.
8. GOST 23326-78. (1980). Rubber. Dynamic test methods. General requirements. Moscow: Standartinform.

В этом исследовании было произведено имитационное моделирование различных конструкций реакторов пиролиза с помощью программного комплекса COMSOL Multiphysics. Был использован модуль неизотермического потока (турбулентный поток k–ε). Представлены преимущества данного метода перед остальными распространенными методами. Результаты показывают, что при одинаковых условиях нагрев в секционных реакторах осуществляется интенсивнее. Для достижения оптимальных результатов скорость течения теплоносителя в новых реакторах может быть на порядок меньшей по сравнению с классической конструкцией. Применение секционных реакторов для многопоточной переработки углеводородных отходов считается целесообразным.

Ключевые слова: секционный реактор; пиролиз; углеводородные отходы; теплообмен; турбулентный поток. 

Литература

1. Hedeşiu, D. M., Popescu, S. G., Dragomir, M. (2012). Critical analysis on quality costs models. Quality - Access to Success, 13(131), 71-76.
2. Chung, C. A. (2003). Simulation modeling handbook: a practical approach. USA: CRC Press.
3. Wang, Z., Guo, Q., Liu, X., Cao, C. (2007). Low temperature pyrolysis characteristics of oil sludge under
   various heating conditions. Energy & Fuels, 21(2), 957-962.
4. Zubairov, S. G., Ahmetov, A. F., Bairamgulov, et al. (2018). Evaluation of strain-stress states of initial and improved designs of the modules for oil sludge pyrolysis. SOCAR Proceedings, 2, 71-76.
5. Petrovsky, E. A., Kolenchukov, O. A., Solovyov, E. A. (2019). Study of pyrolysis of oil sludge. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 537, 032082.
6. Kolenchukov, O. A., Solovyov, E. A. (2019). Sectional pyrolysis reactor. RU Patent 2677184.
7. Ionescu, A., Costescu, M. (2006). Special features in turbulent mixing. comparison between periodic and non periodic case. Surveys in Mathematics and its Applications, 1, 33-40.
8. Zaheer, Q., Masud, J. (2018). Comparison of flow field simulation of liquid ejector pump using standard k-ε and embedded LES turbulence modelling techniques. Journal of Applied Fluid Mechanics, 11(2), 385-395.
9. Aver`yanov, V., Vasiliev, V., Ulyasheva, V. (2018). Selection of turbulence models in case of numerical simulation of heat-, air- and mass exchange processes. In: 10th Conference on Interdisciplinary Problems in Environmental Protection and Engineering EKO-DOK.
10. Kowal, G., Lazarian, A., Vishniac, E. T., Otmianowska-Mazur, K. (2012). Reconnection studies under different types of turbulence driving. Nonlinear Processes in Geophysics, 19(2), 297-314.
11. Bai, Z., Zhang, J. (2017). Comparison of different turbulence models for numerical simulation of pressure distribution in v-shaped stepped spillway. Mathematical Problems in Engineering, 2017, 3537026.
12. Novković, Đ. M., Burazer, J. M., Ćoćić, A. S., Lećić, M. R. (2018). On the influence of turbulent kinetic energy level on accuracy of k–ε and LRR turbulence models. Theoretical and Applied Mechanics, 25(2), 139-149.
13. Zidouni Kendil, F., Bousbia Salah, A., Mataoui, A. (2010). Assessment of three turbulence model performances in predicting water jet flow plunging into a liquid pool. Nuclear Technology & Radiation Protection, 25(1), 13-22.
14. Spalart, P. R. (2000). Strategies for turbulence modelling and simulation. International Journal of Heat and Fluid Flow, 21(3), 252-263.
15. Atifi, A., Mounir, H., & El Marjani, A. (2015). A 2D finite element model for the analysis of a PEM fuel cell heat and stress distribution. International Review on Modeling and Simulation (IREMOS), 8(6), 632-639.
16. Cheng, S., Wang, Y., Gao, N., et al. (2016). Pyrolysis of oil sudge with oil sludge ash additive employing a stirred tank reactor. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 120, 511-520.
17. Kolenchukov, O. A., Petrovsky, E. A. (2019). Analysis of the causes of failures of pyrolysis units. Journal of Physics: Conference Series, 1399, 055077.
18. Song, C., Pan, W., Srimat, S. T. et al. (2004). Tri-reforming of methane over Ni catalysts for CO2 conversion to Syngas with desired H2CO ratios using flue gas of power plants without CO2 separation. Studies in Surface Science and Catalysis, 153, 315-322.
19. Chang, C.-Y., Shie, J.-L., Lin, J.-P., et al. (2000). Major products obtained from the pyrolysis of oil sludge. Energy & Fuels, 14(6), 1176-1183.

В статье представлены результаты глубокой переработки тяжелой нефти в сверхкритическом водном флюиде, которая позволяет значительно снизить содержание в продуктах серы и смолистых асфальтеновых соединений, а также увеличить выход легких топливных фракций. Показана возможность снижения температуры облагораживания тяжелой нефти за счет присутствия в реакционной среде активного угля. Предлагаемая технология обеспечивает экологически безопасную безостаточную переработку тяжелой нефти и дальнейшее получение высококачественного углеводородного сырья, обогащенного низкокипящими фракциями.

Ключевые слова: превращение; тяжелая нефть; сверхкритический водный флюид; активный уголь.

Литература

1. Huang, S., Cao, M., Cheng, L. (2018). Experimental study on aquathermolysis of different viscosity heavy oil with superheated steam. Energy & Fuels, 32(4), 4850-4858.
2. Petrov, S., Nosova, A., Bashkirtseva, N., Fakhrutdinov, R. (2019, June). Features of heavy oil spraying with single evaporation. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 282(1), 012004.
3. Pivkin, P. (2017). Selecting optimal cutting tools for lathes. Russian Engineering Research, 37(4), 351-353.
4. Petrov, S. M., Kayukova, G. P., Vakhin, A. V., et al. (2015). Catalytic effects research of carbonaceous rock under conditions of in-situ oxidation of super-sticky naphtha. Research Journal of Pharmaceutical, Biological and Chemical Sciences, 6(6), 1624-1629.
5. Nasyrova, Z., Aliev, A., Petrov, S., et al. (2018). The catalytic effects of carbonate minerals on characteristics of heavy oil in hydrothermal reactions. Petroleum Science and Technology, 36(18), 1439-1445.
6. Nosova, A., Petrov, S., Safiulina, A., et al. (2018). The transformation of high-viscosity oil of carbonate rock in the presence of CO [AcAc] 3 catalyst in a vapor-air medium. Petroleum Science and Technology, 36(13), 1001-1006.
7. Thimm, H. F. (2014, June). Aquathermolysis and sources of produced gases in SAGD. In: SPE Heavy Oil Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. Hyne, J. B., Clark, P. D., Clarke, R. A., et al. (1982). Aquathermolysis of heavy oils. Revista Tecnica Intevep, 2(2).
9. Betiha, M. A., ElMetwally, A. E., Al-Sabagh, A. M., Mahmoud, T. (2020). Catalytic aquathermolysis for altering the rheology of asphaltic crude oil using ionic liquid modified magnetic MWCNT. Energy & Fuels, 34(9), 11353-11364.
10. Safiulina, A., Petrov, S., Nosova, A., et al. (2019). Transformation of heavy oil in hydrothermal impact. Petroleum Science and Technology, 37(5), 611-616.
11. Lin, D., Zhu, H., Wu, Y., et al. (2019). Morphological insights into the catalytic aquathermolysis of crude oil with an easily prepared high-efficiency Fe3O4-containing catalyst. Fuel, 245, 420-428.
12. Kayukova, G. P., Morozov, V. P., Islamova, R. R., et al. (2015). Composition of oils of carbonate reservoirs in current and ancient water—oil contact zones. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 51(1), 117-126.
13. Petrov, S. M., Safiulina, A. G., Bashkirtseva, N. Y., et al. (2021). Influence of metal oxides and their precursors on the composition of final products of aquathermolysis of raw Ashalchin oil. Processes, 9(2), 256.
14. Li, C., Huang, W., Zhou, C., Chen, Y. (2019). Advances on the transition-metal based catalysts for aquathermolysis upgrading of heavy crude oil. Fuel, 257, 115779.
15. Lakhova, A. I., Safiulina, A. G., Islamova, G. G., et al. (2021). Study of the impact of nonionic additives on the composition and structure of petroleum dispersed systems by IR spectroscopy. Processes, 9(3), 553.
16. Baibekova, L. R., Petrov, S. M., Mukhamatdinov, I. I., Burnina, M. A. (2015). Polymer additive influence on composition and properties of bitumen polymer compound. International Journal of Applied Chemistry, 11(5), 593-599.
17. Petrov, S. M., Ibragimova, D. A., Abdelsalam, Y. I., Kayukova, G. P. (2016). Influence of rockforming and catalytic additives on transformation of highly viscous heavy oil. Petroleum Chemistry, 56(1), 21-26.
18. Petrov, S. M., Zakiyeva, R. R., Ibrahim, A. Y., et al. (2015). Upgrading of high-viscosity naphtha in the super-critical water environment. International Journal of Applied Engineering Research, 10(24), 44656-61.
19. Zaidullin, I. M., Lakhova, A. I., Ivanova, I. A., et al. (2017). Geothermal transformatiom of organic matter in supercritical water with magnetite and coal particles. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 52(6), 756-761.
20. Petrov, S. M., Kayukova, G. P., Lakhova, A. I., et al. (2016). Steam–air conversion of heavy oil in the presence of nanosized metal oxide particles. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 52(5), 619-625.
21. Xin, S. M., Liu, Q. K., Wang, K., et al. (2016). Solvation of asphaltenes in supercritical water: A molecular dynamics study. Chemical Engineering Science, 146, 115-125.
22. Kozhevnikov, I. V., Nuzhdin, A. L., Martyanov, O. N. (2010). Transformation of petroleum asphaltenes in supercritical water. Journal of Supercritical Fluids, 55(1), 217-222.
23. Petrov S.M., Lakhova A.I., Ibragimova D.A., et al. (2016). Aquatermolisys of heavy crude oil in the presence of metal oxide nanoparticles. Research Journal of Pharmaceutical, Biological and Chemical Sciences, 7(5), 1367-1373.
24. Hosseinpour, M., Hajialirezaei, A. H., Soltani, M., Nathwani, J. (2019). Thermodynamic analysis of in-situ hydrogen from hot compressed water for heavy oil upgrading. International Journal of Hydrogen Energy, 44(51), 27671-27684.
25. Hosseinpour, M., Ahmadi, S. J., Fatemi, S. (2015). Successive co-operation of supercritical water and silica-supported iron oxide nanoparticles in upgrading of heavy petroleum residue: Suppression of coke deposition over catalyst. Journal of Supercritical Fluids, 100, 70-78.
26. Petrov, S. M., Safiulina, A. G., Bashkirtseva, N. Y., et al. (2021). Influence of metal oxides and their precursors on the composition of final products of aquathermolysis of raw Ashalchin oil. Processes, 9(2), 256.
27. Zakieva, R. R., Vasilev, E. R., Karalin, E. A., et al. (2020). Reactivity of metastable water in hydrothermal heavy crude oil and carbonaceous compounds conversions. Journal of Chemical Technology & Metallurgy, 55(4).
28. Bradley, R. H., Sutherland, I., Sheng, E. (1996). Carbon surface: area, porosity, chemistry, and energy. Journal of Colloid and Interface Science, 179(2), 561-569.
29. Valiyev N.A., Jamalbayov M.А., Ibrahimov Kh.M., Hasanov I.R. (2021) On the prospects for the use of CO2 to enhance oil recovery in the fields of Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 83–89.
30. Shamilov V.M. (2020) Potential applications of carbon nanomaterials in oil recovery. SOCAR Proceedings, 3, 90–107.

В данной статье приводятся результаты исследований по изучению адсорбционной способности природных цеолитов для очистки и осушки природных газов. В этой связи были проведены исследования с применением природного клиноптилолита, обработанного различными растворами кадмия и титана, а также изучено влияние температуры. В качестве природного адсорбента были использованы цеолитосодержащие породы, а также для сравнения были проведены опыты с применением синтетического цеолита СаА. Проведенные опыты показали, что наибольшей активностью по сернистым соединениям из исследованных образцов обладает цеолит с месторождений Ай-Даг. Его активность ближе к активности синтетического цеолита СаА. Исследования показали, что природные цеолиты и адсорбенты, полученные на их основе, позволяют осушать газ до температуры точки росы минус 40-45°С. Это достаточно для подготовки газа к транспорту непосредственно на промыслах при любых климатических условиях окружающей среды.

Ключевые слова: госушка газа; цеолит; адсорбент; сернистые соединения.

Литература

1. Челищев, Н. Ф., Беренштейн, Б. Г. (1974). Клинопто лит, Серия IV. Москва: ВИЭМС.
2. Кельцев, Н. В. (1984). Основы адсорб ционной техники. Москва: Химия.
3. Ələkbərov, Y. Z., İsmayılova, H. Q., Xəlilov, R. Z. (2020). Qazların nəqlə hazırlanması və emalının texnologiyaları və eko-iqtisadi aspektləri. Bakı: Elm.

В статье на основе многолетних статистических и отчетных данных анализируется состояние добычи нефти и газа в республике, степень инвестиционной обеспеченности, оценивается структура затрат на инновационные технологии, состояние эксплуатации нефтяных и газовых скважин, внедрение геолого–технических мероприятий, способы эксплуатационных методов, а также методы воздействия на пласт, их влияние на дополнительную добычу нефти. Выявляются резервы и указываются пути их рационального использования.

Ключевые слова: инновационная деятельность, геолого-технические мероприятия, нефтегаз, скважина.

Литература

1. (2020). Azerbaycanin senayesi. Statistik mecmue. Baki: DSK.
2. SOCAR-ın 2015-2019-cu iller uzre illik hesabtlari. Baki: SOCAR.
3. SOCAR-ın 2015-2019-cu iller uzre esas texniki iqtisadi gostericiler toplulari. Baki: SOCAR.
4. Huseynov, A. G. (2021). Neft və ekoloji tehlukesizlik: realliqlar və perspektivler.
5. Aliyev, M., Huseynov, A. (2016). Neft-qaz senayesinin iqtisadiyyati və idare edilməsi.
6. Seferov, Q. A., Mammadova, M. B. (2014). Neftqazchixarmada istehsal semereliliyinin yukseldilmesi ehtiyatlari. Baki.
7. Genciyev, G. (2007). Transmilli korporasiyalar. Baki.

Статья посвящена вопросу экономической привлекательности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях Урало-Поволжья. Топливно-энергетический комплекс является бюджетообразующим для нефтедобывающих регионов и способствует развитию всех отраслей экономики, а также несет социальную ответственность. Текущая ситуация и тенденции изменения мировой экономики показывают, что интенсификация добычи нефти является первостепенной задачей для повышения эффективности работы всех смежных отраслей. Основную долю в структуре затрат составляют налоговые отчисления. Поэтому с целью стимулирования выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов предусматриваются налоговые льготы в виде пониженного налога на добычу полезных ископаемых. В работе рассмотрен пример повышения эффективности разработки за счёт налогового стимулирования. По результатам оценки вариант с налоговым стимулированием является более выгодным как для государства, так и для недропользователя.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; трудноизвлекаемые запасы; налогообложение; льготирование; интенсификация добычи.

Литература

1. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года. http://government.ru/docs/39847
2. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р. (2017). Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции). Геология и геофизика, 58 (12), 1835–1852.
3. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
4. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
5. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
6. Лившиц, В. Р. (2021). Распределение ресурсов углеводородов по залежам и месторождениям и месторождений по числу залежей. Нефтяное хозяйство, 9, 18-22.
7. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
8. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
9. Шпуров, И.В., Коносавский, П.К., Черушникова, А.С. и др. (2021). К вопросу изучения процесса фильтрации в низкопроницаемых коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 46-50.
10. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р., Бурштейн, Л. М., Курчиков, А. Р. (2021). Оценка начальных и прогнозных (перспективных и прогнозируемых) геологических и извлекаемых ресурсов нефти Западно–Сибирской нефтегазоносной провинции и их структуры. Геология и геофизика, 62(5), 711–726.
11. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
12. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
13. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
14. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
15. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
16. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
17. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
18. Фомкин, А. В., Фурсов, А. Я., Щербина, В. В. (2017). Оценка эффективности разных технологий интенсификации разработки многопластовых и резко неоднородных объектов. Нефтяное хозяйство, 6, 104-108.
19. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
20. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
21. Economides, J. M., Nolte, K.I. Reservoir stimulation. (2000). West Sussex, England: John Wiley and Sons.
22. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Закиров, Э. С. и др. (2009). Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 2. Москва: Ижевск: Институт компьютерных исследований.
23. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
24. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
25. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
26. Мандрик, И. Э., Панахов, Г. М., Шахвердиев, А. Х. (2010). Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. Москва: Нефтяное хозяйство.
27. Мухаметшин, В. В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10(1), 113–131.
28. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
29. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
30. Лысенко, В. Д. (2009). Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. Москва: Недра-Бизнесцентр.
31. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
32. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
33. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
34. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
35. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
36. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
37. Российская Федерация. Законы. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая): НК: с изменениями и дополнениями на 1 октября 2021 года: [принят Государственной Думой 19 июля 2000 года: одобрен Советом Федерации 26 июля 2000 года].
38. Российская Федерация. Законы. Об утверждении порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья: Приказ Минприроды РФ от 15.05.2014 № 218: [утвержден приказом Минприроды России 15 мая 2014 года].
39. Деева, Т. А., Камартдинов, М. Р., Кулагина, Т. Е., Шевелев, П. В. (2006). Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях. Томск: Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела.

В статье рассматривается ряд актуальных вопросов современного организационного проектирования. Через анализ подходов российских и зарубежных ученых определены факторы, учет которых необходим в организационном проектировании. Из всего множества факторов выбраны те, влияние которых является наибольшим в различных вариантах рыночной и технологической обстановки для нефтегазовых компании. Показано, какие организационные схемы могут быть рекомендованы в качестве наиболее рациональных для каждого варианта организации управления в различных условиях рыночной обстановки. Предложен способ согласовать влияние базового и других факторов в процессе организационного проектирования. Предложен механизм построения организационной структуры управления в современных условиях для целей обеспечения рационального и результативного управления в нефтегазовых компаниях. В заключении приведены рекомендации по направлениям дальнейших исследований проблем построения организационных структур.

Ключевые слова: организационная структура; проектирование; факторы конкурентоспособности; организационный дизайн.

Литература

1. Екатеринославский, Ю. Ю. (1982). Организация процессов управления производством. Москва: Экономика.
2. Валуев, С. А., Игнатьева, А. В. (1993). Организационный менеджмент. Москва: Нефть и газ.
3. Зеленцов, В. С. (2005). Терминологический анализ понятия «Организационная структура предприятия». Вестник ОГУ, 8, 65-71.
4. Мильнер, Б. З. (1981). Методы анализа и формирования организационных структур управления /в кн. Системные исследования: Ежегодник. Москва: Наука.
5. Соломатин, В.В. (1974). Совершенствование структуры органов управления /в кн. Проблемы научной организации управления социалистической промышленностью. Москва: Экономика.
6. Лагоша, Б. А., Шаркович, В. Г., Дегтярева, Т. Д. (1988). Методы и модели совершенствования организационных структур. Москва: Наука.
7. Пирязев, М. М. (2001). Совершенствование организационной структуры управления на основе модели декомпозиции сложной системы /в сб. научных трудов Российской научно-методической конференции с международным участием «Управление экономикой: методы, модели, технологии». Часть 2. Уфа. УГАТУ.
8. Конев, И. (2005). Системная стратегия организационных изменений в развивающейся корпорации. Проблемы теории и практики управления, 3, 88-94.
9. Кравченко, К. А., Мешалкин, В. П. (2006). Организационное проектирование и управление развитием крупных компаний: методология и опыт проектирования систем управления. Москва: Академический проект; Альма Матер.
10. Федюкова, Г. Х. (2012). Методический подход к обоснованию выбора и проектирования организационной структуры управления малых предприятий. Региональная экономика: теория и практика, 31, 41-48.
11. Ньюстром, Дж. В., Дэвис, К. (2000). Организационное поведение. Санкт-Петербург: Питер.
12. Cornelis, T., Dubois, P., Omhover, J.-F., Fercoq, A. (2019, August). Organization design seen through systematic design. In: 22nd International Conference on Engineering Design (ICED19), Delft, The Netherlands.
13. Burton, R. M., Obel, B. (2018). The science of organizational design: fit between structure and coordination. Journal of Organization Design, 7, 1-5.
14. Cyert, R., March., J. (1992). Behavioral theory of the firm. Oxford. Wiley-Blackwell.
15. Daft, R. (2016). Organization theory and design. Cengage Learning.
16. Galbraith, J. (1974). Organization design: an information processing view. Interfaces, 4(3), 28–36.
17. Miles, R., Snow, C. (1978). Organizational strategy, structure, and process. Academy of Management Review, 3, 546–562.
18. Worren, N. (2016). Functional analysis of organizational designs. International Journal of Organizational Analysis, 24(5), 774-791.
19. Holbeche, L. (2016). Influencing organizational effectiveness. a critical take on the HR contribution. Routledge.
20. Смирнов, С. В., Поташева, Г. В. (2007) Оценка эффективности организационных структур систем управления предприятием и их потенциал. Вестник ВГУ, Серия: экономика и управление, 2, 75-78.
21. Матюшенко, А. А. (2006) Особенности оценивания эффективности функционирования сложных систем управления для различных видов их оргструктур. Вестник Санкт-Петербургского университета МВД России, 4, 312-321.
22. A new approach to organization design. BCG. https://www.bcg.com/ru-ru/publications/2016/people-organization-new-approach-organization-design
23. The helix organization. McKinsey & Company. URL: https://www.mckinsey.com/businessfunctions/organization/our-insights/the-helix-organization
24. Organizational design. The rise of teams. Deloitte. URL: https://www2.deloitte.com/us/en/insights/focus/human-capital-trends/2016/organizational-models-network-of-teams.html
25. Потапова, С. А. (2013). Факторы, определяющие формирование организационных структур управления. Труды Академии управления МВД России, 2(26), 20-23.
26. Герасенко, В. П. (2016). Методологические основы построения гибких структур организаций. Экономический вестник университета. Сборник научных трудов учёных и аспирантов, 31-1, 29-34.
27. Орлов, Е. А. (2009). Факторы и параметры, влияющие на оптимизацию организационной структуры предприятия в современный период. Российское предпринимательство, 10-1, 75-81.
28. Hossain, S., Hasan, M.H., Saleh, F. (2018). Factors affecting organizational design: a study on the selected dimensions in the bangladeshi context. American Journal of Management, 18(4), 49-60.
29. Спасители от рутины: какие процессы российский бизнес доверяет роботам. РБК. https://trends.rbc.ru/trends/innovation/5d66b9d89a79476bb20c09d7
30. Итоги конкурса «Предприниматель года-2019». Администрация Великого Новгорода. https://www.adm.nov.ru/page/36734
31. Лалу, Ф. (2016). Открывая организации будущего. Москва: Манн, Иванов и Фербер.
32. Агабеков, А. (2021). Люди устали от офисов «с девяти до шести, пять через два». Rusbase. https://rb.ru/opinion/biryuza/
33. Житкова, В. (2021). Бизнес-демократия: как работают российские компании без начальников. РБК. https://www.rbc.ru/own_business/04/10/2016/57f372fd9a7947679082f802
34. Вальчук, В. (2021). Бирюзовые организации как объективная необходимость. Сообщество Теории ограничений ТОСpeople. https://tocpeople.com/2018/01/biryuzovye-organizacii-kakobektivnaya-neobxodimost/
35. Алексеев, С. П. (2015). Эволюция структур управления организациями с 1900 года по настоящее время. Вестник науки и образования, 1(3), 39-46.
36. Минцберг, Г. (2002). Структура в кулаке: создание эффективной организации. Санкт-Петербург: Питер.
37. Hakonsson, D. D., Obel, B., Burton, R. M. (2008). Сan organizational climate be managed? Making emotions rational. Journal of Leadership Studies, 1(4), 62-73.
38. Иванилов, Э .Б. (2010). Процессный подход в организационном проектировании. Вестник СГТУ, 3(1), 242-246.
39. Warren, В., Nanus, B. (1986). Leaders: strategies for taking charge. Harper & Row.
40. Золотова, И. К. (2011). Фирма как элемент неоинституциональной экономической теории (лекция). Экономический журнал, 21, 102-112.

В статье приведен анализ технических и нормативно-правовых ограничений, осложняющих добычу углеводородного сырья на заключительной стадии эксплуатации, а также направления ресурсно-инновационного развития топливно-энергетического комплекса в условиях санкций и ограничений при развитии национальных приоритетов. Рассмотрены особенности нормативно-правового регулирования законодательства и индикаторы цифровой трансформации для ранее освоенных месторождений и сохранения углеводородных рынков, развития национальных экономик в длительной перспективе с учетом широкого применения интеллектуальных технологий и цифровых платформ. С учетом технологических преимуществ рекомендуется обеспечить цифровизации нефтегазовых скважин с применением волоконно-оптических технологий и создания на этой основе интеллектуальных скважин и месторождений, что в условиях ограниченного финансирования обеспечит в процессе эксплуатации увеличение извлекаемых запасов газонефтедобычи не менее 10%, уменьшение времени простоев скважин порядка 50 % от начального уровня и сокращение операционных затрат около 10–25 %.

Ключевые слова: инновации; регулирование; цифровая экономика; трансформация; добыча; моделирование; интеллектуальная технология; цифровая платформа.

Литература

1. Дмитриевский, А. Н., Мастепанов, А. М., Бушуев, В. В. (2014). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Вестник РАН, 84(10), 867–873.
2. Ерёмин, Н. А., Столяров, В. Е. (2018). Оптимизация процессов добычи газа при применении цифровых технологий. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6, 54-61.
3. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). О цифровизации процессов газодобычи на поздних стадиях разработки месторождений. SOCAR Proceedings, 1, 59-69.
4. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е., Шулятиков, В. И. (2020). Применение управляющих комплексов на нефтегазовых месторождениях. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 9 (566), 17-29.
5. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). Роль информации в применении технологий искусственного интеллекта при строительстве скважин для нефтегазовых месторождений. Научный журнал российского газового общества, 2(26), 06-21.
6. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). Научно-технический прогресс и нормативно-правовое регулирование в нефтегазовой отрасли. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 12(569), 15-26.
7. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Ложников, П.С. и др. (2021). Интеллектуальные инновационные
   технологии при строительстве скважин для скважин и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Газовая промышленность, 3(813), 6-14.
8. Dmitrievsky, A. N., Eremin, N. A., Filippova, D. S., Safarova, E. A. (2020). Digital oil and gas complex of Russia. Georesources, Special Issue, 32–35.
9. Dmitrievsky, A. N., Eremin, N. A., Safarova, E. A., et al. (2020). Qualitative analysis of time series geodata to prevent complications and emergencies during drilling of oil and gas wells. SOCAR Proceedings, 3, 31-37.
10. Dmitrievsky, A. N., Sboev, A. G., Eremin, N. A., et al. (2020). On increasing the productive time of drilling oil and gas wells using machine learning methods. Georesources, 22(4), 79–85.
11. Черников, А. Д., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. и др. (2020). Применение методов искусственного интеллекта для выявления и прогнозирования осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин: проблемы и основные направления решения. Георесурсы, 22(3), 87–96.
12. Архипов, А. И., Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А. и др. (2020). Анализ качества данных станции геолого-технологических исследований при распознавании поглощений и газонефтеводопроявлений для повышения точности прогнозирования нейросетевых алгоритмов. Нефтяное хозяйство, 8, 63-67.
13. Borozdin, S., Dmitrievsky, A., Eremin, N., et al. (2020). Drilling problems forecast system based on neural network. Paper SPE-202546-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.

В работе подробно рассмотрено влияние на окружающую среду пенообразователей, используемых в тушении пожаров класса Б, к которым относятся пожары нефти и нефтепродуктов. Отмечается значительное негативное влияние на окружающую среду длинноцепочечных фторсодержащих пенообразователей и поиск альтернатив их применения в пожаротушении. Отмечаются преимущества расчетных методов для определения экологических параметров пенообразователей для пожаротушения с учетом их химической структуры. Использован метод «Quantitative Structure ‑ Property Relationships» для получения BCF, LC50 (Fathead Minnow, Daphnia Magna), IGC₅₀ (Tetrahymena Pyriformis) для ряда пенообразователей с длиной углеродной цепи С₈-С₁₄, содержащих фтор и безфторных. Показано, что согласно BCF наиболее безопасным является лаурилсульфат натрия, согласно LC₅₀ (Daphnia Magna) наиболее безопасными из исследуемых является пенообразователь на основе алкилсоединений‑децилсульфата натрия, лаурилсульфата натрия, триэтаноламиновой соли децилсульфата (третий класс острой токсичности), тогда как фторсодержащие соединения (6:2 фтортеломеры) согласно LC₅₀ (Daphnia Magna) относятся к первому классу острой токсичности (наиболее опасные из исследуемых соединений).

Ключевые слова: не содержащий фтора пенообразователь, фтортеломер, нефть, нефтепродукты, тушение пожара, экологический параметр, расчетный метод.

Литература

1. Karabyn, V., Popovych, V., Shainoha, I., Lazaruk, Y. (2019). Long-term monitoring of oil contamination of profile-differentiated soils on the site of influence of oil-and-gas wells in the central part of the Boryslav-Pokuttya oil-and-gasbearing area. Petroleum and Coal, 61(1), 81 – 89.
2. Abramov, Y., Basmanov, O., Salamov, J., Mikhayluk, A. (2018). Model of thermal effect of fire within a dike on the oil tank. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 2, 95–100.
3. Logue, J. N. (1996). Disasters, the environment, and public health: improving our response. The American Journal of Public Health, 86(9),1207–1210.
4. Loboichenko,V., Strelec, V. (2018). The natural waters and aqueous solutions express-identification as element of determination of possible emergency situation. Water and Energy International, 61/RNI (9), 43-51.
5. Costes, , Laoutid, F., Brohez, S., Dubois, P. (2017). Bio-based flame retardants: when nature meets fire protection. Materials Science and Engineering: R: Reports, 117, 1-25.
6. Pospelov, B., Andronov, V., Rybka, E., et al. (2018). Experimental study of the fluctuations of gas medium parameters as early signs of fire. Eastern European Journal of Enterprise Technologies, 1 (10-91), 50-55.
7. Roy, Р. (2014). Fire protection provision of structures from FHA perspective. Procedia Engineering, 86, 799 – 808.
8. Mygalenko, K., Nuyanzin, V., Zemlianskyi, A., et al. (2018). Development of the technique for restricting the propagation of fire in natural peat ecosystems. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(10–91), 31–37.
9. Chernukha, A, Chernukha, A, Kovalov, P, Savchenko, A. (2021). Thermodynamic study of fire-protective material. Materials Science Forum, 1038, 486-491.
10. Loboichenko,, Leonova, N., Strelets, V., et al. (2019). Comparative analysis of the influence of various dry powder fire extinguishing compositions on the aquatic environment. Water and Energy International, 62/RNI ( 7), 63-68.
11. Dadashov, I. F., Loboichenko, V. M., Strelets, V. M., et al. (2020). About the environmental characteristics of fire extinguishing substances used in extinguishing oil and petroleum products. SOCAR Proceedings, 1, 79 - 84.
12. Wilk-Jakubowski, J. Ł. (2021). Analysis of flame suppression capabilities using low-frequency acoustic waves and frequency sweeping techniques. Symmetry, 13,
13. Xiong, C., Liu, Y., Fan, H., et al. (2021). Fluctuation and extinction of laminar diffusion flame induced by external acoustic wave and source. Scientific reports, 11(1), 14402.
14. Levterov, A. A. (2019). Acoustic research method for burning flammable substances. Acoustical Physics, 65(4), 444 - 449.
15. Levterov, A. (2019). Acoustic engineering-technical method for preventing emergencies arising as a result of a fire inside a potentially hazardous object. Problems of Fire Safety, 46, 94-102.
16. Kalugin, V. D., Levterov, O. A., Tutiunik, V. (2019). Method of extinguishing a fire. UA Patent 137790.
17. Wilk-Jakubowski, J. (2018). Device for flames suppression with acoustic waves. Pl Patent
18. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Device for flames suppression with acoustic waves. Pl Patent
19. Wilk-Jakubowski, J. (2018). Device for flames suppression with acoustic waves. Pl Patent
20. Wilk-Jakubowski, J. (2018). System for suppressing flames by acoustic waves. Pl Patent
21. Ivanov, S., Stankov, S., Wilk-Jakubowski, J., Stawczyk, P. (2021). The using of deep neural networks and acoustic waves modulated by triangular waveform for extinguishing fires. Smart Innovation, Systems and Technologies, 216, 207-218.
22. Dadashov, І., Loboichenko, V., Kireev, А. (2018). Analysis of the ecological characteristics of environment friendly fire fighting chemicals used in extinguishing oil products. Pollution Research Paper, 37(1). P. 63-77.
23. Dadashov, I., Kireev, A., Kirichenko, I., et al. (2018). Simulation of the insulating properties of two-layer material. Functional Materials, 25(4), 774–779.
24. Pospelov, B., Andronov, V., Rybka, E., Skliarov, S. (2017). Research into dynamics of setting the threshold and a probability of ignition detection by selfadjusting fire detectors. Eastern European Journal of Enterprise Technologies, 5(9-89), 43-48.
25. Abramov, Y., Kalchenko, Y., Liashevska, O. (2019). Determination of dynamic characteristics of heat fire detectors. EUREKA, Physics and Engineering, 3, 50–59.
26. Sharovarnikov, A. F., Sharovarnikov, S. A. (2005.) Foaming concentrates and fire extinguishing foams. Structure, properties, application. Moscow: Р
27. Loboichenko,, Andronov, V., Strelets, V., et al. (2020). Study of the state of water bodies located within Kharkiv city (Ukraine). Asian Journal of Water, Environment and Pollution,17(2), 15-21.
28. Tureková, I., Balog, K. (2011). The environmental impacts of fire-fighting foams. Research Papers Faculty of Materials Science and Technology Slovak University of Technology, 18(29), 111-120.
29. Adams, R., Simmons, D. (1999). Ecological effects of firefighting foams and retardants: a summary. Australian Forestry, 62, 307–314.
30. GHS (Rev.8). (2019). Globally harmonized system of classification and labeling of chemicals (GHS). United Nations.
31. Chirkina M, Saveliev D, Pitak O. (2017). Possibility of using eco-friendly foams for fire suppression. Problems of Fire Safety, 42, 176 -180.
32. Opinion of the scientific panel on contaminants in the food chain on perfluorooctane sulfonate (PFOS), perfluorooctanoic acid (PFOA) and their salts. (2008). The EFSA Journal, 653, 1-131.
33. Xia, F. (2017). Emerging poly- and perfluoroalkyl substances in the aquatic environment: a review of current literature. Water Research, 124, 482–495.
34. Cortina, , Korzeniowski, St. (2008). AFFF industry in position to exceed environmental goals. Asia Pacific Fire Magazine, 26, 17-22.
35. Kukharchyk, I. (2018). Fluorinated fire-figthing foams: manufacture, applications, ecological consequences. Proceedings of the National Academy of Sciences of Belarus, Chemical series, 54(4), 487–504.
36. UNEP. The Stockholm Convention on Persistent Organic Pollutants. Consolidated guidance on alternatives to perfluoroctane sulfonic acid and related chemicals. (2016). UNEP/POPS/POPRC.12/INF/15/Rev.1
37. D'Agostino, L. A., Mabury, S. A. (2017). Certain perfluoroalkyl and polyfluoroalkyl substances associated with aqueous film forming foam are widespread in Canadian surface waters. Environmental science & technology, 51(23), 13603–13613.
38. UNEP. The Stockholm Convention on Persistent Organic Pollutants. Report of the Persistent Organic Pollutants Review Committee on the work of its fourteenth meeting - Addendum to the risk management evaluation on perfluorooctanoic acid (PFOA), its salts and PFOA-related compounds. (2018). UNEP/POPS/POPRC.14/6/Add.2
39. Sheng, Y., Jiang, N., Lu, S., et al. (2020). Study of environmental-friendly firefighting foam based on the mixture of hydrocarbon and silicone surfactants. Fire Technology, 56, 1059–1075.
40. Allcorn, M., Bluteau, T., Corfield, J., et al. (2018). IPEN 2018/POPRC-14. White paper. Fluorine-free firefighting foams (3F) – Viable alternatives to fluorinated aqueous film-forming foams (AFFF). https://ipen.org/sites/default/files/documents/IPEN_F3_Position_Paper_POPRC-14_12September2018d.pdf
41. (2012). Technical Reference Guide RE-HEALING™ FOAM CONCENTRATE. White paper. SOLBERG.
42. Bocharov, V. V., Raevskaja, M. V. (2016). Research of the ecological and hygienic characteristics of aqueous film forming foam agents and detection of products with minimal environmental risks. Belgorod State University Scientific Bulletin. Regional Geosystems, 37 (25), 88-93.
43. Bezrodnyy, I. F. (2013). Fire ecology - these are just words. Pozharovzryvobezopasnost - Fire and Explosion Safety, 22(6), 85–89.
44. (2006). Regulation (EC) No 1907/2006 of the European Parliament and of the Council of 18 December 2006 concerning the registration, evaluation, authorisation and restriction of chemicals (REACH). https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:136:0003:0280:en:PDF
45. Kawano, T., Otsuka, K., Kadono, T., et al. (2014). Eco-toxicological evaluation of fire-fighting foams in small-sized aquatic and semi-aquatic biotopes. Advanced Materials Research, 875-877, 699–707.
46. Dadashov, І., Loboichenko, V, Kireev, А. (2018). Comparative assassment of environmental damage when using gel forming systems of different composition in combustible liquids extinguishing. Transactions of Kremenchuk Mykhailo Ostrohradskyi National University, 1108), 123–129.
47. (2016). NFPA 11: 2016. Standard for low-, medium-, and high-expansion foam». https://www.nfpa.org/codes-and-standards/all-codes-and-standards/list-of-codes-and-standards/detail?code=11
48. Database of the European Chemicals Agency. URL: https://echa.europa.eu/home
49. Gurbanova, M., Loboichenko, V., Shevchenko, R., Dadashov, I. (2020). Analysis of environmental characteristics of the basic organic components of the foaming agents usedin fire fighting. Technogenic and Ecological Safety, 7(1/2020), 27–37.
50. Gurbanova, М., Loboichenko, V., Leonova, N., et al. (2020). Comparative assessment of the ecological characteristics of auxiliary organic compounds in the composition of foaming agents used for fire fighting. Bulletin of the Georgian National Academy of Sciences, 14(4), 58-66.
51. Gurbanova, M., Loboichenko, V., Leonova, N., Strelets, V. (2020). Effect of inorganic components of fire foaming agents on the aquatic environment. Journal of the Turkish Chemical Society, Section A: Chemistry, 7(3), 833 - 844.
52. https://pubchem.ncbi.nlm.nih.gov

Декарбонизация мировой экономики – один из главных трендов глобального развития последнего десятилетия. Начавшийся переход мировой экономики на зеленую энергетику ставит новые задачи и вызовы перед геологоразведочной отраслью и топливно-энергетическим комплексом. В настоящее время наиболее востребованными энергохимическими ресурсами являются нефть, природный газ и, в меньшей степени, уголь. Добыча их приблизилась к максимально возможному уровню и в недалеком будущем неизбежно начнет снижаться. Однако, процесс перехода на альтернативные источники энергии из-за крупных капиталовложений и высокоэффективных технологий может затянуться на длительный период, в течение которого основой энергетики многих стран будут оставаться традиционные углеводороды. Доля трудноизвлекаемых запасов в мире постоянно растет, в России в настоящее время она превышает 65%. К трудноизвлекаемым относятся, в частности, запасы высоковязких нефтей и битумов (с вязкостью более 30 сП). В статье рассматриваются перспективы и возможные пути освоения битумных и угольных месторождений в пределах Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна.

Ключевые слова: декарбонизация; природные битумы; тяжелая нефть; угольные пласты; термическое воздействие.

Литература

1. (2008). Petrobank Announces First THAI™/CAPRI™ Production. http://www.redorbit.com
2. Radaev, A. V., Batrakov, N. R., Kondrat'ev, I. A., et al. (2010). Experimental study of the process of high-viscosity oil displacement by supercritical carbon dioxide in a wide range of temperature and pressure conditions. Georesources, 2, 32-34.
3. Muslimov, R. H. (2012). Complex development of heavy oils and natural bitumen of the Permian system of the Republic of Tatarstan. Kazan: Fen.
4. Khisamov, R. S., Gatiyatullin, N. S., Gafurov, Sh. Z., Khasanov, R. R. (2009). Geology and resources of the Kama coal basin on the territory of the Republic. Kazan: Fen.
5. Khasanov, R. R., Larochkina, I. A., Gafurov, Sh. Z. (2013). Raw materials base of Visean coals of Tatarstan and ways of its development. Energetika Tatarstana, 2, 6-9.
6. Kreinin, E. V. (1995). New technology of underground gasification of coal seams. Khimiya Tverdogo Topliva, 6, 58-65.
7. Kreinin, E. V. (2016). Unconventional hydrocarbon sources. New technologies for their development. Mosow: Prospectus.
8. Khasanov, R. R., Larochkina, I. A. (2013). The conditions of occurrence and methods of development of oil and coal seams in the pre-Visean depressions of the Volga-Ural province. Oil Industry, 1, 36-39.
9. Dmitrievskaya, T. V., Ryabukhina S.G., Zaitsev V.A. (2012). Problems of methane production from coal beds and the latest geodynamics on the example of the Taldinskoye field (Southern Kuzbass). Geology of Oil and Gas, 4, 85-91.
10. Shirali, I. Y. (2020). Overview of biofuel as an alternate energy source: current status and future prospects. SOCAR Proceedings, 3, 165-173.
11. Khasanov, R. R., Varfolomeev, M. A., Emelyanov, D. A., Rakhimzyanov, A. I. (2018). Investigation of the thermal effect on fossil coal samples to assess the prospects of their use as sources of gaseous fuel. Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, 2 (606), 3-7.

Климатические условия могут выступать в качестве вредных факторов, от которых необходимо защитить работника. Но условия зимы сильно отличаются в зависимости от района страны. Поэтому нормативными актами, регулирующими выдачу теплой одежды, установлены нормы в зависимости от климатических поясов. Основным недостатком существующей спецодежды является недостаточная устойчивость к воздействию нефти и нефтепродуктов, несоответствие физиолого-гигиенических свойств используемых материалов производственным условиям. Это наносит ощутимый ущерб здоровью работающих на производстве кислот и значительно снижает эффективность труда.

Ключевые слова: профессиональный риск; бурильщик; профессиональное заболевание; специальная одежда; риск-ориентированный подход.

Литература

1. Базарных, И. К. (2003). Промышленная безопасность производственных объектов и средства защиты. Рабочая одежда и средства индивидуальной защиты, 4, 5(21-22), 4-6.
2. Романов, В. Е. (1981). Системный подход к проектированию специальной одежды. Москва: Легкая и пищевая промышленность.
3. Медведева, В. С., Билинский, Л. И. (1984). Охрана труда и противопожарная защита в химической промышленности. Москва: Легкая и пищевая промышленность.
4. ГОСТ 12054-66. (1967). Спецодежда. Обозначения и маркировка по защитным свойствам. Москва: Стандартинформ.
5. Русинова, А. М., Доценко, Г. И., Гурович, К. А. (1974). Производственная одежда. Москва: Легкая индустрия.
6. (2002). Средства индивидуальной защиты: Справочник-каталог. Одежда. Москва.
7. (2007). Ткани для специальной и форменной одежды. Рабочая одежда и средства индивидуальной защиты, 3(38), 7.
8. (2005). Премьера нового «Премьера». Рабочая одежда и средства индивидуальной защиты, 2(29), 12.
9. (2001). ILO. Ambient factors in the workplace. An ILO code of practice. Geneva: International Labour Office.
10. (2008). ГОСТ Р ЕН 1149-5-2008. ССБТ. Одежда специальная защитная. Электростатические свойства. Москва: Стандартинформ.
11. (1999). ГОСТ Р 12.4.200-99. ССБТ. Одежда специальная для защиты от тепла и огня. Методы испытаний при ограниченном распространении пламени. Москва: Стандартинформ.
12. (2014). Приказ Минздравсоцразвития России от 09.12.2009 N 970н (ред. от 20.02.2014) «Об утверждении Типовых норм бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам нефтяной промышленности, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением».
13. (2012). ГОСТ EN 340-2012. ССБТ. Одежда специальная защитная. Общие технические требования. Москва: Стандартинформ.
14. Денисов, Э. И., Чесалин, П. В. (2006). Доказательность в медицине труда: принципы и оценка связи нарушений здоровья с работой. Медицина труда и промышленная экология, 11, 6-13.
15. Гимранова, Г. Г., Бакиров, А. Б., Каримова, Л. К. и др. (2014). Факторы и показатели профессионального риска при добыче нефти. Вестник РГМУ, 1, 72-75.
16. (2015). ГОСТ 12.4.280-2014. ССБТ. Одежда специальная для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Общие технические требования. Москва: Стандартинформ.
17. (2007). BS EN 471:2003+A1:2007. High-visibility warning clothing for professional use. Test methods and requirements. British Standard.
18. (2008). ISO 14116:2008. Protective clothing. Protection against heat and flame. Limited flame spread materials, material assemblies and clothing.
19. (2009). ГОСТ Р ЕН 1149-5-2008. ССБТ. Одежда специальная защитная. Электростатические свойства. Общие технические требования. Москва: Стандартинформ.
20. (2007). ISO 11611:2007. Protective clothing for use in welding and allied processes.
21. (2009). IEC 61482-2: 2009. Protective clothing against the thermal hazards of an electric arc. International Standard.
22. (2012). ISO 6330:2012. Textiles — Domestic washing and drying procedures for textile testing.
23. (2004). BS EN 1149-3:2004. Protective clothing. Electrostatic properties. Test methods for measurement of charge decay. British Standard.
24. (2012). Постановление Минтруда России от 16.12.1997 N 63 (ред. от 05.05.2012) «Об утверждении Типовых отраслевых норм бесплатной выдачи работникам специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты».
25. (2016). Постановление Минтруда России от 25.12.1997 N 66 (ред. от 23.08.2016) «Об утверждении Типовых отраслевых норм бесплатной выдачи работникам специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты».

В статье обсуждается использование акустического эффекта и метода для тушения пламени при тушении нефти и нефтепродуктов. Дополнительной ценностью является также анализ перспектив развития, чтобы ознакомить читателя с текущим состоянием знаний в области использования акустических волн для тушения нефти и нефтепродуктов. Рассмотрены некоторые виды и условия использования акустического эффекта при тушении пожара. Показаны различные варианты использования акустического эффекта в огнетушителях. Отмечены перспективность и экологичность акустического метода тушения пожаров нефти и нефтепродуктов.

Ключевые слова: акустический эффект; нефть; нефтепродукт; окружающая среда; пожаротушение; пламя; акустический огнетушитель.

Литература

1. Lazaruk, Y., Karabyn, V. (2020) Shale gas in Western Ukraine: Perspectives, resources, environmental and technogenic risk of production. Petroleum & Coal, 62(3), 836-844.
2. Yagafarova, G. G., Sukhareva, J. A., Leonteva, S. V., et al. (2018). Purification of small rivers, polluted by petrochemical companies. SOCAR Proceedings, 2, 82 - 86.
3. Rusyn, I. B., Moroz, O. M., Karabyn, V. V., et al. (2003). Biodegradation of oil hydrocarbons by Candida yeast. Mikrobiolohichnyi Zhurnal, 65(6), 36-42.
4. Jain, M., Majumder, A., Ghosal, P. S., Gupta, A. K. (2020). A review on treatment of petroleum refinery and petrochemical plant wastewater: A special emphasis on constructed wetlands. Journal of Environmental Management, 272, 111057.
5. Abramov, Y., Basmanov, O., Salamov, J., et al. (2019). Developing a model of tank cooling by water jets from hydraulic monitors under conditions of fire. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(10–97), 14 - 20.
6. Abramov, Y., Basmanov, O., Salamov, J., Mikhayluk, A. (2018). Model of thermal effect of fire within a dike on the oil tank. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 2, 95–100.
7. Semerak, M., Pozdeev, S., Yakovchuk, R., et al. (2018). Mathematical modeling of thermal fire effect on tanks with oil products. MATEC Web of Conferences, 247, 00040.
8. Abramov, Y., Kalchenko, Y., Liashevska, O. (2019). Determination of dynamic characteristics of heat fire detectors. EUREKA, Physics and Engineering, 3, 50–59.
9. Andronov, V., Pospelov, B., Rybka, E., Skliarov, S. (2017). Examining the learning fire detectors under real conditions of application. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 3(9–87), 53–59.
10. Pospelov, B., Andronov, V., Rybka, E., Skliarov, S. (2017). Research into dynamics of setting the threshold and a probability of ignition detection by selfadjusting fire detectors. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 5(9-89), 43–48.
11. Vasiliev, M., Movchan, I., Koval, O. (2001). Diminishing of ecological risk via optimization of fire-extinguishing system projects in timber-yards. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 5, 106–113.
12. Loboichenko, V., Strelets, V., Gurbanova, M., et al. (2019). Review of the environmental characteristics of fire extinguishing substances of different composition used for fires extinguishing of various classes. Journal of Engineering and Applied Sciences, 14, 5925 - 5941.
13. Loboichenko, V., Leonova, N., Strelets, V., et al. (2019). Comparative analysis of the influence of various dry powder fire extinguishing compositions on the aquatic environment. Water and Energy International, 62/RNI (7), 63 - 68.
14. Sharovarnikov, A. F., Molchanov, V. P., Voevoda, S. S., Sharovarnikov, S. A.(2002).Extinguishing fires of oil and oil products, Moscow: Kalan.
15. Wilczkowski, S. (1995). Środki gaśnicze. Szkoła Aspirantów Państwowej Straży Pożarnej, Kraków.1
16. Wilczkowski, S. (1988). Poszukiwanie nowych sposobów gaszenia pożarów. BiT Nauka i Technika Pożarnicza, Wydawnictwo CNBOP-PIB, Józefów.
17. Gurbanova, M., Loboichenko, V., Leonova, N., Strelets, V. (2020). Effect of inorganic components of fire foaming agents on the aquatic environment. Journal of the Turkish Chemical Society, Section A: Chemistry, 7(3), 833 - 844.
18. Gurbanova, М., Loboichenko, V., Leonova, N., et al. (2020). Comparative assessment of the ecological characteristics of auxiliary organic compounds in the composition of foaming agents used for fire fighting. Bulletin of the Georgian National Academy of Sciences, 14(4), 58 - 66.
19. Dadashov, I. F., Loboichenko, V. M., Strelets, V. M., et al. (2020). About the environmental characteristics of fire extinguishing substances used in extinguishing oil and petroleum products. SOCAR Proceedings, 1, 79 - 84.
20. Dadashov, I., Loboichenko, V., Kireev, A. (2018). Analysis of the ecological characteristics of environment friendly fire fighting chemicals used in extinguishing oil products. Pollution Research, 37(1), 63-77.
21. Shevchenko, R. I., Strelets, V. M., Loboichenko, V. M. (2021). Review of up-to-date approaches for extinguishing oil and petroleum products. SOCAR Proceedings, SI1, 169-174.
22. Wilk-Jakubowski, J. (2021). Analysis of flame suppression capabilities using low-frequency acoustic waves and frequency sweeping techniques. Symmetry, 13(7), 1299.
23. Levterov, A. A. (2019). Acoustic research method for burning flammable substances. Acoustical Physics, 65(4), 444-449.
24. Węsierski, T., Wilczkowski, S., Radomiak, H. (2013) Wygaszanie procesu spalania przy pomocy fal akustycznych. Bezpieczeństwo i Technika Pożarnicza, 30(2), 59–64.
25. Felis, J., Kasprzyk, S. (1996). Akustyczna metoda usuwania osadów pyłowych w kotłach energetycznych, XV Ogólnopolska Konferencja Naukowo-Dydaktyczna Teorii Maszyn i Mechanizmów, Białystok-Białowieża, Poland, September 17-21.
26. Defense Advanced Research Projects Agency. DARPA sound based fire extinguisher. URL: https://www.extremetech.com/extreme/132859-darpa-creates-sound-based-fire-extinguisher.
27. Radomiak, H., Mazur, M., Zajemska, M., Musiał, D. (2015). Gaszenie płomienia dyfuzyjnego przy pomocy fal akustycznych, Bezpieczeństwo i Technika Pożarnicza, 40(4), 29–38.
28. PŚk, Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi, Ośrodek Transferu Technologii PŚk. URL: http://ott.tu.kielce.pl/wp-content/uploads/2018/08/Oferta-Technologiczna-ga%C5%9Bnica.pdf.
29. Siwik, K., Dźwiękiem gaszą ogień. Niezwykły wynalazek Polaków. URL: https://www.ckm.pl/m/lifestyle/dzwiekiem-gasza-ogien-niezwykly-wynalazek-polakow,23571,a.html
30. Orkisz-Gola, J. To może być przełom w pożarnictwie. Kielecki naukowiec zastąpił gaśnice... głośnikiem. URL: https://kielce.tvp.pl/48364339/to-moze-byc-przelom-w-pozarnictwie-kielecki-naukowiec-zastapil-gasnice-glosnikiem
31. Kordylewski, W. (2008). Spalanie i paliwa. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław.
32. Niegodajew, P., Łukasiak, K., Radomiak, H., et al. (2018). Application of acoustic oscillations in quenching of gas burner flame. Combustion and Flame, 194, 245–249.
33. Kowalewicz, A. (2000). Podstawy procesów spalania. Wydawnictwo Naukowo-Techniczne, Warszawa.
34. Friedman, A. N., Stoliarov, S. I. (2017). Acoustic extinction of laminar line-flames. Fire Safety Journal, 93, 102–113.
35. Im, H. G., Law, C. K., Axelbaum, R. L. (1990). Opening of the burke-schumann flame tip and the effects of curvature on diffusion flame extinction. Proceedings of the Combustion Institute, 23(1), 551–558.
36. Roczniak, M. (1996). Fizyka hałasu. Część I. Podstawy akustyki ośrodków gazowych”, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice.
37. Marek, M. (2013). Wykorzystanie ekonometrycznego modelu klasycznej funkcji regresji liniowej do przeprowadzenia analiz ilościowych w naukach ekonomicznych, Rola informatyki w naukach ekonomicznych i społecznych. Innowacje i implikacje interdyscyplinarne. Kielce: Wydawnictwo Wyższej Szkoły Handlowej im. B. Markowskiego w Kielcach.
38. Ivanov, S., Stankov, S., Wilk-Jakubowski, J., Stawczyk, P. (2021). The using of Deep Neural Networks and acoustic waves modulated by triangular waveform for extinguishing fires. International Workshop on New Approaches for Multidimensional Signal Processing (NAMSP 2020), Technical University of Sofia, Sofia, Bulgaria, July 09-11, New Approaches for Multidimensional Signal Processing (‘Smart Innovation, Systems and Technologies’ series), 216, 207–218.
39. Niegodajew, P., Gruszka, K., Gnatowska, R., Šofer, M. (2018). Application of acoustic oscillations in flame extinction in a presence of obstacle. In: XXIII Fluid Mechanics Conference (KKMP 2018), IOP Conf. Series Journal of Physics (Conf. Series 1101/2018).
40. Chen, L. W., Zhang, Y. (2015). Experimental observation of the nonlinear coupling of flame flow and acoustic wave. Flow Measurement and Instrumentation, 46, 12–17.
41. Stawczyk, P., Wilk-Jakubowski, J. (2021). Non-invasive attempts to extinguish flames with the use of high-power acoustic extinguisher. Open Engineering, 11(1), 349–355.
42. Levterov, A. (2019). Identification of a technogenic emergency on the acoustic radiation of a hazard zone. Municipal Economy of Cities, 5(151),100-106.
43. Levterov, A. (2019). Identification model development of the burning substance in the zone of the burning seat. Problems of Fire Safety, 45, 92-97.
44. Kalugin, V. D., Levterov, O. A., Tutiunik, V. V. (2018). The method of early detection of the source of ignition. UA Patent 201801387.
45. Levterov, A. (2019). Acoustic engineering-technical method for preventing emergencies arising as a result of a fire inside a potentially hazardous object. Problems of Fire Safety, 46, 94-102.
46. Kalugin, V. D., Levterov, O. A., Tutiunik, V. V. (2019). Method of extinguishing a fire. UA Patent 137790.
47. Davis, Ch. B. (1989). Fire extinguishing appliance and appended supplementary appliances. US Patent 07/040393.
48. Baokun, H., Chengwen, Y., Wenjie, C., Wei, S. (2015). Low frequency sound wave fire extinguisher. CN Small Patent 201520680110.
49. Wilczkowski, S., Szecówka, L., Radomiak, H., Moszoro, K. (1995). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (System for suppressing flames by acoustic waves). PL Patent P.311910.
50. Wilczkowski, S., Szecówka, L., Radomiak, H., Moszoro, K. (1995). Sposób gaszenia płomieni falami akustycznymi (The method of extinguishing flames with acoustic waves). PL Patent P.311909.
51. Tran, V., Robertson, S. (2015). Methods and systems for disrupting phenomena with waves. US Patent 15/529,262.
52. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (Device for flames suppression with acoustic waves). PL Patent P.427999.
53. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (Device for flames suppression with acoustic waves). PL Patent P.428002.
54. Wilk-Jakubowski, J., (2018). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (System for suppressing flames by acoustic waves). PL Small Patent W.127019.
55. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (Device for flames suppression with acoustic waves). PL Patent P.428615.

Добавки являются важными компонентами ПВХ-композитов, обеспечивающими модификацию полимера и сохранение его свойств в течение всего периода эксплуатации. Актуальным является разработка и применение экологически безопасных адипинатных пластификаторов. В статье представлены результаты кинетических исследований этерификации адипиновой кислоты оксиэтилированным н-бутанолом разной степени оксиэтилирования. Изучено влияние различных катализаторов на выход целевого эфира и степени оксиэтилирования на скорость реакции этерификации. Разработана математическая модель кинетики процесса получения дибутоксиэтиладипинатов разной степени оксиэтилирования, позволяющая прогнозировать технологические показатели эффективности кислотного катализатора и влияние степени оксиэтилирования применяемого спирта.

Ключевые слова: адипинатный пластификатор; кинетика; математическая модель; поливинилхлорид; прогнозирование; этерификация.

Литература

1. Wypych, G. (2004). Handbook of plasticizers. ChemTec Publishing.
2. Hsissou, R., Seghiri, R., Benzekri, Z., et al. (2021). Polymer composite materials: A comprehensive review. Composite Structures.
3. Schiller, M. (2017). Additives to PVC. Composition, properties, application. Moscow: Profession.
4. Stipek, J., Daoust, H. (2012). Additives for plastics. Springer Science & Business Media.
5. Wilkes, C. E., Summers, J. W., Daniels, C. A., Berard, M. T. (2005). PVC handbook. Cincinnati: Hanser Publications.
6. Godwin, A.D. (2017). Plasticizers/applied plastics engineering handbook. Elsevier.
7. Chanda, M., Roy S. K. (2006). Plastics technology handbook. CRC Press.
8. https://www.plasticisers.org/plasticisers/
9. White, S. R., Moore, J. S., Sottos, N. R., et al. (2014). Restoration of large damage volumes in polymers. Science, 344, 620-623.
10. Дадашов, И. Ф., Лобойченко, В. М., Стрелец, В. М. и др. (2020). Об экологических характеристиках огнетушащих веществ, используемых при тушении нефти и нефтепродуктов. SOCAR Proceedings, 1, 79-84.
11. Ягафарова, Г. Г., Сухарева, Ю. А., Леонтьева, С. В. и др. (2018). Очистка малых рек, загрязненных отходами нефтехимических предприятий. SOCAR Proceedings, 2, 82-86.
12. Вихарева, И. Н., Зарипов, И. И., Кинзябулатова, Д. Ф. и др. (2020). Биоразлагаемые полимерные материалы и модифицирующие добавки: современное состояние. Часть I. Нанотехнологии в строительстве, 12(6), 320-325.
13. Vikhareva, I. N., Buylova, E. A., Yarmuhametova, G. U., et al. (2021). An overview of the main trends in the creation of biodegradable polymer materials. Journal of Chemistry, 24, 1-15.
14. Shirali, I. Y. (2020). Overview of biofuel as an alternate energy source: current status and future prospects. SOCAR Proceedings, 3, 165-173.
15. Carey, F. A., Sundberg, R. J. (2007). Advanced organic chemistry: Part A: Structure and mechanisms. New York: Springer Science & Business Media.
16. Weissermel, K., Arpe, H-J. (2008). Industrial organic chemistry. Weinheim: John Wiley & Sons.
17. Mazitova, A. K., Vikhareva, I. N., Aminova, G. K. (2021). Designing of green plasticizers and assessment of the effectiveness of their use. Polymers, 13, 1761.
18. Vikhareva, I. N., Aminova, G. K., Mazitova, A. K. (2021). Ecotoxicity of the adipate plasticizers: Influence of the structure of the alcohol substituent. Molecules, 26(16), 4833.
19. Меньщикова, А. А., Филатова, Е. В., Варламова, Е. В. и др. (2017). Получение пластификаторов на основе янтарной кислоты и спиртов 2-этилгексанола и циклогексанола. Успехи в химии и химической технологии, 31, 12(193), 66-68.
20. Глазко, И. Л., Гурьянова, О. П., Леванова, С. В. и др. (2005). Получение сложных эфиров на основе диоксановых спиртов–пластификаторов для поливинилхлоридных композиций. Журнал прикладной химии, 78(6), 972-976.
21. Глазко, И. Л., Леванова, С. В., Соколов, А. Б. и др. (2010). Синтез сложных эфиров дикарбоновых кислот С2-С6 и спиртов С2-С6. Химическая промышленность сегодня, 8, 26-31.
22. Сафронов, С. П., Красных, Е. Л., Леванова, С. В., Жабина, А. А. (2013). Получение пластифицирующих композиций из возобновляемого растительного сырья. Химическая промышленность сегодня, 9, 4-7.
23. Байрамова, З. Э., Магеррамов, А. М., Магеррамов, М. Н. и др. (2012). Об этерификации карбоновых кислот спиртами. Известия высших учебных заведений. Химия и химическая технология, 55(1), 115-116.
24. Schwarzenbach, R. P., Gschwend, P. M., Imboden, D. M. (2016). Environmental organic chemistry. John Wiley & Sons.
25. Mazitova, A. K., Vikhareva, I. N., Aminova, G. K., Savicheva, J. N. (2020). Application of zinc oxide to obtain and modify properties of adipate plasticizer of polyvinyl chloride. Polymers, 12, 1728.
26. Vikhareva, I. N., Aminova, G. K., Moguchev, A. I., Mazitova, A. K. (2021). The effect of a zinc-containing additive on the properties of PVC compounds. Advances in Polymer Technology, 5593184.
27. Wolska, J., Stawicka, K., Walkowiak-Kulikowska, J. (2021). Sulfonic-acid-functionalized polymers based on fluorinated methylstyrenes and styrene as promising heterogeneous catalysts for esterification. Materials Chemistry and Physics, 273,125132.
28. Yuan, B., Wang, Y., Wang, M., et al. (2021). Metal−organic frameworks as recyclable catalysts for efficient esterification to synthesize traditional plasticizers. Applied Catalysis A: General, 622, 118212.