Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Актуальность и постановка задачи Одним из ключевых аспектов стратегии восполнения сырьевой базы ПАО «НК «Роснефть» наряду с геологоразведочными работами является анализ уже пробуренного фонда скважин на предмет пропуска перспективных интервалов разреза. Так, например, в рамках этого подхода в 2014–2015 гг. ОАО «Оренбургнефть» проводились масштабные работы регионального плана, которые дали весьма обнадеживающие результаты [9]. В качестве другой точки роста рассматривалась Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, в частности месторождения с традиционно верхнеюрскими коллекторами.

Активная разработка Ю₁ привела к тому, что сейчас извлекаемая ресурсная база верхнеюрского нефтегазоносного комплекса очень хорошо изучена, и восполнять ее с каждым годом все сложнее. Это приводит к логичному выводу: необходимо искать нефть в новых горизонтах, не затронутых массовой разработкой. Наиболее экономически выгодным в существующих условиях является поиск пропущенных залежей в меловой части разреза, что обусловлено минимальными капитальными затратами на введение вышележащего горизонта в разработку.

Рис. 1. Карта района работ
Fig. 1. Map of work area

При локализации мест поиска в первую очередь внимание было обращено на месторождения, которые географически близки к ранее изученным с доказанной меловой нефтеносностью. Предположение основано на схожести геологической обстановки в районах, приуроченных к единым геологическим структурам (поднятиям). Это касается прежде всего наличия единых (схожих) путей миграции вверх по разрезу.

Так, для Советского месторождения ближайшим сателлитом является Малореченское месторождение с доказанной нефтеносностью в верхней юре, а для Северного месторождения ближайшим крупным спутником является Вахское месторождение (рис. 1).

Организационно работа по поиску была построена в пять этапов:

1. сбор исходных данных;

2. увязка и сшивка геофизических исследований скважин (ГИС);

3. корреляция разреза;

4. подготовка и обработка кривых ГИС;

5. поскважинный анализ.

Остановимся на каждом из этапов более подробно применительно к Вахскому месторождению, которое впоследствии подтвердило наши предположения. Фонд скважин месторождения составляет 1620 скважин, находится в разработке с 1975 г., основные продуктивные горизонты: Ю₁, Ю₂ и Ю₃. Средняя обводненность по добывающим скважинам месторождения составляет 81,9 %.

Сбор исходных данных

На данном этапе были собраны в единую информационную базу результаты изучения дел скважин, в частности имеющиеся опробования в интервале поиска, данные по керну, результаты шламометрии и прочие данные. Были рассмотрены и определены месторождения-аналоги для последующей интерпретации ГИС.

Опробования. Было определено, что ранее на Вахском месторождении было проведено 14 опробований на мел, из них три содержали нефть, что было уже косвенным индикатором наличия миграции нефти в вышележащие пласты.

Керн. Из двух скважин был отобран керн на ачимовские отложения (пласт Б_16–20) и пласт Б₉. В наличии была всего 21 точка К_п–К_пр по керну. Электрические параметры по керну не измерялись.

В целях оперативного анализа было дооцифровано 439 622 м каротажного материала (всего около 500 кривых ГИС). Собранные данные ГИС был загружены в единый интерпретационный проект специализированного программного обеспечения (ПО).

Анализ собранных ГИС показал хорошую освещенность каротажем пластов группы Б, среднюю – по группе А и полное отсутствие необходимых ГИС в пластах ПК (рис. 2).

Рис. 2. Гистограмма наличия достаточного для качественного анализа комплекса ГИС по пластам Вахского месторождения
Fig. 2. The well log sufficiency histogram for qualitative analysis of the formations of Vakhskoye field  

Корреляция

После подготовки ГИС была проведена корреляция меловых отложений Вахского месторождения. Она проводилась по аналогии и на примере корреляции в скважинах Северного месторождения и включала последовательное решение следующих задач:

• выделение маркирующих горизонтов I категории, являющихся основными, латерально выдержанными по всей территории исследования, промыслово-геофизическими и литологическими реперными горизонтами;

• расчленение выделенных толщ на осадочные пачки, включающие, как правило, литологический комплекс «песчаник – покрышка»;

• дальнейшее деление осадочных пачек, являющихся объектами эксплуатации.

В качестве маркирующих горизонтов I категории в пределах Вахского месторождения выделены глинистые толщи кузнецовской, кошайской пачек и глинистая покрышка, перекрывающая пласт Б9. В стратиграфическом отношении эти реперные горизонты являются изохронными, так как характеризуют однотипные условия формирования глинистых осадков на значительной территории в пределах узкого стратиграфического диапазона. Деление разреза на крупные осадочные толщи проводилось по степени дифференциации каротажей сопротивления и ПС.

Рис. 3. Карта разбуривания Вахского месторождения
Fig. 3. Map of drilling of Vakhskoye field

Подготовка и первоначальная обработка ГИС

Стандартный рассмотренный комплекс ГИС включал: ПС, РК, БКЗ, ИК. Скважины были пробурены в разные годы, распределение по диапазонам годов показано на рис. 3.

Кривые ГИС собирались в единую базу данных, сшивались, увязывались и калибровались. Процесс калибровки, увязки и сшивки кривых в столь масштабной работе, как показывает опыт, занимает бльшую часть времени, затрачиваемого на весь проект. При этом основной акцент был сделан на максимальную автоматизацию всех рутинных процессов.

Особое внимание уделялось стандартизации основных кривых, используемых при литологическом расчленении: ПС, НКТ, ИК.

Далее была реализована процедура, которая на базе имеющегося комплекса ГИС по скважине (аПС, НКТ, НГК, БК, ПЗ, ИК) позволяла автоматически выделять плотные пропластки. Для кривых НКТ (НГК) и сопротивлений использовались экспертно подобранные оценки пороговых значений. При этом при достаточной мощности вскрытого скважиной разреза критерии делились для верхней половины и нижней для учета изменения дисперсии кривых с глубиной.

Далее проводилась разбивка на пропластки, поскольку такой подход дает наиболее взвешенные и достоверные оценки ФЕС по разрезу. Для реализации использовались стандартные математические алгоритмы, встроенные в рабочее ПО, на детальном описании которых останавливаться не имеет смысла.

Таким образом, после первичного этапа обработки были получены уверенное литологическое расчленение разреза и отсчеты базовых кривых, которые позволили вести дальнейший анализ.

 
Рис. 4. Геолого-геофизическая характеристика по скважине B1 Вахского месторождения 
Fig. 4. Geological and geophysical characteristic of the B1 well in Vakhskoye field

Поскважинный анализ

На этом этапе рассматривались все возможные подходы к выявлению потенциально перспективных объектов [5, 6, 8], в итоге в качестве расчетных использовались только детерминистические методы с представимой логикой.

Поскважинный анализ проводился параллельно в двух направлениях – количественном и качественном.

Все расчеты – выделение коллекторов, определение коэффициента пористости, водонасыщенности – проводились на базе алгоритмов интерпретации по месторождениям-аналогам. Их корректность проверялась по сопоставлению с собственными данными.

Основным результатом количественной интерпретации следует считать определение К_п, К_пр и эффективных толщин. Так как нормировка ИК в должной степени отсутствовала, опираться на значения ИК не являлось обоснованным. Показания же БКЗ оказались значительно искажены глубокими зонами проникновения промывочной жидкости, а также тем, что подавляющее большинство перспективных интервалов характеризовалось толщинами менее 4 м либо представляло собой переслаивание маломощных песчаных пластов-коллекторов (до 2 м) с экранирующими карбонатизированными прослоями.

Так, на рис. 4 приведен пример по скв. B1.  Здесь дальний зонд БКЗ (GZ4) показывает низкие сопротивления в интервале коллектора пласта Б6.

По факту интервал 1917–1920 м дал приток нефти 193 т/сут с обводненностью 10 %. В то же время на ачимовских отложениях при зачастую очень низких проводимостях по ИК мы имеем обводненность в широких пределах 10–90 %.

Тем не менее результаты количественной интерпретации по насыщению также анализировались для получения дополнительных аргументов по обоснованию рекомендуемых интервалов.

Основным инструментом поиска перспективных интервалов следует считать качественный анализ ГИС и всего комплекса собранной исходной информации.

Рис. 5. Пример выделения нефтеперспективных толщин по ачимовским отложениям Вахского месторождения
Fig. 5. Example of allocation of oil thicknesses in the Achimov deposits of Vakhskoye field

1. Выделялись приоритетные скважины для дальнейшего рассмотрения по следующим признакам:
• получена нефть по опробованиям;
• скважина расположена в купольной (в том числе и локальной) части месторождения.
2. Проводился качественный анализ ГИС отобранных скважин по всему разрезу. В случае нахождения потенциально продуктивных интервалов рассматривался этот же пласт в скважинах, соседствующих с найденной. Определялись условные абсолютные отметки, выше которых признаки наблюдаются, а затем анализировались ближайшие скважины с коллектором выше условного водонефтяного контакта (ВНК) по данному пласту.

• значительное отличие в бльшую сторону малых зондов БКЗ, БК, ПЗ от уверенно водонасыщенных интервалов. Характеризует наличие остаточной нефти в зоне проникновения;

• дифференциация между малыми зондами БКЗ, указывающая на наличие зоны понижающего проникновения. Данный критерий, однако, может и не работать для чистых крупнопоровых коллекторов, в которых в нефтенасыщенных интервалах данные зонды показывают одинаково большие значения 35–40 Ом.м;

• условно количественные отсечки по GZ1: 20–25 Ом.м, GZ2: 30–40 Ом.м, БК 17–18 Ом.м;

• наличие отрицательных аномалий проводимости по ИК, четко отделяемых от плотных прослоев. Последнее замечание больше характерно для ачимовских пластов, которые в значительной степени карбонатизированы и при любом характере насыщения в силу литологических особенностей показывают снижение проводимости либо ее нейтральное поведение.

По результатам проделанных подготовительных, расчетных и аналитических работ были найдены перспективные интервалы в двух литологических типах пластов:

1. пласты ачимовской пачки (Б_16–20). Как уже говорилось, для них характерны низкие эффективные толщины (2–4 м), высокая степень карбонатизации, характерное для клиноформ выклинивание песчаных пропластков [1–4, 7]. Согласно результатам интерпретации ГИС пласт характеризуется невысокими коллекторскими свойствами: средняя пористость – 20,2 %, проницаемость – 2,8 мД. Расчетный К_н при использовании сопротивления по ИК-зонду составляет 59,5 %. Характерный пример выделенных толщин приведен на рис. 5.

На рис. 6 показаны строение и характер насыщения ачимовского пласта. Из карты видно, что в целом на месторождении ачимовский пласт является неколлектором. Выявлено два района наличия эффективных толщин: на севере и в центральной части Вахского месторождения. Прогнозируемая залежь нефти достаточно плотно оконтуривается рядом скважин с отсутствующим коллектором. Сама залежь приурочена к купольной части месторождения, что согласуется с принципом вертикальной миграции флюида по нарушениям;

2. пласты Б3, Б7, Б8, Б9. Для них характерны более высокие коллекторские свойства, однако найденные скопления нефти приурочены к кровельным частям пластов и отмечены в 2–6 скважинах на пласт. Характерной особенностью, обусловившей пропуск данного рода залежей, явилось очень низкое сопротивление по БКЗ, слабо выраженные аномалии ИК, а также невысокие толщины нефтенасыщенной части. Пример выделения перспективных толщин по скв. B2 приведен на рис. 7.

Для определения первоочередных скважин для испытаний полученные скважины-кандидаты были ранжированы в порядке убывания величины Нэфф.аПСср. При этом в таблицу были включены все скважины, применительно к которым имелись достаточные основания предполагать наличие нефтеносности, невзирая на их техническое состояние, текущие параметры работы и другие ограничения. Это было сделано для получения максимально полной информации по площадному распространению «пропущенной» залежи, что в дальнейшем позволило бы формировать наиболее адекватную стратегию по ее вводу в эксплуатацию.

Реализация полученных результатов и выводы

За два года, прошедшие после выполнения пилотной работы, на баланс поставлены два новых объекта – пласты Б_16–20 и Б₉¹. В течение 2014–2016 гг. было переведено на вышележащий горизонт 20 скважин. Текущие показатели разработки месторождений показаны на рис. 8.

Как показали опробования рекомендованных скважин, во всех скважинах была получена нефть – это означает, что прогноз был правильным. Стартовая обводненность по ним варьирует в широких пределах 12–98 %.

Проведены опробования по вышележащим объектам: Б₃, Б₆, Б₈, показавшим весьма обнадеживающие результаты по дебитам (об этом уже упоминалось в данной статье).

Было сформировано представление о меловых залежах Вахского месторождения: их можно сравнить с конусом – чем выше по разрезу, тем меньше площадь залежи. Наибольшей площадью характеризуется залежь по ачимовским отложениям.

Положительные результаты данной работы дали импульс к дальнейшему изучению меловых пластов в Томской области. На 2017 г. уже запланированы работы по поиску пропущенных залежей на месторождениях в районе Каймысовского свода, а также других спутниках Советского месторождения. При этом в первую очередь ожидания связаны с ачимовскими отложениями как наиболее вероятным с точки зрения близости к нефтематеринским породам резервуаром неоткрытых скоплений нефти.

В интервалах вскрытия нефтегазонасыщенных или возможно нефтегазонасыщенных горизонтов в поисково-оценочных и разведочных скважинах проводится сплошной отбор керна.
В этих интервалах керновый материал служит для получения информации о литологии и стратиграфии разреза, характере изменения его фильтрационно-емкостных характеристик, а также в качестве опорной информации (петрофизической основы) для интерпретации данных ГИС.

Общие требования к петрофизической информации, используемой в качестве петрофизической основы интерпретации данных ГИС, сводятся к следующему:

1. комплекс петрофизических исследований должен обеспечивать возможность получения перечисленной выше петрофизической информации для интерпретации данных ГИС на этапе оперативной интерпретации и подсчета запасов;

2. петрофизические связи должны строиться раздельно для каждого объекта подсчета запасов. Возможно использование обобщенных для нескольких подсчетных объектов связей, при этом необходимо специальное обоснование такой возможности;

3. при построении петрофизических связей типа «керн – керн» необходимо использовать не менее 30 образцов керна, равномерно распределенных в интервале изменения коррелируемых параметров;

4. для построения петрофизических связей типа «керн – ГИС» используются опорные пластопересечения, охарактеризованные керном с выносом не менее 70 % и плотностью петрофизических анализов не менее трех на 1 м вынесенного керна;

5. в процессе отбора, транспортировки, хранения и исследования керна должны быть проведены мероприятия, предотвращающие изменение естественных условий упаковки (для слабосцементированных и рыхлых пород) и смачиваемости;

6. при исследовании пород, характеризующихся наличием крупных элементов пустотного пространства (трещины, каверны), исследования керна должны выполняться на образцах большого размера (с сохранением диаметра керна);

7. при необходимости прямого определения по керну остаточной водонасыщенности (бурение на безводной промывочной жидкости (ПЖ)) и остаточной нефтенасыщенности (бурение на водной ПЖ) требуется герметизация керна на буровой или использование при бурении с отбором керна герметизированных керноприемников.

Петрофизические исследования керна ведутся по пяти основным направлениям, включающим изучения таких параметров, как:

• литологические характеристики пород (макро- и микроописание, гранулометрия, карбонатность и т. д.);

• фильтрационно-емкостные характеристики, определяющие количественные показатели горных пород как коллекторов нефти и газа (пористость, проницаемость, газо-, водо- и нефтенасыщенность и т. п.);

• физические характеристики, сопоставимые с характеристиками, изучаемыми методами ГИС (электрическое сопротивление, естественная радиоактивность и т. п.);

• динамические характеристики пород-коллекторов, связанные с моделированием воздействия на них в результате разработки месторождений (коэффициент вытеснения нефти водой или газом, относительная фазовая проницаемость и т. п.);

• технологические характеристики, связанные с изучением буримости горных пород, эффективности перфорации, влияния промывочных и других жидкостей на фильтрационные свойства и т. п.Совместное использование петрофизических характеристик, определенных на керне, и данных ГИС позволяет реализовать надежную привязку керна к разрезу для построения петрофизических связей типа «керн – ГИС».

Детальные петрофизические лабораторные исследования включают:

• капиллярометрические исследования по методике, обеспечивающей получение неснижаемой водонасыщенности для всех групп пород-коллекторов;

• определение электрических свойств пород при переменной водонасыщенности в интервале от К_во до К_в = 100 %;

• изучение электрических и акустических свойств при моделировании термобарических условий залегания;

• раздельное определение содержания кальцита и доломита;

• спектрометрические исследования естественной радиоактивности с определением содержания урана, тория и калия;

• косвенные (модельные) исследования по определению остаточного содержания нефти или газа;

• измерение диффузионно-адсорбционной активности, магнитных свойств пород;

• ядерно-магнитные исследования;

• определение емкости катионного обмена [1].

Согласно Требованиям к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов [2] на планшетах (диаграммах ГИС по скважинам) указываются интервалы отбора и вынос керна в соответствии с его привязкой (рис. 1).

Рис. 1. Пример планшета по скважине. Выполнена привязка керна, обозначены интервалы и результаты опробования
Fig. 1. An example of the well tablet. A core binding was performed and intervals and sampling results were pointed

Фотографии керна в ультрафиолетовом свете (рис. 2, 3) позволяют выделить в разрезе нефтенасыщенные участки, выявить текстурные характеристики, связанные с особенностями условий осадконакопления пород. Нефтенасыщенные интервалы керна светятся в ультрафиолетовом свете в спектре от голубого до буровато-оранжевого цвета. Чем выше плотность углеводородов и насыщенность ими пород, тем больше желтых, оранжевых и коричневых цветов.

Фотографии каменного материала в дневном и ультрафиолетовом свете, информация по интервалу отбора керна и визуальное описание керна представлены на рис. 2 и 3 и в подрисуночных подписях. Неравномерное желтое свечение (рис. 2) – неравномерно нефтенасыщенные песчаники. Нефтенасыщенные известняки (верх 1-й ячейки и низ 3-й) светятся буровато-оранжевым светом (рис. 3).

а) а)	б) b)
Рис. 2. Фотография каменного материала: а) в дневном и б) в ультрафиолетовом свете. Неравномерное желтое свечение – неравномерно нефтенасыщенные песчаники. Информация по интервалу отбора керна и описание керна: Ящик 5 Инт. 1509,9–1518,9 м 1517,15–1519,4 м Отбор 3. Инт. 1518,9–1527,9 м Проходка: 9,0 м. Керн: 9,0 м. Вынос: 100 % 1519,4–1519,9 м 0,5 м – продолжение слоя. В порах появляются пятна битума. 0,4 м – алевролиты темно-серые разнозернистые, глинистые и неравномерно песчанистые, интенсивно биотурбированные, плотные, среднекрепкие. 0,35 м – песчаник коричневато-серый мелкозернистый, нефтенасыщенный, пористый, глинистый, с многочисленными углефицированными остатками растений (в том числе корневищами). Коллектор среднепористый (до 15 %), проницаемый. 1,5 м – песчаники коричневато-серые мелкозернистые, неравномерно алевритистые, крупнокосослоистые, пористые, неравномерно нефтенасыщенные, среднекрепкие, с редкими прожилками и включениями углефицированного материала, с единичными длинными корневищами растений. Коллектор среднепористый (до 15 %), проницаемый. Fig. 2. A photo of a stone material a) daytime light and b) ultraviolet light. Uneven yellow glow – unevenly oil-saturated sandstones. Information about the coring interval and core description: Box No. 5 Interval 1509.9–1518.9 m 1517.15–1519.4 m Selection 3. Interval 1518.9–1527.9 m Excavation: 9.0 m. Core: 9.0 m. Stem: 100 % 1519.4–1519.9 m 0.5 m – continued layer. Spots of bitumen appear in the pores. 0.4 m – dark grey various-grained siltstones, clayey and sandy uneven, intensely bioturbated, dense, with medium strength. 0.35 m – brown-gray fine-grained sandstone, oil-saturated, porous, clayey, with numerous coalified remains of plants (including rhizomes). The collector is of the medium porous for moderate (up to 15 %), permeable. 1.5 m – brown-gray fine-grained sandstones, unevenly siltstone, coarsely obliquely laminated, porous, unevenly oil-saturated, with medium strength, with occasional streaks and inclusions of coalified material, with single long plant rhizomes. The collector is of the medium porous for moderate (up to 15 %).

Привязку керна к разрезу скважины проводят путем сопоставления диаграммы какого-либо геофизического метода с результатами «каротажа по керну» (например, диаграмм акустического метода с результатами измерения на образцах керна скорости распространения упругих волн) [3].

Существуют следующие основные способы привязки керна:

• по сопоставлению результатов профильных замеров на колонке керна с данными ГИС (ГК, ГГК_П). Этот способ является самым надежным;

• по сопоставлению макролитологического описания керна с литологией по ГИС. Способ используется редко, его недостаток заключается в необходимости кодирования макроописания;

• по сопоставлению параметров, определенных на керне, с полученными по ГИС (например, по плотности, или К_П). Если обработка ГИС еще не сделана, при привязке по К_П возможно использование характерных значений нейтронного каротажа (НК), электрического метода потенциалов собственной поляризации (ПС), гамма-гамма-каротажа (ГГК), акустического каротажа (АК). Этот способ применяется чаще всего.

Надежность привязки керна снижается при низком выносе керна, недостаточной плотности анализов керна и при отсутствии профильных замеров на полноразмерном керне.

Ниже приведены методические приемы по привязке результатов лабораторных керновых исследований к геофизическим кривым с использованием их характерных значений. Каждое правило прокомментировано примером.

1. Привязка керна к геофизическим кривым осуществляется согласно глубине отбора. Вначале на каротажной диаграмме (рис. 4) отмечают интервал отбора керна. Для скважины № 200 интервал соответствует глубинам 2556,0–2561,4 м. Вынос керна составил 5,4 м, или 100 %.

2. Необходимо понимать, что привязка параметров, определенных на керне, выполняется к геофизическим кривым, строго соответствующим данному параметру. Так, например, пористость, определенная на керне, может быть привязана к геофизическим кривым, определенным методами ПС, нейтронного гамма-каротажа (НГК), АК, ГГК, т. е. к методам, по которым определяют пористость по ГИС. Или, например, удельное электрическое сопротивление, определенное на образцах керна, может быть привязано к кривым сопротивлений, замеренным методами бокового каротажа (БК), индукционного каротажа (ИК), потенциал-зонда (ПЗ), градиент-зонда (ГЗ), бокового каротажного зондирования (БКЗ). При этом необходимо контролировать соответствие значений как сопоставляемых параметров, так и образов кривых.

На рис. 4 приведен пример, где привязка кривой К_П керновых исследований осуществляется к кривой ПС, поскольку метод потенциалов собственной поляризации является методом пористости. Максимальные величины пористости соответствуют максимальным амплитудам ПС. Минимальные значения К_П соответствуют интервалу с повышенной глинизацией (в кровельной части интервала 2556–2556,4 м уменьшение амплитуды ПС, снижение сопротивления по ПЗ) и уплотненной части разреза (2559,3–2600 м), обусловленной карбонатизацией цемента (об этом свидетельствует сильно увеличенные показания потенциал-зонда). Наблюдается соответствие образов кривых ПС и К_П керновых исследований.

Недостатком использования метода ПС для привязки керна является его слабая расчлененность (дифференцированность кривой) по отношению к керновым исследованиям. Поэтому в качестве метода пористости рекомендуется использовать метод НГК либо гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГК_П).

Следующее правило касается собственно интервала отбора.

3. При привязке керна к ГИС в ряде случаев разрешается перемещать по глубине керн выше или ниже интервала отбора, если конфигурация кривой определенного на керне параметра не совпадает с конфигурацией кривой ГИС в данном интервале глубин или величина этого параметра не соответствует величине геофизического параметра в данном интервале глубин. Это допускается только с учетом литологического описания образца и при соответствии кернового параметра геофизическим исследованиям.

Причиной погрешности в определении глубины первоначального залегания отобранных пород может быть ошибка в промере бурильных труб. Величина подобной ошибки редко превышает 2 м. Погрешность в отметках границ пластов за растяжку кабеля также находится в пределах ±2 м. Поэтому отклонения глубины отбора керна от границ соответствующего ему пласта на диаграмме не должны превышать ±4 м.

а) а)	б) b)
Рис. 3. Фотография каменного материала: а) в дневном и б) в ультрафиолетовом свете. Нефтенасыщенная порода – известняки (верх 1-й ячейки и низ 3-й) светятся буровато-оранжевым светом. Информация по интервалу отбора керна и описание керна: Ящик 53 Отбор № 19 Инт. 1780,5–1781,1 м П – 0,6 м, К – 0,1 м 0,1 м – известняк темно-серый сгустковый (?) тонкослоистый, слабопористый, битуминозный, неравномерно нефтенасыщенный, крепкий. Отбор № 20 Инт. 1814,0–1823,0 м П – 9,0 м, К – 9,0 м, В – 100 % 1814,0–1816,8 2,2 м – известняки серые и светло-серые детритовые разнослоистые (от тонко- до толстослоистых, прослоями тонколинзовидные), плотные, крепкие, с неравномерно распределенными тонкими (до 8 мм) прослоями микрослоистого коричневато-темно-серого известковистого аргиллита, в подошве с тонкими (до 1,5 см) прослоями темно-бирюзового микрослоистого аргиллита. Налегание на нижний слой эрозионное. В верхней части слоя – единичные слабые выпоты нефти. 0,6 м – известняки серые и коричневато-серые полидетритовые среднеслоистые, неравномерно слабопористые, преимущественно плотные, стилолитизированные, ефтенасыщенные по стилолитам и пористым участкам, в верхней половине неравномерно брекчированные (закарстованные), с секрециями белого кальцита по извилистым палеопустотам. Стилолиты крупнозубчатые выполнены черным глинисто-битуминозным веществом. Fig. 3. A photo of a stone material a) daytime light and b) ultraviolet light. Oil-saturated rock – limestone (top of the 1st cell and the bottom 3rd) glowing with brownish-orange light. Information about the coring interval and core description: Box 53 Selection No. 19 Interval 1780.5–1781.1 m Excavation: 0.6 m Core: 0.1 m. 0.1 m – limestone, dark gray and clotty (?) lamellar, weak porous, bituminous, unevenly oil-saturated, strong. Selection No. 20 Interval 1814.0–1823.0 m. Excavation: 9.0 m. Kern: 9.0 m. Stem: 100 %. 1814.0–1816.8 2.2 m – grey and light grey detrital and multilayer limestones (from thin to thick layered, between layers thin lenticular), dense, strong, unevenly distributed thin (8 mm) layers of microlite brownish-dark-gray calcareous argillite in the sole with a thin (up to 1.5 cm) with layers of dark teal microclottage argillite. The reliance on the lower layer is erosive. At the top of the layer – single weak effusions of oil. 0.6 m – grey and brownish limestones, polydetrital, medium layered, unevenly weak porous, mostly dense, stylolitized, stylolites oil-saturated on stylolites and porous areas, in the upper half they are irregularly brecciated (karstic), with secretion of white calcite into paleo emptiness. Stylolites are coarsely toothed made by black clay bituminous substance.

На рис. 5 в скважине № 227 керн первоначально привязан строго в соответствии интервалу его отбора 2446,8–2452,4 м. Однако видно, что интервалы пониженных коэффициентов пористости смещены относительно кривой потенциал-зонда. Интервалы песчаников плотных с карбонатным цементом расположены на 0,8 м выше по разрезу (см. показания ПЗ и ПС в интервалах 2448,6–2449,5 м и 2451,8–2452,4 м).
Поэтому перемещаем кривую К_П^керн и точки отбора на 0,8 м вверх по разрезу (рис. 6) и корректируем результаты первоначальной привязки.

Рис. 4. Пример привязки кривой К_П керновых иссдледований к геофизической кривой ПС по скважине № 200
Fig. 4. An example of the binding К_П (coefficient of porosity) curve of the core research to geophysical research curve defined by the method of potentials of self-polarization at well No. 200

Этот пример иллюстрирует использование в комплексе информации кривой ПС как метода пористости при привязке керна и метода сопротивления для дифференциации разреза по литологии.

4. Следует также отметить, что в случае не 100%-го выноса керна из интервала разрешается разделять образцы керна для их лучшей привязки к геофизическим кривым. Однако если в процессе увязки величина параметра, определенного на керне, не соответствует величине параметра, определенного по ГИС, образец керна бракуют и исключают из дальнейшей работы.
   
5. Поскольку керн отбирается в процессе бурения последовательно, его образцы нельзя перемешивать.

Рис. 5. Первоначальная привязка керна в скважине № 227 строго по интервалу отбора
Fig. 5. The original core binding in well No. 227 strictly by the selection interval

Задача увязки данных керна и ГИС скважин является одним из этапов построения адекватной геологической модели залежей УВ. В настоящее время существует различное программное обеспечение, позволяющее увязать данные керна и ГИС по глубине. К примеру, в научно-техническом центре НК «Роснефть» (ООО «РН-УфаНИПИнефть», Уфа) разработана система компьютеризированной привязки керна к ГИС по глубинам, позволяющая привязывать керн к ГИС на всех скважинах, где есть керн и ГИС одновременно [4]. Увязка данных ГИС и результатов лабораторных исследований фильтрационно-емкостных свойств образцов керна по глубине выполняется в автоматизированном режиме в поточечном варианте не только при сплошном выносе керна, но и в случае низкого процента его выноса. На основе информации из базы данных этот инструмент позволяет в оперативном режиме осуществить увязку данных керна и ГИС на месторождении и существующей петрофизической модели или выполнить настройку параметров модели.

Рис. 6. Корректирование привязки керна в скважине № 227 на 0,8 м вверх по разрезу (скорректированные интервал, точки К_П^керн и кривая К_П показаны зеленым цветом)
Fig. 6. The adjustment of the binding core in the well No. 227 0.8 m higher in the section (corrected interval К_П^керн points (coefficient of the core porosity), and the К_П curve (coefficient of porosity) are shown in green)

В 80-е гг. ХХ в. группой авторов Украинского научно-исследовательского горно-рудного института разработана Методика и программы привязки глубины отбора керна к диаграммам каротажа [5], в которой приводится решение задачи привязки керна в случае неоднородного разреза и его неполного выноса. Рассматриваются три варианта:

1. керн отобран из одного пласта (плотного или проницаемого). Керн считается представительным, если на 1 м интервала отбора приходится более одного образца породы. При несоблюдении этого условия керн считается непредставительным, и дальнейшее его исследование прекращается;

2. интервал отбора керна состоит из двух пластов – проницаемого и плотного. Здесь могут встречаться случаи, когда керн поднят только из одного пласта или из обоих. Поэтому при определении представительности керна проводится дополнительная проверка: весь керн проницаемый (или плотный) – сопоставляется число образцов с толщиной проницаемого (или плотного) пласта;

3. в интервале отбора керна больше двух пластов. При неполном отборе в большинстве случаев неизвестно, с какой глубины начат подъем керна и какие пласты им охарактеризованы. Особенно это относится к тонкопереслаивающимся плотным и проницаемым пластам.

Данная методика может быть успешно использована и в настоящее время для привязки керна к ГИС с использованием компьютерных технологий, поскольку авторами разработаны критерии погрешности сопоставляемых параметров фильтрационно-емкостных свойств по ГИС и керну.

Одним из факторов, усложняющих эффективное использование потенциальных возможностей нефтяных и газовых месторождений в ходе их разработки, является нарушение режима эксплуатации скважин в результате проникновения в призабойную зону посторонних вод из верхних и нижних пластов.

Верхние воды попадают в скважину из-за низкого качества цементного кольца за эксплуатационной колонной, а также в результате его повреждения. Проникновение нижних вод в призабойную зону происходит из-за недостаточно надежной изоляции пластов при строительстве скважин или плохого качества цементного моста внутри эксплуатационной колонны при возвращении в верхние горизонты.

Рис. 1. Объемное расширение НСПЦР

Fig. 1. Volume expansion of NFCM

Для успешного решения этой проблемы должны быть тщательно изучены глубина нахождения этих вод и их физико-химические свойства.

Использующиеся для этой цели технологии изоляции должны обеспечивать продавливание в пласт изоляционного материала в предназначенном объеме под высоким давлением (в допустимом пределе), а при промывке остатков материала предотвратить возможный приток из пласта в скважину и обеспечить поддержание скважины под давлением во время затвердевания. Изоляционные материалы должны обладать высокой текучестью, способностью проникать по микроканалам в пласт под давлением и, затвердевая в обводненной части, изолировать посторонние воды.

Начиная с ранних этапов развития нефтяной и газовой промышленности и до наших дней суспензии портландцемента широко используются как основной изоляционный материал при бурении нефтяных и газовых скважин для крепления ствола скважины и изоляции пластов друг от друга. Для этого готовят цементные суспензии на нефтяной и водной основе и закачивают в пласт под давлением. Однако этот изоляционный материал, позже превращенный в твердую массу (камень), не может полностью предотвратить проникновение посторонних вод в скважину [1].

Так, цементный камень имеет поры в широком диапазоне размеров – от 10-9 до 10-3 м. Объединяясь, эти поры образуют проводящие каналы. В результате воздействия высокого давления и температуры размеры канала еще больше увеличиваются, приводя к увеличению проницаемости цементного камня [2].

В то же время добавление к цементному раствору замедлителей и других регулирующих пластификаторов приводит к ослаблению его прочностных свойств.

Рис. 2. Прочностные показатели камня НСПЦР
Fig. 2. Strength characteristics of NFCM stone

Известно, что во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) цементного раствора давление в кольцевом пространстве снижается до уровня гидростатического давления столба жидкости затворения и даже ниже. В этот момент в зацементированное кольцевое пространство может проникать пластовая жидкость, образуя там водные пояса. На поздних стадиях затвердевания эти пояса превращаются в пустые каналы и являются «проводниками» пластовых вод. Они создают связь между пластом и стенкой скважины, что приводит к нарушению герметичности крепи скважины [3].

Одним из способов решения данной проблемы является применение пеноцементных растворов. При формировании структуры пеноцементного камня давление во время ОЗЦ не снижается. Этому способствуют находящиеся в объеме цементного раствора пузырьки воздуха. Они способны создавать дополнительное сопротивление движению жидкости в сформировавшихся капиллярах пеноцементного раствора и проводящих каналах пласта (эффект Жамена) [4].

В целях решения проблемы была приготовлена наносистема из композиции, состоящей из поверхностно-активного вещества (ПАВ) на основе протеинового эфира, оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) и наночастиц меди
(Cu МНЧ). Исследовано влияние композиции на цементный раствор, и разработан новый наноструктурированный пеноцементный раствор (НСПЦР), образующий депрессионно-устойчивый каркас, обладающий объемным расширением, высокой адгезией и минимальной проницаемостью.

Рис. 3. Динамика капитальных ремонтов скважины № 1275
Fig. 3. Dynamics of capital repairs of well No. 1275

Добавление Cu МНЧ к цементному раствору способствует увеличению начала схватывания до 70 %, прочности полученного цементного камня на сжатие – до 25 %, прочности на изгиб – до 55 %, на разрыв – до 5 % и на растяжение – до 35 % [5, 6].

Наличие ОЭДФ в составе продлевает затвердевание раствора до необходимой степени и повышает предел прочности сформированного камня на более позднем этапе. Ионы кальция, алюминия, кремния и железа, содержащиеся в цементном клинкере, вступая в химическую реакцию с активными функциональными группами в процессе гидратации, образуют циклическую структуру, что приводит к улучшению физическо-механических свойств цементного камня и уменьшению проницаемости в 2,0–2,5 раза [7–9].

Рис. 4. Динамика дебита и содержания механических примесей в скважине № 1275

Fig. 4. The dynamics of the output and content of mechanical impurities in the well No. 1275

В соответствии с эксплуатационными параметрами скважин, в которых применяли предложенную технологию, были выбраны концентрации ПАВ (при поддержании фиксированного количества других компонентов), изучены объемное расширение приготовленной жидкости, ее реология и физико-механические свойства образованного каркаса. Было установлено, что за счет изменения концентрации ПАВ в растворе от 0,1 до 0,5 % возможно увеличить объемное расширение от 15 до 60 % (рис. 1).

В процессе затвердевания объем НСПЦР остается неизменным, образуется камень того же размера. В соответствии с объемным расширением прочностные характеристики НСПЦР-камня меняются: на изгиб – 3,45÷2,02 МПа и на сжатие – 19,3÷13,29 MПa (рис. 2).

При высоких значениях объемного расширения (45÷60 %) через 48 часов после затвердевания деформация составляет 0,7÷0,8 %, и ни при каком случае образование трещин в камне не наблюдается. При увеличении пены в составе раствора процент пористости увеличивается, но ввиду отсутствия связи между пузырьками проницаемость в формирующемся каркасе уменьшается (таблица).

Технология была испытана на месторождениях Локбатан-Пута-Гушхана, Атешгях, Бузовна-Маштага, Нефт Дашлары-Пираллахы, достигнуты положительные результаты.

Выбранная для применения добывающая скважина № 1275 (фильтрационный интервал 1591÷1569 м) горизонта QG месторождения Бузовна была перфорирована 27.12.2012 г. и введена в эксплуатацию с дебитом 1,5 т/сут нефти, 6,5 м3 воды. В период эксплуатации из-за регулярного проникновения в забой скважины верхних вод с интенсивным пескопроявлением рабочий режим периодически нарушался, добыча была приостановлена. В течение последнего года проведение шести капитальных ремонтов, направленных на решение существующих в скважине проблем, оказалось безрезультатным (рис. 3).

С этой целью 23.04.2015 г. в скважине проводилась изоляция верхних вод с применением НСПЦР. После разбуривания цементного стакана в призабойной зоне скважина была освоена без перфорации. За короткое время рабочий режим скважины был отрегулирован, скважина эксплуатируется с дебитом 2,6–3,0 т/сут нефти и 3,5 м3 воды. С применением нанотехнологии было предотвращено пескопроявление, изолированы посторонние воды (рис. 4).

Применение технологии целесообразно также для покрытия дефектов и повреждений в колоннах, предотвращения поглощений при бурении, при креплении скважин с аномально низким пластовым давлением.

Таким образом, с применением НСПЦР:

• образован прочный каркас с высоким пределом прочности, минимальной проницаемостью и стойкий к воздействию агрессивных пластовых вод;

• изолированы посторонние воды;

• сокращены расходы по сбору, транспортировке и утилизации ежедневно добываемых пластовых вод;

• восстановлен естественный скелет призабойной зоны, из-за предотвращения пескопроявления межремонтный период увеличился с 60 до 250 дней.

Процессы добычи, сбора и подготовки нефти сопровождаются комплексом проблем, связанных с образованием АСПО. Высокая скорость их накопления влечет повышение затрат на эксплуатацию, ремонт скважин и нефтепроводов и одновременно снижает их производительность.

Многолетняя практика добычи парафинистой нефти показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО в нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах и выкидных линиях нельзя эффективно решить вопросы оптимизации промысла. 

Рис. 1. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в нефти скв. № 833 Ванкорского месторождения

Fig. 1. Molecular mass distribution of n-alkanes in oil well No. 833 in the Vankor deposit

Основными причинами образования АСПО являются [1, 2]:

1. понижение температуры нефтяного потока при подъеме по стволу скважины или при транспортировке ее по трубопроводу;

2. снижение давления в области забоя и, как следствие, нарушение гидродинамического равновесия системы «жидкость – газ»;

3. разгазирование добываемой жидкости;

4. изменение скорости потока, которая может обеспечить осаждение кристаллов на поверхности твердых тел или, наоборот, отрыв их от поверхности;

5. изменение режима течения (от ламинарного к турбулентному и наоборот);

6. состав газожидкостной смеси.

В настоящее время не существует универсальных методов удаления и предотвращения образования АСПО. Наиболее распространенными остаются технологии с использованием химических реагентов – удалителей и ингибиторов парафиноотложений [3].

Рис. 2. Результаты ОПИ удалителя парафиноотложений СНПХ-7р-14А на скв. № 708/10 Ванкорского месторождения

Fig. 2. The results of pilot testing (PT) of the СНПХ-7р-14А remover for paraffin sediments in the well No. 708/10 in the Vankor deposit

АО «НИИнефтепромхим» на протяжении многих лет занимается разработкой химических реагентов для борьбы с АСПО и технологий их эффективного применения. В 2012–2013 гг. на Ванкорском месторождении ЗАО «Ванкорнефть» были проведены опытно-промышленные испытания удалителя парафиноотложений СНПХ-7р-14А и ингибитора парафиноотложений СНПХ-7821. Реагенты были рекомендованы по результатам лабораторных исследований, проведенных специалистами АО «НИИнефтепромхим».

Добыча нефти на Ванкорском месторождении ведется с яковлевского и нижнехетского пластов. Наиболее интенсивное парафинообразование происходит при добыче с нижнехетского пласта НХ1, поскольку нефти этого пласта содержат большое количество парафинов и отличаются высокой температурой застывания (табл. 1). Анализ проводили методом адсорбционного разделения на хроматографической колонке.

Молекулярно-массовое распределение парафинов, выделенных из нефти скв. № 833 (пласт НХ1), проведенное методом газожидкостной хроматографии, показало преобладающее содержание алканов с количеством углерода С20–С26 (рис. 1).

В 2012 г. на добывающих скважинах Ванкорского месторождения были проведены опытно-промышленные испытания удалителя парафиноотложений СНПХ-7р-14А. В качестве объектов испытаний были выбраны добывающие скважины нижнехетского продуктивного пласта № 833/12, 206/4, 752/9, 708/10 (табл. 2).

Рис. 3. Результаты ОПИ удалителя парафиноотложений СНПХ-7р-14А на скв. № 206/4 Ванкорского месторождения

Fig. 3. The results of pilot testing (PT) of the СНПХ-7р-14А remover for paraffin sediments in the well No. 206/4 in the Vankor deposit  

Испытания реагента проводились тремя способами:

1. закачка реагента в трубное пространство скважин (НКТ) с остановкой на реагирование;

2. закачка реагента в затрубное пространство с последующей продавкой реагента через прием ЭЦН до интервала отложений и остановкой на реагирование;

3. закачка реагента в затрубное пространство с последующей продавкой через прием ЭЦН без остановки на реагирование.

Контроль эффективности очистки проводился путем фиксации технических параметров (степени тяжести и глубины посадок) в процессе спуска в НКТ очистного скребка непосредственно после очистки и через несколько суток согласно графику скребкования.

Скважину № 708/10 планировали остановить на капитальный ремонт вследствие практически полного запарафинивания. Для очистки НКТ скважины от АСПО было предложено произвести химическую очистку удалителем парафиноотложений СНПХ-7р-14А. Учитывая возможность выхода из строя ЭЦН ввиду высокой температуры погружного электродвигателя при обратной промывке и способность пласта к поглощению, очистку провели путем прямой закачки пачки реагента в трубное пространство (НКТ) скважины.

Рис. 4. Результаты ОПИ удалителя парафиноотложений СНПХ-7р14А на скв. № 833/12 Ванкорского месторождения

Fig. 4. The results of pilot testing (PT) of the СНПХ-7р-14А remover for paraffin sediments in the well No. 833/12 in the Vankor deposit

Объем пачки растворителя составил 6 м³, время реагирования – 22 ч. После запуска скважины и выхода ее на режим было зафиксировано снижение рабочего давления на приеме насоса со 129 до 121 атм. При спуске механического скребка отмечено прохождение фрезы диаметром 68 мм (НКТ 89 мм) на всю проектную глубину спуска. Кроме того, отмечены понижение динамического уровня с 1400 до 1710 м и восстановление режимных параметров. При проведении следующей по графику механической очистки НКТ скважины через 5 сут посадок не наблюдалось (рис. 2).

Обработку скв. № 752/9 проводили путем закачки реагента в количестве 2,5 м³, что составляет 30 % от общего объема НКТ, с остановкой на реагирование на 21 ч. Учитывая падение дебита и большую глубину образования АСПО, реагент закачивали непосредственно в НКТ. Продавку осуществляли нефтью в объеме 2,6 м³, рассчитанном таким образом, чтобы реагент достиг интервала отложений. После запуска скважины был произведен контрольный пуск очистного скребка диаметром 55 мм (диаметр НКТ = 73 мм), зафиксировано прохождение на полную проектную глубину без посадок. Отмечено увеличение дебита с 32 до 40 т/сут.

Рис. 5. Результаты ОПИ ингибитора парафиноотложений СНПХ-7821 на скв. № 710/5 Ванкорского месторожения

Fig. 5. The results of pilot testing of paraffin sediments inhibitor СНПХ-7821 т well No. 710/5 in Vankor deposit

На скв. № 206/4 закачку СНПХ-7р-14А в количестве 3,4 м³, т. е. 30 % от общего объема НКТ, проводили через затрубное пространство. Реагент продавливали нефтью в объеме 35 м³, и в момент появления реагента на устье скважину остановили на реагирование на 3 ч. Появление реагента определяли по отобранной пробе добываемой жидкости: данная проба характеризовалась низкой вязкостью и характерным запахом реагента.

При спуске механического скребка диаметром 68 мм (диаметр НКТ = 89 мм) после очистки было зафиксировано прохождение на полную проектную глубину с небольшими посадками. Следующий по графику спуск скребка был проведен через 3 сут после очистки. При его прохождении на полную проектную глубину были отмечены незначительные посадки (рис. 3).

Химическую очистку скв. № 833/12 реагентом СНПХ-7р-14А провели путем закачки пачки объемом 2,5 м³, что составляет 30 % от общего объема НКТ, через затрубное пространство скважины без остановки скважины на реагирование. Реагент продавливали нефтью в объеме 40 м³. При спуске скребка диаметром 55 мм (диаметр НКТ = 73 мм) было зафиксировано прохождение на полную проектную глубину с небольшими посадками. Следующий по графику спуск очистного скребка был проведен через 4 сут. При прохождении скребка на полную проектную глубину было отмечено увеличение посадок по сравнению со скребкованием после очистки. Однако степень запарафинивания, которая наблюдалась обычно без применения растворителя, не была достигнута (рис. 4).

Таким образом, результаты опытно-промышленных испытаний удалителя парафиноотложений СНПХ-7р-14А показывают высокую степень очистки добывающих скважин от АСПО. Увеличение межочистного периода работы скважин в 2–3 раза подтверждает, что качество очистки реагентом СНПХ-7р-14А выше, чем механической очистки.

В 2013 г. на Ванкорском месторождении были проведены опытно-промышленные испытания ингибитора парафиноотложений СНПХ-7821, рекомендованного на основании независимых лабораторных испытаний. Испытания ингибитора парафиноотложений СНПХ-7821 на скважинах осуществлялись путем постоянного дозирования в затрубное пространство скважин, а также путем постоянного дозирования в интервал начала парафинообразования через импульсную трубку и вводную муфту в НКТ (на глубину 1500 м).

В качестве объектов испытаний были выбраны добывающие скважины нижнехетского и яковлевского продуктивных пластов: № 710/5, 625/7, 726/2бис (табл. 3).

До начала и в ходе ОПИ на всех скважинах проводились контрольные скребкования для оценки степени запарафинивания скважин. Фиксировались характер, глубина посадок скребка, а также время спускоподъемных операций.

Рис. 6. Результаты ОПИ ингибитора парафиноотложений СНПХ-7821 на скв. № 625/7 Ванкорского месторождения

Fig. 6. The results of pilot testing of paraffin sediments inhibitor СНПХ-7821 т well No. 625/7 in Vankor deposit

Перед началом ОПИ на скв. № 710/5 в целях очистки от АСПО провели обработку растворителем в объеме 3 м³ с последующей закачкой нефти объемом 30 м³, в которую предварительно было добавлено расчетное количество ингибитора СНПХ-7821, исходя из дозировки 500 г/м³.
Далее было начато постоянное дозирование реагента в затрубное пространство скважины посредством дозировочного насоса. В течение первых 3 сут дозировка реагента составила 500 г/м³ (ударная дозировка для насыщения затрубного пространства ингибитором). Затем расход был снижен до 250 г/м³ (первая рабочая дозировка). Продолжительность работы скважины с данным расходом составила два межочистных периода (два периода между плановыми скребкованиями). Было отмечено существенное снижение количества и степени тяжести посадок скребка, а также сокращение времени, затрачиваемого на спускоподъемные операции (рис. 5), поэтому дозировка была снижена до 150 г/м³. Однако, поскольку при этом степень затруднения прохождения скребка несколько возросла, дозировка ингибитора была повышена до 200 г/м³. Указанная дозировка была принята оптимальной. На ней проводилось увеличение периода между скребкованиями и было достигнуто увеличение МОП в 2,5 раза (с 5 до 13 сут).

На скв. № 625/7 ОПИ были начаты после капитального ремонта, поэтому обработка растворителем не проводилась. В течение первых 3 сут реагент дозировался с расходом 500 г/м³ для насыщения нефти в затрубном пространстве. Первая рабочая дозировка в течение двух межочистных периодов составила 250 г/м³. Было отмечено снижение количества и степени тяжести посадок фрезы (рис. 6), в связи с чем дозировка была снижена до 150 г/м³. Указанная дозировка была выдержана в течение двух периодов скребкования и принята оптимальной ввиду снижения количества посадок и степени их тяжести. На последнем этапе ОПИ на оптимальной дозировке ингибитора был в 3 раза увеличен межочистной период (с 4 до 13 сут).

На скв. № 726/2бис испытания были начаты после капитального ремонта, поэтому обработка растворителем не проводилась. Дозирование СНПХ-7821 осуществлялось через импульсную трубку в интервал начала парафинообразования. Ударная дозировка не проводилась, были заполнены капиллярные трубки с расходом 110 л/сут, что соответствует рабочей дозировке 200 г/м³. В этих условиях было проведено поэтапное увеличение межочистного периода работы скважины и достигнуто увеличение МОП в 3 раза – с 6 до 20 сут (рис. 7).

В результате проведенных ОПИ ингибитора парафиноотложений СНПХ-7821 доказана его эффективность: реагент увеличивает межочистной период работы скважины в 2–3 раза. Рекомендуемая минимальная дозировка реагента для скважин нижнехетского продуктивного пласта составляет 200 г/т нефти, для скважин яковлевского пласта – 150 г/т нефти.

Рис. 7. Результаты ОПИ ингибитора парафиноотложений СНПХ-7821 на скв. № 726/2бис Ванкорского месторождения

Fig. 5. The results of pilot testing of paraffin sediments inhibitor СНПХ-7821 т well No. 726/2bis in Vankor deposit

Выводы

1. Удалитель парафиноотложений СНПХ-7р-14А показал свою эффективность при различных способах применения. Использование СНПХ-7р-14А позволяет более качественно удалить АСПО по сравнению со скребкованием, что видно по увеличению периода запарафинивания, так как при механическом способе остается слой АСПО, равный разности между внутренним диаметром НКТ и диаметром скребка (3–4 мм), в то время как очистка реагентом СНПХ-7р-14А удаляет этот слой. Применение удалителя СНПХ-7р-14А позволяет увеличить межочистной период работы скважин.

2. Ингибитор парафиноотложений СНПХ-7821 показал свою эффективность и позволил увеличить межочистной период работы скважины в 2–3 раза. Рекомендуемая минимальная дозировка реагента СНПХ-7821 для скважин нижнехетского продуктивного пласта составила 200 г/т нефти, для скважин яковлевского пласта – 150 г/т нефти.

Таблица 1. Групповой состав нефти скважины 833 (пласт НХ1)

Table 1. Group oil composition of the well № 833 (Layer НХ1)

Таблица 2. Характеристики объектов испытаний удалителя СНПХ-7р-14А

Table 2. The characteristics of test objects of the СНПХ-7р-14А remover

Таблица 3. Характеристики объектов испытаний реагента СНПХ-7821

Table 3. The characteristics of the test objects of the СНПХ-7821 reagent

В практике оценки коэффициента вытеснения нефти водой (К_выт.) и коэффициента остаточной нефтенасыщенности (К_он) нередки случаи противоречивости результатов, полученных в разное время различными исследователями. Так, по одному из нефтегазоК_онденсатных месторождений Западной Сибири (месторождение Y, пласты группы БТ) при составлении технико-эК_ономического обоснования коэффициентов извлечения нефти (ТЭО КИН) на керне из 8 скважин было проведено 26 опытов по вытеснению нефти водой, в которых исследовано 129 образцов, имеющих следующие характеристики: пористость – 10,3–21 % (средняя – 14,4 %); проницаемость – 2–471 мД (средняя – 26,1 мД); начальная нефтенасыщенность – 41,8–79,3 % (средняя – 65,1 %). В результате проведенных опытов получены слишком оптимистические параметры вытеснения: средний К_выт. – 0,677 д.ед., средний К_он – 20 %. Авторы ТЭО КИН посчитали полученные результаты недостаточно обоснованными и воспользовались зависимостью остаточной нефтенасыщенности от начальной с учетом линейной скорости фильтрации для пластов группы Б месторождений Западной Сибири, имеющей вид 

К_он = (2,31 + 0,35 К_нн).V^0,1,                       (1) 

где К_он – остаточная нефтенасыщенность, д.ед., К_нн – начальная нефтенасыщенность, д.ед., V – линейная скорость фильтрации, м/сут.

В результате параметр К_он был обоснован равным 33,5 %, а коэффициент вытеснения нефти водой – 0,519 д.ед.

Рис. 1. Результаты специальных исследований керна месторождения Y, выполненные:
а) в 1990-х гг.; б) в 2012–2014 гг.

Fig. 1. Results of the special core analysis of the deposit Y, that performed:
a) in the 1990s; b) in 2012-2014

В 1995 г. дополнительно в этой же лаборатории было исследовано 30 образцов из скважины, не участвующей в первичных исследованиях. Пористость образцов составляла 11,5–16,5 % (средняя – 13,7 %), проницаемость – 2–90,7 мД (средняя – 21,8мД), начальная нефтенасыщенность – 49,9–72,8 % (средняя – 62,7 %). Полученные результаты экспериментов представлены на рис. 1а и характеризуются следующими средними параметрами вытеснения: К_он изменяется в диапазоне 15,4–29,7 % при среднем значении 22,9 %; К_выт. варьирует от 0,478 до 0,773 д.ед. при среднем значении 0,629 д.ед.

К сожалению, условия проведения опытов в соответствии с [1] (давление, скорость фильтрации, кратность промывки, характеристика флюидов) в ТЭО КИН не были представлены, поэтому судить о достоверности полученных результатов не представляется возможным, что и было отмечено экспертами Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ).

Экспертизой ГКЗ результаты исследований и вышеуказанная зависимость были отклонены, а коэффициенты извлечения нефти приняты экспертно.

Перед повторным представлением ТЭО КИН в ГКЗ компанией-недропользователем данным исследованиям уделено значительное внимание.

На остаточную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой дополнительно исследовано 217 образцов керна из трех скважин. Кроме того, на 28 образцах керна данных скважин проведены исследования относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системе «нефть – вода». Таким образом, общее количество образцов составляет 245, что вполне достаточно для достоверного и надежного определения параметров вытеснения. Представлены полные данные по условиям экспериментов. Диапазон параметров исследуемого керна был значительно расширен: пористость – 10,3–21,9 % (средняя – 14,2 %), проницаемость – 0,3–310 мД (средняя – 25,1 мД), начальная нефтенасыщенность – 19,9–84,6 % (средняя – 68,3 %).

Результаты проведенных исследований существенно отличаются от тех, которые были получены в 1990-х гг.: К_он изменяется от 14 до 44,4 % (средний – 38,6 %), К_выт. – в пределах 0,296–0,546 д.ед. (средний – 0,434 д.ед.) (рис. 1б).

Для подтверждения правомерности полученных результатов авторы воспользовались экспериментальными данными, полученными другими исследователями на месторождениях-аналогах (рис. 1б). Исследования на объектах-аналогах показали хорошее согласование параметров вытеснения К_выт. и К_он и дали основания использовать приведенную зависимость, полученную в 2012–2014 гг., для обоснования КИН и проектирования разработки и отказаться от результатов ранее проведенных исследований.

Отсутствие объектов-аналогов затрудняет принятие решения в случае противоречивости полученных результатов и оценки их объективности.

Необходимость такой оценки в настоящее время диктуется новыми методическими рекомендациями по проектированию разработки, в которых обязательным является обоснование коэффициентов нефтеизвлечения.

Рис. 2. Распределение поровых каналов по размерам и их участие в фильтрации

Fig. 2. The distribution of the pore channels by the size and their part in filtering

К числу специальных исследований керна относится изучение характеристик порового пространства методом капилляриметрии. Существуют различные способы получения капиллярной кривой, например центрифугирование.

Изучение структуры порового пространства играет значительную роль в прогнозировании распределения и поведения флюида в породе. Влияние структуры порового пространства на фильтрационные свойства пород-коллекторов обусловлено не только размерами пор, но и их взаимным расположением, удельным количеством тех или иных групп пор.

Связь между капиллярным давлением и структурой порового пространства является выражением поведения флюида в породе и определяется с учетом свойств породы и флюида по формуле Лапласа: 

P_к = 2σ•cosQ/R_к,                                   (2) 

где P_к – капиллярное давление, Па; σ – поверхностное натяжение на границе раздела фаз, н/м; Q – угол увлажнения, град.; R_к – радиус капилляра (поры), м.

С помощью центрифуги можно создавать различные давления на образец, меняя скорости вращения ротора, и таким образом вызвать отжатие воды из капилляров соответствующего размера.

На основании экспериментально получаемых зависимостей P_к = f(S_в) по формуле (2) рассчитываются функции распределения пор по размерам для каждого исследованного образца коллектора, определяется доля фильтрации поровых каналов в зависимости от их размера. Для примера на рис. 2 представлено распределение поровых каналов по размерам и их доля в фильтрации для одного из образцов пласта ЮВ₁ Чистинного месторождения (пористость – 18,03 %, проницаемость – 40 мД).

Суммарная доля фильтрующих каналов в каждом образце разная и зависит в основном от принадлежности образца к тем или иным отложениям, внутри отложений – от принадлежности к той или иной фации, внутри фации – от пористости и проницаемости образца.

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов пласта ЮВ₁ Чистинного месторождения, построенная по результатам исследования структуры порового пространства методом капилляриметрии, представлена на рис. 3. Для ее построения использованы данные, полученные на основе исследования 15 образцов керна.

В режиме вытеснения нефти агентом коэффициент нефтеотдачи для К_онкретной системы разработки представляется произведением нескольких коэффициентов, где произведение первых двух коэффициентов определяет долю подвижных запасов нефти

К_он = К_выт К_охв.•К_зав.,                  (3)

где К_выт. – коэффициент вытеснения, д.ед.; К_охв. – коэффициент охвата пласта воздействием (коэффициент сетки), д.ед.; К_зав. – коэффициент заводнения, д.ед.

По сути, приведенная на рис. 3 зависимость определяет долю объема пор, в которых сосредоточена подвижная часть запасов нефти в микрообъеме пласта. В микрообъеме пласта, т. е. в образце породы, долю подвижных запасов определяет коэффициент вытеснения.

Из практики определения коэффициентов вытеснения нефти водой известно, что по многим объектам существует зависимость данного параметра от проницаемости: чем выше проницаемость, тем выше коэффициент вытеснения. Этот вывод касается К_онкретных отложений и К_онкретных фаций.

Рис. 3. Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов. Пласт ЮВ1 Чистинного месторождения

Fig. 3. The dependence of the total percentage of the filter channels, according to the permeability of the samples. Layer ЮВ1 of Chistinskoe deposit

Данная зависимость (рис. 3) представляет собой максимальный коэффициент вытеснения при К_онкретной проницаемости образца, соответствующий его бесК_онечной промывке. Поскольку доля пор разного размера в фильтрации существенно различается, для оценки истинного коэффициента вытеснения необходимо определить процент его снижения, т. е. неоднородность вклада в фильтрационный процесс пор различного размера.

На первой стадии для каждого образца находим средневзвешенную долю вклада в фильтрацию пор разного размера, используя информацию с
рис. 3, приведенную в табличную форму (табл. 1).

                              (4)

где D_i – средневзвешенный вклад в фильтрацию пор разного размера; f_i – частость пор i-го размера, участвующих в фильтрации, %; d_i – доля в фильтрации пор i-го размера, %.

По исследуемому образцу средневзвешенный вклад в фильтрацию пор разного размера составит 29,5 %.

Параметр неоднородности вклада пор, участвующих в фильтрации, или процент снижения максимального коэффициента вытеснения нефти определим по формуле 

,                              (5)

где W – коэффициент неоднородности фильтрующих каналов, д.ед. (%); D_i – средневзвешенный вклад фильтрующих каналов в образце, %; n – количество образцов; D_ср – средняя доля участия в фильтрации пор разного размера
D_ср = ΣD_i/n, %.

По итогам расчета получаем коэффициент микронеоднородности вклада пор, участвующих в фильтрации, или коэффициент снижения максимального объема пор, участвующих в фильтрации, или коэффициент снижения максимального коэффициента вытеснения.

Рис. 4. Результаты определения К_выт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований по объекту ЮВ₁ Чистинного месторождения

Fig. 4. The results of determining К_выт. using capillarimetry and stream research facility ЮВ₁ object of Chistinskoe deposit

В частности, для пласта ЮВ₁ Чистинного месторождения этот коэффициент составляет 12 %. Процедура и результаты расчета представлены в табл. 2.

В результате получена зависимость коэффициента использования объема фильтрующих пор (коэффициента использования подвижных запасов) с учетом неоднородности вклада в фильтрацию (коэффициента вытеснения) от проницаемости (синие точки на рис. 4). На этот же график нанесены результаты потоковых исследований определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой (желтые точки). Результаты потоковых исследований по объекту ЮВ1 Чистинного месторождения представлены в табл. 3.

Различия в средней величине К_выт. объясняются различием средней проницаемости образцов при проведении капилляриметрических и потоковых исследований в 1,7 раза (табл. 2 и 3).

а) а)                                                                                        б) b)

Рис. 5. Зависимости от проницаемости (пласт Б_С10 Западно-Асомкинского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) К_выт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 5. Dependences of the permeability (Layer Б_С10 of West Asomkinskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) К_выт. using capillarimetry and streaming investigations

Определяющими в данном случае являются проверка корректности оценки коэффициента вытеснения нефти водой при проведении потоковых исследований и возможность самостоятельного определения К_выт. независимым методом.

По данному объекту получены очень близкие корреляционные зависимости, которые можно использовать при оценке К_выт. как самостоятельно, так и в комплексе.

Покажем результаты определения К_выт. с использованием данных о структуре порового пространства, полученных методом капилляриметрии на других месторождениях и объектах Западной Сибири.

Пласт БС₁₀ Западно-Асомкинского месторождения

В распоряжении авторов имеются результаты изучения структуры порового пространства по 8 образцам керна с диапазоном прониаемости от 6,8 до 559 мД.

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости приведена на рис. 5а.

В результате расчета коэффициент, корректирующий долю объема подвижных запасов, равен 5,92 %. На эту величину была скорректирована зависимость, приведенная на рис. 5б (синие точки). На этом же рисунке показаны результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения, которых было значительно больше (желтые точки).

Здесь наблюдается неплохое согласование полученных результатов с использованием метода капилляриметрии и потоковыми исследованиями.

Средняя проницаемость образцов при капилляриметрических исследованиях составляет 234 мД, при этом средний коэффициент вытеснения нефти – 0,578, средняя проницаемость выборки образцов при проведении потоковых исследований – 168,2 мД, при этом средний К_выт. – 0,559.

Пласт БВ₈ Южно-Аганского месторождения

Капилляриметрические исследования проведены на 13 образцах керна, проницаемость которых изменяется от 59,2 до 646,7 мД при среднем значении 236,5 мД.

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости приведена на рис. 6а и характеризуется существенно меньшим коэффициентом корреляции, чем зависимости по предыдущим объектам, – 0,707.

В результате расчета коэффициент неоднородности, корректирующий долю объема подвижных запасов, равен 25,0 %. На эту величину была скорректирована зависимость, приведенная на рис. 6б (синие точки).

а) а)                                                                                       б) b)

Рис. 6. Зависимости от проницаемости (пласт БВ8 Южно-Аганского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 6. Dependences of the permeability (Layer БВ8 of West Asomkinskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations

В распоряжении авторов имеются 5 образцов керна с результатами определения К_выт. в соответствии с действующим ОСТом (желтые точки на рис. 7б).

Использование результатов капилляриметрии и потоковых исследований в комплексе расширяет выборку по параметру проницаемости и увеличивает коэффициент корреляции с 0,71 до 0,79.

Пласт БВ8 Мегионского месторождения

Капилляриметрические исследования проведены на 14 образцах керна, проницаемость которых изменяется от 25,9 до 1528,3 мД при среднем значении 798,1 мД. По результатам исследований построена зависимость суммарной доли фильтрующих пор от проницаемости, имеющая достаточно высокий коэффициент корреляции – 0,888 (рис. 7а).

Обработка полученных данных капилляриметрии по вышеописанному методу дала поправочный коэффициент снижения доли фильтрующего порового объема – 7,9 %, что будет соответствовать коэффициенту вытеснения. Полученная зависимость представлена на рис. 7б (синие точки) – коэффициент корреляции 0,888. Результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения представлены здесь же (46 образцов – желтые точки), коэффициент корреляции составляет 0,726.

а) а)                                                                                     б) b)

Рис. 7. Зависимости от проницаемости (пласт БВ8 Мегионского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 7. Dependences of the permeability (Layer БВ8 of Meginskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations

Следует отметить, что зависимости, полученные различными методами, в основном согласуются, а небольшое различие объясняется разными выборками образцов по проницаемости. Так, средняя проницаемость выборки образцов при капилляриметрических исследованиях составляла 798,1 мД, а при потоковых – 544,9 мД.

При средней проницаемости пласта БВ8 Мегионского месторождения 220 мД К_выт. при определении по результатам капилляриметрии составит 0,592, при определении по результатам потоковых исследований – 0,573, по обобщенной выборке – 0,577 (коэффициент корреляции – 0,763).

Пласт ЮВ₁ Ново-Покурского месторождения

По данному пласту ситуация несколько иная. Проницаемость выборки образцов при капилляриметрических исследованиях составляла 1,12–10,5 мД при среднем значении 5,1 мД, а проницаемость выборки образцов при проведении потоковых исследований – 4,5–37,0 мД при среднем значении 16,3 мД.

Для построения зависимости суммарного фильтрующего порового объема от проницаемости использованы данные, полученные по исследованию 11 образцов (рис. 8а).

а) а)                                                                                     б) b)

Рис. 8. Зависимости от проницаемости (пласт ЮВ1 Ново-Покурского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 8. Dependences of the permeability (Layer ЮВ8 of Novo-Pokurskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations

Обработка полученных данных капилляриметрии по вышеописанному методу дала поправочный коэффициент снижения доли фильтрующего порового объема – 18,5 %, что будет соответствовать коэффициенту вытеснения. Полученная зависимость представлена на рис. 8б (синие точки), коэффициент корреляции – 0,83. Результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения представлены здесь же (25 образцов – желтые точки), коэффициент корреляции составляет 0,825.

Как видно из рисунка, зависимости, полученные разными методами, имеют различный диапазон по проницаемости с небольшим перекрытием в области 6–10 мД.

В данном случае рекомендуется использовать обобщенную зависимость (рис. 9), коэффициент корреляции которой составляет 0,897, а диапазон проницаемости – 1,12–37 мД.

Рис. 9. Обобщенная зависимость К_выт. от проницаемости с учетом данных капилляриметрии и потоковых исследований. Пласт ЮВ₁ Ново-Покурского месторождения

Fig. 9. Generalized dependence К_выт. according to the permeability taking into account the data of capillarimetry and streaming investigations. Layer ЮВ₁ Novo-Pokurskoe deposit

Пласт ЮС₁ Западно-Асомкинского месторождения

Диаметрально противоположная ситуация наблюдается на объекте ЮС1 Западно-Асомкинского месторождения.

Проницаемость выборки образцов при капилляриметрических исследованиях составляла 3,1–64 мД при среднем значении 23 мД, а проницаемость выборки достоверных образцов при проведении потоковых исследований – 4,4–18,6 мД при среднем значении 9,1 мД.

а) а)                                                                             б) b)
Рис. 10. Зависимости от проницаемости (пласт ЮС1 Западно-Асомкинского месторождения):
а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 10. Dependences of the permeability (Layer ЮC1 of West Asomkinskoe deposit) according to:
a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations

Для построения зависимости суммарного фильтрующего порового объема от проницаемости использованы данные 8 образцов (рис. 10а).

Обработка полученных данных капилляриметрии по вышеописанному методу дала поправочный коэффициент снижения доли суммарного фильтрующего порового объема – 15,6 %.

Достоверных данных по результатам потоковых исследований коэффициента вытеснения также немного – 12 образцов (рис. 10б). Зависимость имеет низкое корреляционное отношение – 0,509.

В данном случае целесообразно использовать обобщенную зависимость с объединением результатов определения К_выт. по капилляриметрии и потоковым исследованиям. Коэффициент корреляции обобщенной зависимости составляет 0,823.

а) а)                                                                            б) b)

Рис. 11. Зависимости от проницаемости (пласт ЮВ1 Северо-Ореховского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 11. Dependences of the permeability (Layer ЮВ1 of North Orehovskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations

Пласт ЮВ₁ Северо-Ореховского месторождения

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости представлена на рис. 11а по данным исследования 11 образцов керна и имеет высокое корреляционное отношение – 0,935.

Уточняющий данную зависимость коэффициент снижения (неоднородности) для перехода на коэффициент вытеснения составит 6,2 %.

Зависимость полученного коэффициента вытеснения от проницаемости по данным изучения структуры порового пространства представлена на рис. 11б (синие точки). На этом же рисунке представлена зависимость К_выт. = f(К_пр.) по данным потоковых исследований (18 определений – желтые точки) – коэффициент корреляции очень низкий и составляет 0,416.

Корреляционное отношение обобщенной зависимости составляет 0,599, поэтому для обоснования К_выт. по данному объекту необходимо привлечение аналогов [2] или же проведение дополнительных потоковых исследований в соответствии с вышеназванным ОСТом [1].

Рассмотренные примеры касаются объектов, принадлежащих различным продуктивным отложениям, и доказывают возможность оценки коэффициента вытеснения с помощью метода капилляриметрии – определения структуры порового пространства.

Вернемся к месторождению Y, проблемы по которому были изложены в начале статьи. В 2015 г. на керне одной из новых скважин данного месторождения были проведены капилляриметрические исследования и определен вклад в фильтрацию поровых каналов различного размера. Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов представлена на рис. 12.

Обработка данных вклада в фильтрацию пор различного размера по вышеописанному методу позволила вычислить корректирующий коэффициент снижения коэффициента вытеснения с учетом микронеоднородности образцов керна – 10,5 %.

Рис. 12. Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов. Пласты группы БТ месторождения Y

Fig. 12. The dependence of the total percentage of filter channels, according to the permeability of the samples. Layers of БТ group of Y deposit

С учетом данного коэффициента уточнена искомая зависимость (рис. 12), а откорректированные значения представлены на рис. 13 (синие точки). Результаты собственных потоковых исследований, включая результаты определения относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть – вода», представлены здесь же (зеленые точки – зеленая линия тренда). Достаточно хорошее согласование получено в области низких значений проницаемости (1–20 мД), в области проницаемостей от 20 до 100 мД порометрические исследования дают несколько больший К_выт. по сравнению с потоковыми исследованиями, которые в большей степени согласуются с аналогом 2 (рис. 13). Вполне возможно, что данное различие связано с использованием данных капилляриметрии по одной скважине, т. е. на площади месторождения это одна точка. Необходимы дальнейшие исследования, объясняющие причины расхождения, например исследования смачиваемости породы образцов или переход от обобщенной зависимости к частным (пообъектным).

Смачиваемость является одним из основных факторов, регулирующих течение и распределение флюидов в пласте. Смачиваемость керна влияет на результаты почти всех видов анализа, включая капиллярное давление, относительную проницаемость, режим вытеснения нефти водой, электрические свойства.

Обобщенная корреляционная зависимость с использованием данных капилляриметрии и потоковых исследований (черная линия тренда без учета аналогов) описывается зависимостью, близкой к изображенной на рис. 1б.

Рис. 13. Обобщеная зависимость Квыт. от проницаемости по данным капилляриметрии и потокометрии

Fig. 13. Generalized dependence Квыт. according to the permeability taking into account the data of capillarimetry and streaming investigations

Выводы

Предлагаемый метод оценки коэффициента вытеснения нефти с использованием результатов изучения структуры порового пространства методом капилляриметрии может использоваться как для оценки достоверности результатов потоковых исследований, так и самостоятельно при условии достаточной выборки коллекции образцов по проницаемости при отсутствии на объекте прямых специальных лабораторных исследований.

Результаты оценки коэффициента вытеснения с использованием капилляриметрии могут служить в качестве дополнительных данных при анализе и обосновании параметров вытеснения.

Лучших результатов следует ожидать при изученности структуры порового пространства равномерно по площади и разрезу Конкретного объекта.

Таблица 1. Форма представления исходных данных на примере образца на рис. 3
Table 1. Form of the initial data on the sample in Fig. 3

Таблица 2. Результаты расчета коэффициента использования подвижных запасов (К_выт.)
Table 2. The calculation results of the coefficient of moving stocks usage (К_выт.)

Таблица 3. Результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения по объекту ЮВ₁ Чистинного месторождения

Table 3. The results of stream investgations of the displacement coefficient of ЮВ₁ object of Chistinskoe deposit

Риски и неопределенности

В научной среде существует три подхода к пониманию риска, который:

1. представляется в виде возможной неудачи, опасности, материальных и других потерь, которые могут наступить в результате претворения в жизнь выбранного решения;

2. понимается как «образ действий в неясной, неопределенной обстановке» или как «ситуативная характеристика деятельности, ее исхода и возможных неблагоприятных последствий в случаях неуспеха» [8]. Таким образом, под риском принято понимать либо возможность потерь, либо «действие наудачу»;

3. определяется как возможности положительного (шанс) и отрицательного (ущерб, убыток) отклонений в процессе деятельности от ожидаемых значений.

Рис. 1. Качественная иллюстрация диапазона геологических неопределенностей категорий запасов на примере УВ

Fig. 1. Qualitative illustration of the range of geological uncertainties of reserves categories on the example of hydrocarbons

Наиболее подходящим для поисковых работ является второе определение. Для разведочных работ и последующих этапов добычи полезных ископаемых в большей степени подходит последнее определение.

Природа неопределенности Upstream формируется под воздействием различных факторов, в числе которых:

• неизвестность точных значений параметров сырьевых ресурсов, производственной и рыночной системы, конъюнктуры;

• временная неопределенность, обусловленная тем, что невозможно точно предсказать значение или изменение того или иного фактора в будущем;

• непредсказуемость поведения участников в ситуации конфликта интересов, также порождающая неопределенность (реже, но с большими последствиями).

Яркий пример, иллюстрирующий последний тезис, – срыв в Дохе в апреле 2016 г. наследным принцем Саудовской Аравии в первый же день переговоров со странами – производителями нефти о снижении объемов добычи для стабилизации падения цен.

Сочетание вышеуказанных причин на практике создает обширный спектр различных видов неопределенностей как источников риска, которые связаны с расчетами вероятностей неблагоприятного исхода всевозможных вариантов и их последствий.

Каждый из перечисленных пунктов еще более дробно классифицируется применительно к этапу, целям или результатам.

По области происхождения или возникновения риски и неопределенности при поисках, разведке и добыче полезных ископаемых делятся на зависимые и независимые от деятельности человека (табл. 1).

Их соотношение, уровень значимости в каждый конкретный момент зависят от особенностей реализующихся стадий, производственной среды, внешней ситуации, формы и методов администрирования и др. От последних из перечисленных составляющих зависит субъективное восприятие риска, возникающее в результате деятельности человека (рис. 3).

Рис. 2. Жизненный цикл ресурсного проекта. Структура рисков и области управленческих решений

Fig. 2. The lifecycle of the resource project. Risk structure and areas of management solutions

Природные риски и неопределенности

Риски и неопределенности, связанные с природными объектами, созданными без целенаправленного участия человека, вызваны прежде всего недостаточным уровнем их познания. К природным также относятся опасности, связанные с изменением климата, орогидрографии, угрозы пожаров, землетрясений и др.

Само наличие, количество и качество оцененных ресурсов полезных ископаемых и ожидаемых запасов являются неопределенными, они труднодоступны и существуют глубоко в гетерогенных горных породах.

В табл. 2 из практики факторного риск-анализа и различных геодисциплин приведены сводные данные параметров, процессов, элементов геологического строения по возможным источникам (и их комбинациям) риска и неопределенностей на уровне ловушки или залежи. Это вершина пирамиды агрегированных данных, напрямую участвующих в обосновании объемов УВ и рисков. В свою очередь, первичные сейсмогеологические, промысловые, петрофизические, геохимические и другие многочисленные геоданные имеют свои диапазоны значений и достоверности. Список не может быть полным и открыт для пополнения и уточнения.

На следующей ступени деятельности проектов Upstream свои особенности рисков и специфику неопределенностей имеют площади, участки, месторождения и на еще более масштабном уровне – мегазоны и нефтегазоносные районы.

Применительно к конкретным объектам с повышением изученности, уровня и объема знаний, категорийности ресурсов и запасов полезных ископаемых уменьшается диапазон геологических, флюидных, промысловых, резервуарных и других неопределенностей и рисков [1].

Так, для ресурсов категорий D1D2 отношение объемов УВ, подсчетных параметров, соотношение диапазонных вероятностей P10/Р90 достигает 20–30 и уменьшается для запасов УВ категорий С1В1 до 2–3. Аналогичная ситуация –
и для твердых полезных ископаемых.

При последовательной реализации этапов визуальное изменение диапазона неопределенностей параметров внутренней и внешней среды, представленное на рис. 1, получило название «воронка неопределенностей».

Следует отметить, что новая российская классификация УВ, интенсивно внедряемая Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) РФ в практику недропользования, оценивает запасы детерминистским методом, но с оценками их рентабельности, что в первом приближении позволяет понимать инвестиционный потенциал актива и разнообразные перспективы в целом. Такой аспект является долгожданной стратегической инновацией мышления и подходов, внедрения принципиально новых методик, формирования класса специалистов, экспертов и соответствующих практик [3].

До экономической оценки ресурсов УВ в новой классификации дело не дошло, по всей видимости, это будет следующая задача. На сегодняшний день восприятие цифр ресурсов, в первую очередь категории D0, и последующее безрисковое бюджетно-затратное обоснование объемов поисково-оценочных работ, открытия объемов запасов и месторождений не соотносится с пониманием масштабов возможных убытков, актуальной стоимости, вероятностей этих событий и, соответственно, инвестиционной оценки.

Рис. 3. Субъективная составляющая доли риска и неопределенностей при принятии (левая часть рисунка) и реализации поискового и добычного проекта

Fig. 3. The subjective component of the risk and uncertainties in the acceptance (the left part of the figure) and implementation of the search and production project

Проектные риски и неопределенности

Риск проекта является совокупным понятием, интегрирующим многочисленные виды конкретных стадийных, этапных угроз и опасностей, требующих комплексной оценки.

Под инвестиционным риском понимается объективная вероятность возникновения неблагоприятных экономических последствий в форме потери ожидаемого дохода в ситуациях неопределенности его осуществления.

Риски и неопределенности играют центральную роль в принятии заключений об эффективности инвестиций и реализации поисково-разведочных программ на нефть и газ, твердые полезные ископаемые. При этом полезные ископаемые рассматриваются в качестве промышленного и экономического актива, при материализации которого производственная деятельность, денежные потоки подвержены различным формам и масштабам неопределенности и риска (рис. 2). Такое понимание нашло свое отражение в действующих зарубежных классификациях углеводородов (PRMS), твердых полезных ископаемых (CRIRSCO) и их аналогах [4].

В то время как методы расчета (с учетом статистики, опыта) ущерба разработаны, оценка вероятности таких событий остается наиболее чувствительным и неоднозначным местом. Особая актуальность возникает, когда данные об аналогичных проектах (сланцевые, шельфовые) либо недоступны по разным причинам (политическим, коммерческим), либо просто отсутствуют. Как правило, такая ситуация ретроспективной неоднозначности присуща ранним этапам поисково-оценочных работ любого среднего, крупного нефтегазового, алмазного или золотодобычного и другого проекта.

Классическим успешным примером в 60–70 гг. ХХ в. является реализация мегапроекта по освоению ресурсов УВ Северного моря. Аналогов и опыта не было, зато все возможные риски и неопределенности в целом и по этапам были максимальными: недостаток и противоречивость геологических моделей и информации, неразвитость технологий бурения, добычи, транспортировки УВ в условиях шельфа сурового моря. И самое главное – низкие цены на нефть и газ, без ясного понимания причин возможного увеличения их в будущем (как это произошло в
1973 г., первое нефтяное эмбарго, мировые цены на нефть выросли с 2,9 до 11,65 долл. США, автомобильный бензин подорожал в 4 раза).

В 1960-х гг. были пробурены 32 (!) пустые скважины. Нефтяная компания Phillips Petroleum из-за того, что аренда бурового судна Ocean Viking была предоплачена, пробурила «последнюю» скважину в блоке 2/4, открыв в Северном море 21 августа 1969 г. гигантское месторождение Ekofisk.

Классификации общепроектных рисков, возникающих под воздействием рыночных, общественных и природных изменений, обширны и детально проработаны [2].

Причины возникновения таких рисков:

• глобальные экономические условия (рыночные, макроэкономические);

• политические обстоятельства (страновые, нормативные);

• правовые условия (договорные, юрисдикционные);

• форс-мажорные обстоятельства (стихийные бедствия, гражданские беспорядки, терроризм и др.).

Специфика Upstream

Каждый проект является уникальным. Существует множество определений этого слова. Нам близко следующее: «Временное предприятие, чтобы создать уникальный продукт, услугу или получить желаемый результат» [8].

При любой производственной деятельности в экономическом пространстве возникают риски, являющиеся объективным явлением. На ряд параметров оценки проектного риска влияет субъективность процесса подготовки и принятия управленческих решений.

В табл. 3 представлены специфические виды рисков, присущие стадиям осуществления проектов, и возможные потери.

Внутренние проектные риски возникают из этапной производственной специфики – поиска, разведки и оценки, обустройства и освоения, разработки и добычи (рис. 2). Выделяется не менее восьми специфических типов риска (список открыт).

Единственный риск – геологический – носит абсолютный характер, связан с неопределенностью геологического строения (геологической модели) и не зависит от величины оцениваемых ресурсов и запасов.

Все остальные геологические, промысловые, экономические и другие неопределенности ресурсов и разрабатываемых запасов полезных ископаемых на разных стадиях производственного процесса генерируют риски разной природы и значимости.

Природа рисков отражает и принципиально разную методологию, и способы количественной оценки, значимости и реагирования разными по опыту и образованию специалистами [4].

В каждый конкретный момент существуют разные группы специалистов, оценивающие, прогнозирующие риск, проектирующие будущую деятельность.

На стадии поисков это геологи, на стадии опытно-промышленной эксплуатации, освоения и обустройства – проектировщики, их квалификация и опыт принципиально важны, поскольку именно они отвечают за ненаступление возможных максимальных убытков, связанных с капитальными затратами при обустройстве.

В добычной фазе основными специалистами, отвечающими за проектные риски, являются разработчики. На последних стадиях, особенно после точки Payback, – экономисты и юристы.

Более детально ключевые характеристики проектных рисков, способы оценки, прогнозирования и планы по их минимизации рассмотрены авторами совместно с профильными специалистами в отдельной статье.

Для стоимостных оценок с учетом риска и неопределенностей в целом и по каждым из вышеупомянутых этапов и стадий разработаны и существуют в основном зарубежные комплексные методики и методы (шесть базовых концептов) и соответствующий инструментарий [4]. Проблема заключается в практике их использования и желании внедрения нефтегазовыми компаниями. На российском сервисном рынке мало специализированных компаний, разрабатывающих соответствующие программные решения или адаптирующие под российские реалии зарубежный софт.

Отчасти отсутствие осознанной мотивации внедрения передовых методов и технологий оценки рисков, расчетов ожидаемой денежной стоимости и т. д. связано с общей исторически сформированной детерминистской моделью принятия решений и авторитарным стилем управления. При этом во время реализации проектов в области разведки и добычи не учитывается и не воспринимается субъективная составляющая риска на личностном и управленческом уровнях.

Следует также отметить общегосударственные специфические факторы, снижающие достоверность и уровень оценки проектных рисков. Это отсутствие или труднодоступность актуальных открытых геологических и экономико-статистических баз данных по направлениям бизнеса и территориям, с реальными ценами на услуги и материалы.

Субъективная сторона риска

Дополнительно к перечисленным проблемам и особенностям проектных рисков и неопределенностей субъективная сторона (природа риска) проявляется в том, что даже специалисты одной профессии неодинаково воспринимают масштаб одного и того же события в силу различий психологических установок, опыта, обученности и т. д. [6]. Еще значительнее разница между оценками специалистов разных профессий и руководства.

Например, при оценке геологического риска и связанных с этим последствий – таких, как неудача бурения скважин или опоискования рудного тела, неоткрытие рентабельных объемов запасов полезных ископаемых и недостижение положительных экономических результатов, – суждения могут вписываться в диапазон от «начало большого пути» и «обычная ситуация» до «полный провал».

Еще большее значение имеет организация процесса (команда специалистов, стиль руководства, участие независимых экспертов) подготовки и принятия решений в рисковых проектах.

Тема в целом хорошо описана в бизнес- и специальной литературе, однако применительно к Upstream информация практически отсутствует.

На более высокой ступени значимости находится основной его показатель – уровень риска, который, несмотря на суть проектного риска как экономического явления, носит в конечном счете также субъективный характер (рис. 3).

Эта субъективность, т. е. неравнозначность оценки объективного явления уже на уровне компании, а не личности или подразделения, определяется полнотой и достоверностью используемой информационной базы, квалификацией, опытом специалистов, системой принятия решений, стилем руководства и другими факторами.

Упомянутые субъективные рисковые составляющие (красный, фиолетовый и частично зеленый круги) подготовки решений и, что не менее важно, последующая их реализация определяют значительную долю в успехе проекта.

Субъективный фактор в процессе принятия управленческих решений до сих пор не имеет удовлетворительной теории количественного анализа.

При социализме риск был чуждым понятием, неразрывно связанным с понятием прибыли, свободы воли и выбора. Такого определения не было в советских энциклопедических словарях [7].

И только в последнее десятилетие в связи с многочисленными банкротствами предприятий началось догоняющее зарубежные практики обучение антикризисному управлению и формирование нового образа мышления современных управленцев.

Чем больше рискованный актив, тем важнее субъективная составляющая в оценке, подготовке решений, их принятии (как отдельном процессе) и реализации.

В настоящее время системного специализированного тестирования, обучения и подготовки руководителей и сотрудников для сегмента Upstream не проводится и доминируют интуитивные предпочтения специалистов, готовящих решения, и руководителей, их принимающих.

В настоящее время ситуация с обучением в России характеризуется следующим:

• в нефтегазовых компаниях, компаниях по разработке твердых полезных ископаемых и их научных подразделениях сложилась устойчивая организационная управленческая структура, отвечающая эпохе больших цен на сырье, дешевых кредитных ресурсов, бюджетной поддержки;

• перспективные изменения управленческой структуры компаний не предусматривают их развития с учетом реализации рисковых проектов;

• на сервисном рынке практически отсутствуют современные специализированные программы для тренинга и тестирования на уровне групп по обоснованию и принятию решений рисковых инвестиций в сегменте Upstream.

Выводы

Риск определяется в двух измерениях: измерение неопределенности (оценивается как вероятность возникновения) и измерение эффекта (оценивается как воздействие на цели).

Следует отметить следующие важные аспекты анализа рисков и неопределенностей как научно-методического постоянного процесса при поисках, разведке, освоении и добыче нефти:

1. при проектировании предоставляет базовые знания для выработки и обоснования решений, характеризующихся множественными целями, задачами и стадиями их реализации;

2. при принятии окончательного решения обеспечивает комплексный, сбалансированный, чаще компромиссный результат с учетом предпочтений заинтересованных сторон (инвесторы, государство, компании, общественные организации и др.);

3. в процессе реализации проекта систематический анализ новых данных и рисков обосновывает внутрипроектную корректировку решений;

4. с усложнением проектов возрастает роль организации процессов принятия и реализации решений на уровне компании, специализированной группы и индивидуума.

Понимание природы проектного риска Upstream, количественная оценка при подготовке решений и последующее использование методов непосредственного воздействия на его уровень позволяют эффективно управлять реальными инвестициями в большинство видов полезных ископаемых.

Разные территории, поисковые зоны имеют разную структуру ресурсов и запасов, в том числе и по геологическим рискам и неопределенностям. Наступает время рассматривать ресурсы и запасы как производственно-экономические активы. В этом ключе применение новых технологий и методов стоимостных оценок принципиально важно, поскольку позволяет учитывать различные риски и неопределенности, ранжировать на единой стоимостной основе территории, проекты и определять разновременные приоритеты для инвестиций.

В ближнесрочной перспективе специалистам и экспертам ГКЗ РФ потребуется дополнительная доработка инструкций, методических указаний подсчета и обоснования постановки на баланс запасов УВ категорий С2 и В2 с учетом «достоверности» для сближения с классификационными требованиями PRMS и аналогами для единого понимания степени их неопределенности. Без такой работы использование классификации для потенциального создания российской системы аудита запасов невозможно.

В долгосрочном плане одним из ключевых моментов использования новой классификации УВ для реального обоснования инвестиций в проекты геологоразведочных работ является внедрение методик вероятностных диапазонных оценок объемов и достоверности ресурсов.

Таблица 1. Группы рисков и неопределенностей по области происхождения и возникновения сегмента Upstream
Table 1. Groups of risks and uncertainties for the region of origin and the appearance of Upstream segment

Таблица 2. Факторы риска и источники неопределенности при оценке ловушек и залежей УВ
Table 2. Risk factors and sources of uncertainty when the evaluating traps and hydrocarbon deposits

Таблица 3. Специфические этапные риски и возможные потери ресурсных проектов Upstream
Table 3. Staged specific risks and possible losses of resource Upstream projects

Крупнейшее месторождение Вьетнама «Белый Тигр» разрабатывается русско-вьетнамским предприятием «Вьетсовпетро» с 1986 г. Объектами разработки являются кристаллические породы фундамента, преимущественно терригенные отложения нижнего и верхнего олигоцена, а также нижнего миоцена.

В начале разработки фундамент давал основную часть добываемой продукции. В настоящее время постепенно повышается доля, приходящаяся на остальные объекты, особенно нижний миоцен.

Рис. 1. Оценка стабильности состава 0,5 % масс. AN125 SH + 0,1 % масс. ПС по изменению эффективной вязкости в течение времени
Fig. 1. The assessment of the stability of the composition of 0.5 % wt. AN125 SH + 0,1 % wt. PS according to the change of the efficient viscosity over the time

Учитывая тот факт, что разработка месторождения приближается к концу второй стадии нефтедобычи, чрезвычайно актуальной и важной задачей становится поиск эффективных технологий повышения нефтеотдачи на залежи нижнего миоцена. В условиях офшорной эксплуатации среди разнообразных методов увеличения нефтеотдачи пластов наиболее приемлемыми представляются физико-химические методы, в том числе и ПАВ-полимерное заводнение.

Использование полимерных растворов в условиях нижнего миоцена затруднено ввиду высокой пластовой температуры (70–120 °C), поскольку применение большинства товарных полимеров ограничено температурой не выше 70 °C.

Успешные закачки на объектах миоцена и олигоцена термостабильного высоковязкого геля (ВПГ) на основе анионных и неионогенных ПАВ высокой концентрации, как показали результаты [1], позволили повысить одновременно коэффициенты охвата и вытеснения в отсутствии полимера, но явились весьма затратными. Однако они показали перспективность применения ПАВ-полимерного заводнения и необходимость поиска более дешевого термостабильного состава.

В связи с этим в НОЦ «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина были выполнены исследования по изучению свойств и тестированию ряда товарных полимеров и ПАВ в целях определения ПАВ-полимерного состава, эффективного для применения технологии ПАВ-полимерного заводнения на южном участке нижнего миоцена, пластовая температура которого находится в диапазоне 70–95 °С.

На основе результатов, полученных при тестировании ряда товарных полимеров, был выбран сульфированный полиакриламид марки AN125 SH (фирма SNF), показавший более высокую термостабильность и солестойкость, низкую степень механической деструкции при фильтрации раствора полимера через пористую среду (примерно 10 %) и низкую степень адсорбции на поверхности пор (удельная адсорбция полимера на поверхности пористой среды модели пласта составила 0,434 мг/г или 0,0047 г/м²).

Рис. 2. Обвязка установки HP-CFS для выполнения фильтрационного эксперимента
Fig. 2. Binding of the HP-CFS device to perform a filtration experiment

На втором этапе исследований проводилось тестирование ряда ПАВ, а именно альфаолефинсульфоната натрия (АОС), цетилтриметиламмония бромида (ЦТАБ), полиэфирсульфоната натрия (ПС) в целях выбора ПАВ для технологии комбинированного воздействия на пласт.

С учетом результатов, полученных при определении критической концентрации мицеллообразования (ККМ) данных ПАВ, были приготовлены растворы ПАВ с концентрацией 0,05 % на пресной и морской воде. Данные растворы выдерживались в течение месяца при температуре 95 °С. Периодически проверялось межфазное натяжение растворов на границе с углеводородом (таблица).

После 30 суток выдержки при 95 °С наименьшее межфазное натяжение оказалось у раствора ПС в пресной и морской воде, составившее 5,66 и 6,95 мН/м соответственно, что говорит о большей стабильности данного ПАВ в пресной воде.

Для дальнейших исследований был выбран раствор ПС в пресной воде, тем более что для приготовления раствора полимера под закачку в пласт также была выбрана пресная вода.

Межфазное натяжение раствора ПС в пресной воде при выдержке при 95 °С повысилось примерно в 2 раза. С учетом снижения эффективности раствора ПАВ, приготовленного на пресной воде в течение длительной выдержки при пластовой температуре, для выполнения дальнейших исследований концентрацию раствора ПАВ увеличили до 0,1 %.

Рис. 3. Динамика накопленного коэффициента вытеснения при моделировании процесса закачки 0,5%-го раствора полимера AN125 SH
Fig. 3. The dynamic of the accumulated displacement factor while modelling the process of injection of 0.5 % of AN125 SH polymer suspension

Был выполнен фильтрационный эксперимент по определению степени адсорбции ПАВ на поверхности пористой среды. Удельная адсорбция ПАВ на поверхности пористой среды модели пласта составила 0,01196 г/г, или 0,1269 г/м².

Также была проверена совместимость данного ПАВ и полимера AN125 SH.  В приготовленный раствор ПС концентрацией 0,1 % добавлялся полимер до концентрации его в составе 0,5 % масс. Проводилось определение термостабильности и реологических свойств полученного ПАВ-полимерного состава в течение 2 недель. Как видно на рис. 1, его вязкость за это время снизилась незначительно.

На заключительном этапе для сравнительной оценки эффективности полимерного и ПАВ-полимерного заводнения были проведены тестовые испытания, направленные на изучение тампонирующих и селективных свойств, а также довытесняющей способности 0,5%-го раствора AN125 SH и состава 0,5 % масс. AN125 SH + 0,1 % масс. ПС на фильтрационной установке высокого давления HP-CFS.

Согласно разработанной методике (рис. 2) в каждом эксперименте использовались две параллельные насыпные модели с различной начальной проницаемостью и общим входом.

Рис. 4. Динамика накопленного коэффициента вытеснения при моделировании процесса закачки ПАВ-полимерного состава 0,5 % AN125 SH + 0,1 % ПС
Fig. 4. The dynamic of the accumulated displacement factor while modelling the process of injection of 0.5% of AN125 SH polymer suspension + 0,1 % PS

Одна модель с начальной проницаемостью по воде порядка 0,3 Д моделировала высокопроницаемую часть коллектора, а вторая с проницаемостью около 0,02 Д моделировала гидродинамически связанный низкопроницаемый участок коллектора (эффективная проницаемость залежи нижний миоцен находится в диапазоне 1,6–326 мД).

На подготовительном этапе эксперимента модели насыщались под действием вакуума морской водой. После определения коэффициента проницаемости по воде в каждую из них закачивалась изовискозная модель нефти нижнего миоцена под давлением примерно 2 МПа для создания нефтенасыщенной пористой среды с остаточной водой.

При 95 °С осуществлялась фильтрация воды через общий вход в обе модели пласта до стабилизации перепада давления и выхода из высокопроницаемой модели полностью обводненной продукции. Затем проводилась закачка исследуемого состава в количестве, равном половине суммарного порового объема двух моделей пласта.

В процессе фильтрации для каждой модели применялась отдельная система противодавления. Подача давления газа осуществлялась из одного баллона с азотом, поэтому уровень противодавления для первой и второй модели был одинаков.

Результаты проведенных сравнительных фильтрационных экспериментов приведены на рис. 3 и 4 в виде графика зависимости коэффициента вытеснения нефти от относительного накопленного объема закачки, соответствующего каждому этапу опыта.

Экспериментальные данные позволяют сделать вывод, что присутствие ПАВ в составе вытесняющего агента положительно влияет на количество доизвлеченной нефти. Если в первом эксперименте суммарный коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемой модели составил 63,18 %, а из низкопроницаемой – 43,27 %, то во втором эксперименте аналогичный показатель из высокопроницаемой модели составил 68,36 %, а из низкопроницаемой –
51,89 %.

Выполненные исследования показали перспективность применения технологии ПАВ-полимерного заводнения для условий нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр». 

Изменение межфазного натяжения растворов, исследованных ПАВ на границе с углеводородной фазой
The change of interfacial tension of suspension of the tested SAS on the edge with hydrocarbon phase

Автор статьи неоднократно отмечал в своих публикациях и выступлениях на различных конференциях, что применение защитных покрытий требуемого уровня качества в элементах технической продукции, используемой для нефтегазодобычи, является перспективным направлением повышения энергоэффективности этой продукции, ее надежности, безопасности и технологичности. Это подтверждается многочисленными примерами. Однако до сих пор достаточно много примеров низкой эффективности и недостаточной надежности технической продукции из элементов с защитными покрытиями в нефтегазодобыче, неоправданных значительных затрат на используемые защитные покрытия.

В журнале «Коррозия «Территории «НЕФТЕГАЗ» № 3 за 2015 г. была опубликована статья автора «О полимерных покрытиях как перспективном направлении повышения эффективности, надежности и технологичности разнообразных элементов нефтегазового оборудования и сооружений, о причинах, дискредитирующих это направление, и путях устранения этих причин». Автор статьи проанализировал причины торможения широкого и успешного использования элементов технической продукции с защитными покрытиями в нефтегазодобыче и предложил пути устранения этих причин.

Но прошел год – и ничего не изменилось, хотя это одна из причин высокой себестоимости добываемой в РФ нефти.

Автор статьи обратился в феврале 2016 г. к вице-президентам по добыче нефти всех нефтегазовых компаний РФ с предложением обсудить разработанную им и направленную в их адрес Программу организационно-технологических мероприятий по обеспечению необходимого уровня потребительского качества оборудования и сооружений для нефтегазодобычи при минимально возможных затратах на их изготовление и использование на месторождениях компании. За короткое время был получен ответ от ПАО «Газпром нефть» с предложением принять участие в соответствующем совещании, организуемом Департаментом добычи нефти и газа.
В соответствии с решением этого совещания была разработана программа совместных работ ПАО «Газпром нефть» и РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина по повышению качества элементов нефтепромысловых трубопроводов и колонн насосно-компрессорных труб с защитными покрытиями, разработке национального стандарта «Нефтяные месторождения. Промысловые трубопроводы. Технические требования эксплуатирующей организации», проведению курсов обучения производственного персонала и др.

Автор статьи считает необходимым выразить благодарность руководству Департамента добычи нефти и газа ПАО «Газпром нефть» за оперативную и активную поддержку предложенной программы и привлечение специалистов РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина к ее реализации.

Схема последовательности разработки стандартов, определяющих требования к технической системе, правила ее проектирования, изготовления, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта

The sequence scheme for the development of standards that specify requirements for the technical system, the rules for its design, construction, operation, maintenance and repair

Остальные нефтегазовые компании РФ оставили без ответа направленную в их адрес программу и предложение обсудить ее.

Возможно, специалистов этих нефтегазовых компаний проблема повышения качества используемого оборудования и сооружений не интересует. На их месторождениях, возможно, не образуются значительные отложения АСП и минеральных солей на внутренней поверхности промысловых трубопроводов и колонн НКТ, значительно сужающие проходное сечение и в результате существенно повышающие энергозатраты на их эксплуатацию. Вероятно, у них нет проблем с надежностью используемого оборудования и сооружений, не происходит интенсивное коррозионно-механическое разрушение трубной продукции, обусловливающее ограниченный срок ее службы.

Но специалисты прекрасно понимают, что эти проблемы существуют и требуют срочного решения. Поэтому безразличие нефтегазовых компаний к затрагиваемой автором статьи проблеме наносит значительный вред самим компаниям.

Автор статьи посвятил много лет своей научной деятельности решению проблемы повышения надежности и энергоэффективности технических систем для нефтегазодобычи, о чем свидетельствуют опубликованные им разнообразные монографии, учебники и многочисленные статьи.

Переживая за качество технических систем, используемых для нефтегазодобычи в настоящее время, в связи с объявленными санкциями в отношении РФ и необходимостью импортозамещения целого ряда ответственных элементов этих систем, автор статьи решил накануне проведения XIII Международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы применения защитных покрытий в оборудовании и сооружениях нефтегазовой отрасли» обратить внимание руководителей нефтегазовых компаний и предприятий – производителей технической продукции с защитными покрытиями для нефтегазодобычи на актуальность создания в нефтегазовой отрасли системы управления качеством этой продукции на различных стадиях ее жизненного цикла. Обсуждению этой проблемы будет посвящена предстоящая конференция.

Планирование качества технической продукции для нефтегазового комплекса (НГК) является определяющим этапом в системе управления качеством этой продукции и предусматривает решение проблем:

• достижения уровня качества технической продукции, превышающего уровень ведущих фирм, для обеспечения ее конкурентоспособности на отечественном и зарубежном рынках;

• ориентации на удовлетворение требований нефтегазовых компаний;

• освоения производства технической продукции, функциональные возможности которой реализуются на основе новых принципов;

• улучшения важнейших показателей технической продукции.

Решение перечисленных проблем в значительной мере усложняется тем, что функционирование технологических систем, используемых НГК, в частности промысловых технологических систем добычи, сбора и подготовки и хранения нефти и газа, в большинстве случаев обеспечивается не автономными видами оборудования, а достаточно сложными по иерархической структуре техническими системами (ТС), состоящими из комплекса взаимосвязанного оборудования. При этом каждый вид оборудования в технической системе, в свою очередь, представляет собой техническую подсистему в виде комплексов, комплектов, сборочных единиц и деталей, связанных между собой в определенной соподчиненности. Поэтому любую техническую задачу для отдельных структурных элементов технической системы следует рассматривать с учетом технической системы в целом. Конструированию каждого структурного элемента технической системы должна предшествовать разработка требований к нему, определяемых требованиями к предварительно сконструированной подсистеме, в состав которой он входит или взаимосвязан с ней в порядке соподчиненности. Это определяет иерархическую схему последовательности планирования качества технической системы в целом и ее отдельных элементов. При этом важно уточнить сущность понятия «качество», так как от этого в значительной мере зависит правильное структурирование функции качества технической системы и ее отдельных элементов на иерархическом принципе.

По мнению автора статьи, качество технической системы – требуемая для потребителя сущность этой системы, выражаемая комплексом ее необходимых потребителю свойств, показателей этих свойств и норм на показатели, определяющих эту сущность.

Уровень качества технической системы может быть различным и определяется требуемым уровнем качества производственного процесса, для выполнения которого предназначена техническая система.

Требуемый для потребителя уровень качества технической системы обусловливается значениями норм на показатели необходимых свойств этой системы, определяющими ее способность удовлетворять потребности потребителя при допустимых для него затратах на создание и использование этой системы.

Требуемый уровень качества технической системы выражают в технических требованиях к ней.

Вышеприведенные определения качества технической системы и требуемого уровня качества этой системы в равной степени относятся к качеству процессов ее проектирования, изготовления, эксплуатации и ремонта.

Тесная взаимосвязь в определенной последовательности между требуемыми уровнями качества технической системы, процессами ее проектирования, изготовления, эксплуатации и ремонта обусловливает необходимость системного подхода к разработке стандартов на эти процессы (рисунок).

Стандарты на технические системы и их элементы должны содержать:

1. назначение технической системы в целом, ее отдельных структурных элементов, соединений или сопряжений этих элементов, т. е. выполняемые ими функции в порядке соподчиненности, показатели выполнения этих функций, условия применения, расчетный ресурс или срок службы;

2. требуемый уровень качества технической системы, ее отдельных структурных элементов, соединений или сопряжений этих элементов, выражаемый критериями их качества – значениями норм на показатели требуемых свойств в исходном состоянии и после опасных внешних воздействий на разных стадиях жизненного цикла у потребителя (хранение, транспортировка, монтаж, техническое обслуживание, ремонт) в течение заданного интервала времени;

3. методы контроля соответствия фактических значений показателей требуемых свойств технической системы, ее отдельных структурных элементов, соединений или сопряжений этих элементов критериям их качества, т. е. установленным нормам на контролируемые показатели.

Критерии качества технической системы и ее элементов являются основой стандартов, определяющих требуемый уровень качества процессов их изготовления и эксплуатации.

Стандарты на процессы проектирования, разработки, производства, монтажа, эксплуатации и ремонта технических систем и их отдельных элементов – нормативные документы, определяющие правила выполнения этих процессов, обеспечивающие требуемый уровень их качества и, как результат этого, требуемый уровень качества технических систем и их отдельных элементов на соответствующих стадиях жизненного цикла.

Указанные стандарты являются базовыми нормативными документами в системе управления качеством технической системы и ее отдельных элементов на разных стадиях их жизненного цикла.

Обращение Президента РФ к отечественным металлургам и машиностроителям об импортозамещении важных для экономической и оборонной безопасности РФ различных видов зарубежного нефтегазового оборудования позволило ряду отечественных предприятий в условиях прекращения импортных поставок и возникшей вследствие этого отсутствия соответствующей конкуренции успешно выйти на российский рынок с продукцией низкого качества и широкой рекламой, провозглашающей успешное импортозамещение.

Подобные импортозамещающие неконкурентоспособные подделки будут производить, пока в нефтегазовой отрасли не будет создана система управления качеством создаваемого оборудования и его структурных элементов, основанная на иерархическом принципе, на стадиях разработки технического задания, проектирования, производства, эксплуатации и ремонта.

В настоящее время на предприятиях нефтегазового сервиса, в частности на машиностроительных и металлургических заводах, внедрены и успешно действуют разнообразные системы менеджмента качества (качества управления деятельностью предприятия), целью которых является обеспечение эффективности производства, т. е. получение производителем наибольшей прибыли, в частности за счет снижения уровня качества выпускаемой продукции. Это возможно, если потребитель продукции не определяет ее допустимый уровень качества, обусловливаемый нормами на показатели потребительских свойств получаемой им продукции.
В большинстве случаев производитель осуществляет снижение уровня потребительского качества продукции за счет снижения норм на показатели тех ее потребительских свойств, которые отсутствуют в технических требованиях потребителя. Это, в частности, касается надежности, безопасности продукции, а также ее технологичности на стадиях технического обслуживания и ремонта. Производитель использует отсутствие требований потребителя к уровню проявления этих свойств и назначает сам нормы на показатели перечисленных свойств, исходя из обеспечения минимальных затрат на производство своей продукции и сохранения ее работоспособности в течение гарантийного срока. В результате потребитель несет значительные затраты на обслуживание и ремонт подобной продукции.

Это обусловливает необходимость создания нефтегазовыми компаниями системы управления качеством используемой ими технической продукции.

Возглавить создание данной системы должны ведущие нефтегазовые компании РФ, одним из акционеров которых является государство: ПАО «Газпром», ПАО «НК «Транснефть», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть».

К сожалению, в настоящее время в нефтяных компаниях РФ не применяется рассмотренный выше иерархический принцип подхода к структурированию функции качества используемых технических систем, их отдельных комплексов, комплектов, сборочных единиц, деталей и используемых материалов.

В частности, это касается нефтепромысловых трубопроводов с наружным и внутренним защитным покрытием, являющихся достаточно металлоемкими и дорогостоящими сооружениями.
В связи с тем, что нефтяными компаниями не разработаны стандартизированные технические требования к требуемым им промысловым трубопроводным системам, к их отдельным элементам, к соединениям этих элементов в последовательности, определяемой их соподчиненностью, производители отдельных элементов этих трубопроводов (труб и фасонных изделий) – металлургические предприятия и обслуживающие их НИИ, ряд инжиниринговых фирм, не входящих в состав нефтегазовых компаний, – самостоятельно разрабатывают стандартизированные технические требования к стальным трубам и фасонным изделиям, отдельные технические требования к их защитным покрытиям. Защитные покрытия не являются самостоятельными изделиями. Требования к ним должны содержаться в требованиях к трубе, представляющей собой сочетание стальной сердцевины с наружным и внутренним поверхностными слоями, образуемыми защитными покрытиями. Требования к этим покрытиям определяются требованиями к качеству наружной и внутренней поверхностей трубной продукции.

Поэтому разработка отдельных стандартов на наружные и внутренние защитные покрытия труб и других видов технической продукции недопустима.

Производители трубной продукции с защитными покрытиями не владеют профессиональными знаниями и достаточной информацией об используемых нефтегазовыми компаниями способах соединения труб с защитными покрытиями, особенностях конструкции концевых участков труб с защитным покрытием при разных способах соединения, видах опасных внешних воздействий на элементы промыслового трубопровода с защитными покрытиями на стадиях их хранения, транспортирования, монтажа, эксплуатации, обслуживания и ремонта у потребителя.

Производители трубной продукции, являясь специалистами в области производства трубных сталей и изделий из них, во многих случаях подменяют требуемые нефтегазовым компаниям свойства трубной продукции: способность выполнять свое назначение (требуемые функции в заданных условиях применения в течение расчетного срока службы), надежность (вероятность безотказной работы в течение расчетного срока службы, долговечность, ремонтопригодность), энергоэффективность, технологичность данными о свойствах используемых ими сталей или химическом составе этих сталей, в частности указывают содержание хрома, никеля и других элементов, тем самым снимая с себя ответственность за обеспечение необходимых потребителю свойств этой продукции на требуемом уровне, определяемом значениями норм на показатели этих свойств.

Использование подобной трубной продукции нефтегазовыми компаниями обусловливает низкую энергоэффективность, надежность, безопасность и технологичность промысловых трубопроводов и высокую стоимость их сооружения. Получается, как в одной из интермедий известного отечественного сатирика Аркадия Райкина, в которой заказчик выясняет, кто из специалистов ателье пошил ему уродливый костюм. Каждый из опрашиваемых специалистов заявляет, что он шил только отдельный элемент костюма (рукав, карман и др.) вне связи с другими исполнителями. Подобная картина наблюдается и при создании технических систем для нефтегазодобычи, когда производители отдельных элементов сами разрабатывают стандарты на эти элементы в связи с отсутствием у потребителя единого стандарта на техническую систему, ее отдельные элементы и соединения этих элементов в порядке их соподчиненности.

Для создания в нефтегазовых компаниях системы управления качеством используемой ими трубной продукции с защитными покрытиями необходима разработка следующих национальных стандартов:

1. Месторождения нефтяные. Промысловые трубопроводы с наружным и внутренним защитным покрытием. Технические требования эксплуатирующей организации;

2. Месторождения нефтяные. Промысловые трубопроводы с наружным и внутренним защитным покрытием. Нормы проектирования;

3. Месторождения нефтяные. Промысловые трубопроводы с наружным и внутренним защитным покрытием. Правила строительства;

4. Месторождения нефтяные. Промысловые трубопроводы с наружным и внутренним защитным покрытием. Правила эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.

Аналогичную систему стандартов необходимо разработать для колонн насосно-компрессорных труб, скважинного насосного оборудования, емкостного оборудования для промысловой подготовки и хранения нефти и газа и др.

Специалисты подразделений компаний по добыче нефти и газа могут возмутиться, обвинить автора статьи в некомпетентности и подтвердить наличие у них корпоративных технических требований к защитным покрытиям технической продукции для нефтегазодобычи. Но требования, имеющиеся у них, являются копированием стандартизированных технических требований производителей, которым присущи все отмеченные выше существенные недостатки.

В корпоративных технических требованиях нефтегазовых компаний к защитным покрытиям стальных труб приводятся стандарты, требованиям которых должны отвечать стальные трубы, подлежащие изоляции защитными покрытиями. Но эти стандарты разрабатывались на стальные трубы из углеродистых и легированных сталей, не подлежащие изоляции защитными покрытиями. Требования к стальной сердцевине трубы с защитными покрытиями должны отличаться от требований, содержащихся в действующих стандартах на стальные трубы нефтяного сортамента. Это касается не только исключения из требований к ним увеличения толщины стенок стальных труб на коррозию, но и существенного изменения технических требований к качеству поверхности изолируемых защитными покрытиями труб в состоянии поставки. Необходимо также исключение из состава трубных сталей, используемых для производства труб с защитными покрытиями, легирующих элементов, обеспечивающих их коррозионную стойкость в эксплуатационных и технологических средах. Присутствие этих элементов, в частности хрома, в составе стали не только существенно повышает стоимость изолированных труб, но и снижает адгезию используемых для внутренней изоляции труб эпоксидных материалов.

Актуальность рассмотренных задач для нефтегазовой отрасли и невозможность их решения без создания Отраслевой системы управления качеством технической продукции с защитными покрытиями определяет необходимость обсуждения этих вопросов на предстоящей конференции, в которой должны принять участие ведущие специалисты по нефтегазодобыче нефтяных компаний и предприятий нефтегазового сервиса.

Только объединение их научно-технического потенциала на этой конференции позволит успешно решить сформулированные задачи на базе трех основных составляющих: «иерархия + качество + стандарты».

Автор статьи обращается к руководству нефтегазовых компаний РФ с просьбой направить своих специалистов по нефтегазодобыче на эту конференцию для участия в ее работе.

Не менее важным условием создания в нефтегазовой отрасли эффективной системы управления качеством технической продукции с защитными покрытиями, обеспечивающими существенное повышение ее энергоэффективности и надежности, является активизация деятельности созданного нефтегазовыми компаниями РФ при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина Отраслевого экспертного совета (ОЭС) «Нефтегаз-Покрытие».

Автор статьи, являясь координатором ОЭС «Нефтегаз-Покрытие», обращается к руководителям структурных подразделений нефтегазовых компаний по нефтегазодобыче предоставить возможность своим представителям принимать участие в периодических заседаниях Экспертного совета для последующей реализации разрабатываемых программ управления качеством технической продукции с защитными покрытиями на различных стадиях ее жизненного цикла в своей нефтегазовой компании.

Одной из существенных причин торможения эффективного использования технической продукции с защитными покрытиями в нефтегазодобыче является некомпетентность специалистов, занимающихся разработкой требований к этой продукции. К сожалению, в учебных программах отечественных вузов, занимающихся подготовкой специалистов по проектированию и разработке различной технической продукции, преимущественно рассматриваются конструкции на основе металлов и сплавов, к числу которых, в частности, относится трубная продукция. Основам конструирования широко используемых в последние годы металлоконструкций с защитными покрытиями из неметаллических материалов органической и неорганической природы практически не уделяется внимание. Поэтому большинство инжиниринговых компаний нефтегазовой отрасли и соответствующих подразделений нефтегазовых компаний, использующих техническую продукцию с защитными покрытиями из лакокрасочных и полимерных материалов, традиционно раздельно формулируют требования к стальной сердцевине этой продукции и к ее защитному покрытию, рассматривая эти структурные составляющие единой системы как отдельные изделия. Подобное нарушение иерархии, т. е. формулирование требований к качеству структурных составляющих продукции при отсутствии требований к ней как к единому целому, определяет несоответствие разработанных технических требований к технической продукции с защитным покрытием ее назначению. При этом формулированием требований к полимерному покрытию технической продукции, определяющих требуемое качество ее поверхности, занимается не разработчик этой продукции, хотя это его прямая обязанность, а химик-технолог по лакокрасочным или полимерным материалам, который согласно своим профессиональным знаниям должен разрабатывать в соответствии с требованиями разработчика материал покрытия и технологию его применения.

Поэтому соответствующая квалификация кадров является одним из основных условий создания системы управления качеством технической продукции с защитными покрытиями для нефтегазодобычи.

Одним из направлений деятельности ООО «ИНТЕХЦЕНТР» является предупреждение пожаров резервуарных парков нефтегазового комплекса и в отраслях, потребляющих их продукцию.

Предупреждение возгораний резервуаров достигается за счет нанесения на внутренние поверхности лакокрасочных антистатических, антикоррозионных, нефте-, топливостойких покрытий «Техкор®-612» и «ПАКойл®6», исключающих условия пожаровзрывоопасности, возникающие вследствие образования статического электричества.

За разработку и внедрение данных покрытий ООО «ИНТЕХЦЕНТР» награждено Золотой медалью «Гарантия качества и безопасности» на Международном конкурсе «Национальная безопасность».
В 2002 г. ООО «ИНТЕХЦЕНТР» стал одним из разработчиков «Требований к антикоррозионным покрытиям резервуаров для хранения авиа-ГСМ», по которым и в настоящее время в аэропортах заправляются все воздушные суда на территории РФ.

Для сохранения количества и качества нефтепродуктов при испарении используются атмосферостойкие покрытия «Техкор®-121» для наружных поверхностей, которые за счет своей большой тепло- и светоотражающей способности снижают нагрев оболочки резервуаров, чем сокращают потери легких фракций нефтепродуктов от испарения, которые при определенной концентрации пожаровзрывоопасны.

Предлагаемые материалы успешно применяются с 2001 г. в России и за рубежом.

Предупреждение пожаров антистатическими материалами относится к пассивной защите. К активной защите относятся автоматические установки газового пожаротушения (АУГПТ). Результативно показало себя газовое пожаротушение, особенно модули изотермические для жидкой двуокиси углерода (МИЖУ).

Совместно с ООО «ТК Рагнар» предлагаем современный способ тушения пожаров – автоматическими установками газового пожаротушения на базе изотермических углекислотных модулей (МИЖУ). Данный способ лишен недостатков, присущих водопенному и порошковому способам пожаротушения.

Сущность механизма тушения пожара предлагаемым методом заключается в том, чтобы создать в зоне горения такие условия, при которых самопроизвольное горение нефти или нефтепродукта стало бы невозможным. Двуокись углерода хранится в изотермической емкости при отрицательной температуре, при выходе из насадок происходит быстрый переход СО2 из жидкого состояния в газообразное с охлаждением более –50 °С. При выходе из насадок СО2, перемешиваясь с парами горючего и воздухом, вытесняет их с поверхности горючего материала и обеспечивает прекращение горения. Кроме того, за счет низкой температуры СО2 обеспечивается эффективное охлаждение стенок резервуара, что предотвращает возможность повторного загорания. Пожар тушится за считаные секунды, – например, возгорание нефтепродукта в РВС объемом 20 тыс. м3 тушится за нормативные 90 секунд. Система газового пожаротушения проектируется на любое количество резервуаров. Газовое пожаротушение применяется также для тушения различных объектов и материалов в различных отраслях.

Источником катодной протекторной защиты может быть как внешний ток, так и ток гальванического элемента, возникающего при контакте железа с некоторыми активными металлами, в частности с цинком. Цинкование может осуществляться разными способами: горячим, гальваническим, термодиффузионным и т.д. Однако ряд ограничений для каждого из методов не позволяет защитить все без исключения объекты. В этой ситуации на помощь приходит метод «холодного» цинкования – нанесение методом, характерным для нанесения ЛКМ, на подготовленную поверхность специального цинкового состава, содержащего активный цинк высокой химической чистоты, полимерные связующие и летучие агенты. При этом надо понимать, что наличие цинкового порошка в органическом лаке с растворителем еще не делает эту смесь «холодным» цинкованием.

В чем же отличие? Во-первых, состав должен применяться как самостоятельное покрытие (иначе это уже не цинкование, а система покрытий). Во-вторых, он должен обладать протекторным действием, которым обладают остальные методы цинкования.

Цинковые покрытия обладают протекторным действием до тех пор, пока они способны активно растворяться под действием внешней коррозионной среды. Если же цинк теряет способность активно растворяться, то его катодное защитное действие снижается вплоть до полного исчезновения! Способность полимерной пленки при отверждении некоторых типов связующих блокировать растворение цинка делает невозможным протекторную защиту в таких покрытиях.

Подавляющее большинство цинконаполненных материалов, представленных на российском рынке, используется в качестве грунта в системах покрытий «грунт – финиш» или «грунт – промежуточный слой – финиш». Протекторной защитой такие составы не обладают, следовательно, «холодным» цинкованием не являются и выполняют лишь барьерные функции.

«НПЦ Антикоррозионной Защиты» разработал, запатентовал и производит состав для холодного цинкования «ГАЛЬВАНОЛ»®. Это тонкопленочное цинковое антикоррозионное покрытие, обладающее высокими защитными свойствами и превосходной адгезией к металлическим поверхностям.

«ГАЛЬВАНОЛ»® предназначен для антикоррозионной защиты наружных и внутренних поверхностей промышленного оборудования и металлических конструкций.

«ГАЛЬВАНОЛ»® обеспечивает одновременно активную (катодную) и пассивную (барьерную) защиту от коррозии.

Неоспоримые преимущества состава «ГАЛЬВАНОЛ»®:

• долговременная протекторная (катодная) защита черных металлов;

• легкость в применении (наносится любым методом, характерным для нанесения лакокрасочных покрытий: кистью, валиком, распылением и т.д.);

• быстрое высыхание (30 мин);

• нанесение при отрицательных температурах (–35 °С) и повышенной влажности;

• ремонтопригодность и продолжительный срок службы покрытия.

Состав является однокомпонентным. Все, что нужно, – это подготовить поверхность, тщательно перемешать миксером и нанести любым удобным способом!

К сожалению, наличие на рынке контрафактной продукции и низкокачественных материалов, содержащих в своем составе цинк и называющихся по недоразумению «холодным» цинкованием, дискредитирует саму идею такого способа антикоррозионной защиты с использованием специальных протекторных составов. Потребители просто не верят, что такая защита возможна. «А, опять краска… – отмахиваются они. – Знаем мы, не работает это все». Конечно же, это не работает. «ГАЛЬВАНОЛ»® работает!

На сегодняшний день мировой годовой объем сжигаемого попутного нефтяного газа (ПНГ) составляет более 140 млрд м3 [1], что сопоставимо по объемам почти с 30 % газа, потребляемого странами Европы [2]. Кроме того, в процессе сжигания ПНГ происходит выброс в атмосферу вредных веществ, таких как оксиды азота и серы, бензола, толуола, 3-, 4-бензпирена и др. [3].

По данным Глобального партнерства по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа (GGFR – Global Gas Flaring Reduction), Россия ответственна почти за четверть общемирового сжигания ПНГ [4], поэтому нашу страну можно с уверенностью назвать лидером в данной категории.

При этом необходимо отметить, что около 50 % сжигаемого ПНГ в России является газом малых отдаленных месторождений, которые имеют две особенности. Во-первых, эти месторождения расположены далеко от рынков сбыта газа и существующей газотранспортной инфраструктуры, а во-вторых, объем получаемого при их разработке ПНГ слишком незначителен для строительства систем централизованного сбора и транспортировки газа [5].

На рис. 1 представлена диаграмма с существующими на сегодняшний момент методами утилизации ПНГ [6].

Учитывая тот факт, что около половины сжигаемого ПНГ является газом, получаемым при разработке малых отдаленных месторождений, в качестве наиболее приемлемого варианта использования ПНГ можно было бы предложить производство электроэнергии на газотурбинной установке (ГТУ) в промысловых условиях для собственных нужд. Но в этом случае нефтяные компании часто сталкиваются с тем, что объем получаемого ПНГ существенно превосходит его потребление на ГТУ [7]. Это, в свою очередь, приводит к неизбежному сжиганию «избытка» ценного сырья, что отражено на диаграмме, приведенной на рис. 2.

Таким образом, нефтяные компании сталкиваются с необходимостью более тщательного подхода к схеме утилизации ПНГ на малых отдаленных месторождениях. На диаграмме, приведенной на рис. 3, показаны оптимальные методы утилизации ПНГ в зависимости от количества ПНГ и расстояния от рынка сбыта товарной продукции [6].

Как следует из диаграммы, технология мини-GTL представлена как альтернативный метод использования газа на малых отдаленных нефтяных месторождениях. Поэтому актуальной на сегодняшний день проблемой являются разработка и внедрение экономически и энергетически эффективных схем по использованию ПНГ. В качестве решения поставленной проблемы в настоящей работе были предложены четыре схемы использования ПНГ для автономного энергообеспечения промысла, после проведения экономико-математического моделирования выбрана наиболее выгодная технология с точки зрения экономики и экологии. Кроме того, на основании экономических и экологических результатов исследования оценена эффективность внедрения технологии мини-GTL в схемы по утилизации ПНГ.

Рис. 1. Методы утилизации ПНГ

Fig. 1. Methods of associated petroleum gas (APG) utilization

ТЕХНОЛОГИЯ МИНИ-GTL

Термин GTL (от англ. Gas To Liquids – «газ в жидкость») используется в случаях, когда речь идет о превращении газа, в частности метана, в жидкие углеводороды [8]. Данная технология состоит из трех ступеней (рис. 4):

• производство синтез-газа;

• синтез Фишера – Тропша;

• гидрокрекинг и гидрооблагораживание.

Для того чтобы рассчитать материальный баланс трехступенчатой технологии GTL, необходимо рассмотреть каждую из ее стадий в отдельности.

Рис. 2. Добыча, потребность и сжигание ПНГ на российских месторождениях [7]

Fig. 2. Production, demand, and APG flaring at Russian deposits [7], mln м³

1. Производство синтез-газа

Целью данного процесса является превращение природного газа в смесь монооксида углерода и водорода, называемую синтез-газом. Среди промышленных методов производства синтез-газа можно выделить следующие:

1. паровая конверсия метана;

2. парциальное окисление;

3. автотермический риформинг.

В качестве первой стадии технологии GTL был выбран автотермический паровоздушный риформинг по причине сниженных капитальных затрат за счет использования компактного реактора и исключения дорогостоящей установки разделения воздуха [9].

При осуществлении процесса автотермического риформинга протекают следующие основные реакции: паровая конверсия природного газа (1), реакция равновесия водяного газа (2) и полное (3) либо парциальное (4) окисление метана [8]:

CH₄ + H₂O ↔ CO + 3H₂,                      (1)

CO + H₂O ↔ CO₂ + H₂,                        (2)

CH₄ + O₂ ↔ CO₂ + 2H₂O,                    (3)

2CH₄ + 3O₂ ↔ 2CO + 4H₂O.                (4)

После проведения математического моделирования двух вариантов автотермической паровоздушной конверсии, а именно метода «ТАНДЕМ» (полное окисление метана) и процесса компании Syntroleum (парциальное окисление метана), в целях выбора процесса с максимальным выходом целевого продукта – синтез-газа – был выбран процесс Syntroleum с выходом целевых продуктов 38 % против 26 %, полученных методом «ТАНДЕМ».

Синтез-газ, полученный на первой стадии технологии GTL, отправляется на вторую ступень, известную как синтез Фишера – Тропша.

2. Синтез Фишера – Тропша

На второй стадии синтез-газ превращается в алканы (5), алкены (6) и спирты (7) с числом атомов углерода n от 1 до 100 [8].

nCO + (2n + 1)H₂ → C_nH_2n+2 + nH₂O,        (5)

nCO + 2nH₂ → C_nH_2n + nH₂O,            (6)

nCO + 2nH₂ → C_nH_2n+1OH + (n – 1)•H₂O  (7)

Длина углеродной цепи n подчиняется молекулярно-массовому распределению, которое может быть описано уравнением Флори [8]: 

m_n = α^{n – 1}(1 – α),                                  (8) 

где m_n – мольная доля компонентов ФТ-продукта с числом атомов углерода n;

α – параметр молекулярно-массового распределения компонентов ФТ-продукта, 0< α <1. Данный параметр определяет вероятность роста углеродной цепи.

Используя уравнение Флори, а также учитывая тот факт, что в промышленности параметр  принимает значения от 0,6 до 0,95 [8], был построен показанный на рис. 5 график распределения выхода фракций синтетических продуктов при различных значениях параметра .

Рис. 4. Схема технологии GTL

Fig. 4. The scheme of GTL technology

Для отдаленных промыслов наиболее ценным продуктом является дизельное топливо, используемое автотранспортом и спецтехникой, поэтому для уменьшения выхода легких фракций и увеличения содержания дизельного топлива в продукте синтеза Фишера – Тропша величина параметра молекулярно-массового распределения  была принята 0,95.

В связи с тем, что в продукте синтеза Фишера – Тропша содержится большое количество твердых парафинов, третья стадия технологии GTL крайне важна, главным образом для преобразования восков в дизельное топливо.

3. Гидрокрекинг и гидрооблагораживание

На третьей ступени происходят следующие процессы: гидрокрекинг (9), гидрирование олефинов (10) и спиртов (11) и изомеризация н-парафинов (12) [8].

C_nH_{2n + 2} + H₂ → C_mH_{2m + 2} + C_{n – m}H_{2(n – m) + 2}, (9) 

C_nH_2n + H₂ → C_nH_{2n + 2},                  (10) 

н – C_nH_{2n + 2}  изо – C_nH_{2n + 2}.     (12)

После рассмотрения всех стадий технологии GTL был составлен ее материальный баланс, схема которого представлена на рис. 6.

Таким образом, для получения 14,7 г синтетической нефти, в состав которой входит 60 % масс. дизельного топлива, расходуется 20,8 г метана. Зная это, по формуле (13) был найден расходный коэффициент метана по синтетическим жидким углеводородам, который составил 1995 м³/т.

            (13)

Рис. 5. Молекулярно-массовое распределение продуктов синтеза Фишера – Тропша в зависимости от параметра α

Fig. 5. The molecular weight distribution of the synthesis Fischer – Tropsch products, according to the the parameter α

СХЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

1) GTL + ДГ

В данной схеме весь газ, добываемый попутно с нефтью, перерабатывается на мини-установке GTL в синтетические жидкие продукты (дизельное топливо (ДТ), СУГ, нафта, керосин). Синтетическая дизельная фракция используется в качестве топлива дизельными генераторами (ДГ) для производства электроэнергии для собственных нужд промысла. При заданном энергопотреблении промысла (2800 кВт) были рассчитаны необходимое количество дизельного топлива и объем получаемой на установке GTL синтетической нефти. Используя рассчитанный по формуле (13)
расходный коэффициент метана по синтетическим жидким углеводородам, рассчитали необходимый для производства рассчитанного количества дизельного топлива годовой объем ПНГ, равный
25,3 млн м³ (рис. 7).

Рис. 6. Схема производства синтетических углеводородов

Fig. 6. The scheme of synthetic hydrocarbons production

2) GTL + ГТУ

В данной схеме годовой объем получаемого ПНГ был взят из первого проекта «GTL + ДГ» (25,3 млн м3). Здесь бльшая часть газа (17,3 млн м3) поступает на ГТУ для производства 2800 кВт электроэнергии, в то время как оставшийся объем ПНГ перерабатывается в синтетические жидкие углеводороды (рис. 8).

Рис. 7. Схема утилизации ПНГ «GTL+ДГ»

Fig. 7. Scheme of APG utilization «GTL + Diesel Generator (DG)»

3) ДГ

Поскольку в этой схеме весь объем добываемого ПНГ поступает на факел, нефтяная компания вынуждена платить штраф, который в первый год эксплуатации месторождения составил более 13 млн руб. (рис. 9). В данном проекте электроэнергия вырабатывается дизельными генераторами, топливо для которых поставляется бензовозами с ближайшего нефтеперерабатывающего завода. Было учтено, что затраты на транспортировку топлива в несколько раз превосходят его себестоимость.

4) ГТУ

В данной схеме бльшая часть добываемого ПНГ используется в качестве топлива для газовой турбины, а остаток отправляется для сжигания на факел (рис. 10). В этом случае штраф за сжигание ПНГ в первый год эксплуатации промысла составил более 4 млн руб.

Результаты экономического анализа и экологической оценки четырех предложенных проектов использования ПНГ в целях энергообеспечения промысла представлены в таблице.

Рис. 9. Схема утилизации ПНГ «ДГ»

Fig. 9. Scheme of APG utilization «DG»

Схемы с применением технологии GTL «GTL + ДГ» и «GTL + ГТУ» полностью утилизируют получаемый ПНГ, что объясняет отсутствие выбросов диоксида углерода из-за факельного сжигания газа. Если предположить, что в состав ПНГ входит только метан, то в случае схем «ДГ» и «ГТУ» на факел каждый год поступает 25,3 и 8 млн м3, и это приводит к ежегодному выбросу 49 696 и 15 714 т диоксида углерода, соответственно.

Для проведения детального экономического анализа проектов были построены кривые NPV (рис. 11).

Рис. 10. Схема утилизации ПНГ «ГТУ»

Fig. 10. Scheme of APG utilization «GTU»

Выводы

1. Экономико-математическое моделирование четырех схем утилизации ПНГ для энергоснабжения отдаленных малых промыслов показало, что проекты с мини-установкой GTL
(«GTL + ДГ» и «GTL + ГТУ») имеют намного более привлекательные экономические показатели по сравнению со схемами без внедрения технологии GTL («ДГ» и «ГТУ»). Несмотря на меньшие первоначальные затраты в схемах без установок мини-GTL, на момент окончания срока эксплуатации месторождения (20 лет) разница между значениями NPV проекта «GTL + ДГ» и схемы «ДГ» составила 14 812,5 млн руб.; для пары «GTL + ГТУ» – «ГТУ» различие в NPV оказалось равно 2845,3 млн руб.

Рис. 11. Кривые NPV для проектов утилизации ПНГ для энергоснабжения промысла

Fig. 11. The NPV curves for the projects of APG utilization for energy supply to oil fields

Причина разницы в величине NPV различных проектов энергообеспечения промыслов и поведения кривых этого показателя для проектов «ДГ» и «ГТУ» заключается в прогрессивно возрастающих штрафах за сжигание ПНГ, а также в высокой стоимости завезенного на промысел дизельного топлива для схемы «ДГ».

В работе было принято, что ежегодное увеличение повышающего коэффициента к базовой плате за выбросы при превышении 5%-ного показателя сжигания ПНГ составляет 50 %. На основе анализа динамики изменения величины коэффициента за последние 5 лет (2012 г. – 4,5; 2013 г. – 12; 2014 г. – 25) можно утверждать, что данный прогноз является если не оптимистичным, то более чем реалистичным. Поэтому, сравнивая экономические показатели эффективности четырех предложенных в данной работе проектов, можно сделать вывод, что с учетом санкций за сжигание ПНГ, установленных Правительством РФ, нефтяным компаниям намного выгоднее использовать его в качестве сырья для производства синтетических жидких углеводородов, нежели сжигать ценное химическое сырье.

2. Необходимо отметить, что срок эксплуатации месторождения был принят равным сроку службы мини-установки GTL – 20 лет. Если рассматривать проект со сроком реализации менее 13 лет, то наиболее экономически выгодной схемой из четырех предложенных является «ГТУ». Также при сравнении проектов «ГТУ» и «GTL + ДГ» до 17-го года эксплуатации месторождения первая схема имеет сравнительно лучшие экономические показатели. Из этого можно сделать вывод, что внедрение технологии GTL в схемы использования ПНГ для энергообеспечения малых отдаленных промыслов становится экономически оправданным только при рассмотрении долгосрочных проектов.

3. На основании результатов проведенного исследования можно говорить о том, что применение газотурбинной установки является более рентабельным методом энергоснабжения промыслов, нежели использование дизельного генератора. Так, например, величина индекса рентабельности для схемы «GTL + ГТУ» в 1,8 раз больше его значения для проекта «GTL + ДГ», а срок окупаемости – меньше на 5 лет. Кроме того, схема «ДГ» показала себя убыточным проектом с самого начала его реализации, в то время как значение NPV для проекта «ГТУ» имеет положительное значение вплоть до
18-го года эксплуатации.

4. Расчеты данной работы показали, что установка мини-GTL – готовая к внедрению инновационная технология, предназначенная для отдаленных малых нефтяных месторождений российского нефтегазового комплекса, – является не только мерой по предотвращению сжигания ПНГ на факелах и источником ценного на промыслах дизельного топлива, но также и экономически привлекательным мероприятием.

Результаты экономического анализа и экологической оценки проектов утилизации ПНГ в целях энергоснабжения промысла
The results of the economic analysis and environmental assessment of the projects of APG utilization for energy supply to oil fields

Одной из важнейших задач при эксплуатации морских месторождений нефти и газа является обеспечение их надежной и безопасной работы. Российская Федерация обладает значительными ресурсами нефти и газа, залежи которых расположены на дне морских акваторий.
В последние годы РФ получила доступ к морским нефтегазовым месторождениям на Черном море, добыча на которых ведется с использованием морских нефтегазовых сооружений (МНГС). Многие из этих сооружений эксплуатируются с 80-х гг. ХХ в. и получили значительные усталостные повреждения, которые могут существенно повлиять на уровень безопасности эксплуатации МНГС [1]. Исследованием усталостных процессов, протекающих на МНГС, занимались многие отечественные и зарубежные ученые [1, 3] и научно-производственные организации [6].

Особенно остро проблема оценки усталостных повреждений возникает при расчете ресурса восстановленных сварных соединений (СС). Как известно, СС МНГС по результатам проведения комплексной диагностики подвергаются ремонту. До настоящего времени не было установлено, будет ли их ресурс таким же, как у нового соединения, или же будет отличаться. Поэтому автором были проведены эксперименты по изучению усталостной долговечности восстановленных сварных соединений. Разработаны экспериментальные установки (рис. 1), на которых производились первичное и повторные испытания до появления трещины в экспериментальном образце (рис. 2).

Рис. 1. Экспериментальная установка по исследованию усталостной долговечности «К»-соединений МНГС

Fig. 1. Experimental seting for investigation of the fatigue durability of «K» connections of offshore oil and gas constructions

Для расчета ресурса таких соединений необходимо построить диаграмму их усталостного разрушения, определив на ней так называемый предел выносливости, т. е. такой уровень амплитуд напряжений, при котором исследуемое сварное соединение не получает усталостных повреждений. Отметим, что полученный в ходе экспериментов (ЭПВ) и фактический (ФПВ) пределы выносливости будут отличаться [2, 4, 5].
Для определения их соотношений разработаны различные теории, которые учитывают шероховатость поверхности реального сварного соединения по сравнению с гладким образцом (шероховатость в пределах 0,16–0,32 мкм), фактические геометрические размеры сварных соединений по сравнению с лабораторными образцами, концентрацию напряжений, обусловленных видом сварного соединения и возможными дефектами, остаточными напряжениями в шве и околошовной зоне, зависимость от коэффициента асимметрии цикла, возможность наличия участков металла с разными механическими свойствами, размерами поперечных сечений и т. д. [2, 5].

Очевидно, что для большего соответствия экспериментального образца реальному объекту должны быть использованы не только геометрически подобные образцы с похожими условиями нагружения, но и материалы, обладающие подобными механическими характеристиками. Поэтому при проведении эксперимента были использованы сварочные материалы, обеспечивающие подобные значения предела прочности, марки Е4303-Р для «Т»-соединения и Е4903-Р для «К»-соединения (описания этих соединений приведены в [6]) по ISO 2560-2009, обеспечивающих предел прочности сварного соединения на уровне 490 МПа. Анализ материалов проекта показал, что при строительстве МНГС для сварки элементов, выполненных из сталей ВСт3Сп5, применялись электроды марки Э42А, марки УОНИ-13/55. Предел прочности сварных соединений, выполненных по ГОСТ 9467-75, составляет 420 МПа. Для соблюдения подобия эксперимента в качестве модели колонны использовались трубы из материала по стандарту DIN 2393-1994 RSt37-2, а при моделировании поясной трубы использовались трубы из стали марки 9MnSi5.

Рис. 2. Трещина в экспериментальном образце
Fig. 2. A crack in the experimental sample

По мнению некоторых авторов [5], различия ЭПВ и ФПВ могут быть обусловлены влиянием на процесс разрушения суммарной упругой энергии, накопленной в нагружаемой системе. Как показывают экспериментальные данные, с увеличением размера образца растет скорость распространения трещины в результате большего запаса упругой энергии у образцов большего размера. Однако, по мнению ряда известных авторов [2, 5], в некоторый момент времени зависимость усталостных характеристик от размеров образца и фактического размера сварного соединения исчезает, т. е. существует некая граница, после перехода которой различия усталостных характеристик испытуемых образцов и фактических сварных соединений исчезают. Так, в [5] утверждается, что при площади поперечного сечения исследуемых образцов более 4 тыс. мм2 коэффициент масштабирования должен быть принят равным 0,6. Современные энергетические теории позволяют скорректировать это значение коэффициента масштабирования, применительно к сварным соединениям опорного блока МСП можно использовать коэффициент 0,58. С учетом шероховатости поверхности и масштабного фактора (отношений размеров экспериментального образца к реальным объектам) предел выносливости ФПВ при изгибе рассчитывается по формуле [5]: 

                       (1)

где σ_-1 – предел выносливости; σ_в – временное сопротивление разрыву.

Помимо этого на соотношение ЭПВ и ФПВ влияют остаточные напряжения и асимметрия циклов напряжений.
В зависимости от размера свариваемых элементов остаточные напряжения могут создавать линейное, плоское или объемное напряженное состояния. Как это показано в работах [2, 5], в элементах толщиной менее 30 мм, имеющих значительную длину, остаточные напряжения от сварки создают плоское напряженное состояние. При воздействии внешних нагрузок на сварной шов возникают пластические деформации и происходит удлинение волокон, получивших во время сварки пластические деформации сжатия. Вследствие этого после разгрузки, если по линии действия и знаку начальные остаточные напряжения совпадают с напряжениями от внешней нагрузки, при линейном напряженном состоянии уменьшается величина напряжений, полученных при максимальном воздействии от внешней нагрузки в месте действия начальных остаточных напряжений. При плоском напряженном состоянии главные остаточные напряжения совпадают по знаку и линии действия с главными напряжениями от внешних нагрузок.

Асимметрия цикла нагружения с учетом остаточных напряжений учитывается при помощи значения коэффициента асимметрии циклов  по формуле [5]:

,  (2)

где σ_{1 ост}, σ_{2 ост}, σ_{3 ост} – главные остаточные напряжения; σ_{1 max}, σ_{2 max}, σ_{3 max} – максимальные главные напряжения цикла; 

σ_{1 min}, σ_{2 min}, σ_{3 min} – минимальные главные напряжения цикла.

Дальнейшая методика расчета ФПВ с учетом вышеописанных факторов приведена в работе [5]. На основании выполненных автором экспериментов установлено, что экспериментальный предел выносливости равен 46 МПа. По методике Н.А. Клыкова [5] сопоставления экспериментального результата с реальным сварным соединением и с учетом корректирующих поправок, учитывающих влияние остаточных напряжений, шероховатости, асимметрии циклов напряжений и др., вычислен ФПВ восстановленного таврового сварного соединения «Т»-типа (таврового сварного соединения [6]), равный 12,61 МПа.
Количество циклов до разрушения при такой амплитуде напряжений равно приблизительно 3•10⁶. Отметим, что при анализе напряженного состояния CC типа «Т» были установлены коэффициенты асимметрии некоторых циклов. Для цикла с коэффициентом асимметрии R ≈ –0,3 предел выносливости, вычисленный на основе уравнения Гудмана, будет равен 11,7 МПа, а при коэффициенте асимметрии R = 0 предел выносливости достигнет 24 МПа.

С помощью той же методики исследована усталостная долговечность «К»-соединения (рис. 1). На основе результатов экспериментальных исследований вычислен предел выносливости, равный 44 МПа. С учетом корректирующих поправок по методике Н.А. Клыкова ФПВ для восстановленного «К»-соединения получим равным 13,6 МПа, а количество циклов до разрушения, как и в предыдущем случае, будет равно приблизительно 3•10⁶. Отметим, что для новых сварных соединений морских нефтегазовых сооружений предел выносливости равен 26 МПа [6].

Несколько иной подход используется для определения ФПВ основных конструктивных элементов МНГС, выполненных из стальных труб [2]. При определении ФПВ стальных конструкций на практике хорошо зарекомендовала себя методика, приведенная в работе [2] и учитывающая такие факторы, как концентрация напряжений, масштабный фактор, шероховатость поверхности и технологическое упрочнение. Согласно этой методике коэффициент К КЭ МСП, определяющий соотношение экспериментального и реального пределов выносливости, рассчитывается по формуле[2]:

,                         (3)

где К_σ – эффективный коэффициент концентрации напряжений; К_dσ – масштабный фактор; К_F – коэффициент, учитывающий влияние шероховатости; К_V – фактор технологического упрочнения. Величина К_σ зависит от чувствительности материала к концентрации напряжений, и для используемой при строительстве стали 09Г2С, согласно справочным данным, эта величина будет равна 1,5. Величину К_dσможно определить различными способами, в том числе, опираясь на результаты [5], можно приближенно приравнять ее к 0,6. Значение коэффициента К_F определяется по эмпирическим зависимостям и в условиях морского месторождения для стали марки 09Г2С равно 0,38. Значения K_V для сталей принимаются в зависимости от вида упрочняющих обработок. Автором были проведены исследования, в результате которых установлено, что предел выносливости для конструктивных элементов опорного блока, выполненных из стали 09Г2С (раскосы и горизонтальные элементы), в условиях морского месторождения составляет 55 МПа. Для элементов, выполненных из стали ВСт3Сп5 (колонны), фактический предел выносливости в условиях морского месторождения составляет 51 МПа.

Автором исследовано напряженное состояние морских нефтегазовых сооружений, расположенных на шельфе Черного моря, и получены значения статических напряжений и амплитуды переменных для элементов КЭ МСП из стали 09Г2С (таблица). Исследовался опорный блок морской стационарной платформы, установленный на глубине 30 м и состоящий из четырех секций, верхняя из которых расположена на высоте 10 м над уровнем моря. Для определения статических напряжений расчеты проводились в условиях отсутствия ветроволновой нагрузки, а для определения максимальных амплитуд переменных напряжений – при высоте волны 13,9 м и скорости ветра 49 м/c.

В результате расчетов установлено, что для раскосов и горизонтальных элементов максимальная амплитуда напряжений будет равна 233 МПа, а для колонн – 205 МПа. Для определения количества циклов до разрушения, так называемой точки перелома кривой усталости автором были рассчитаны следующие уравнения:

• для элементов из стали 09Г2С при пределе выносливости 55 МПа: 

N_G = 1,12035.10⁷ – 43362σ_{-1 КЭ МСП}       (4); 

• для элементов из стали ВСт3Сп5 при пределе выносливости 51 МПа: 

N_G = 5,78788.10⁶ – 18939σ_{-1 КЭ МСП}       (5),

где для формул (4) и (5) N_G – значение точки перелома кривой усталости;
σ _{-1 КЭ МСП} – значение предела выносливости конструктивного элемента МСП при его эксплуатации в условиях морского месторождения.

В результате последующих вычислений установлено, что для элементов из стали 09Г2С при пределе выносливости 55 МПа значение точки перелома кривой усталости будет равно 8,8•10⁶, а для элементов из стали ВСт3Сп5 при пределе выносливости 51 МПа значение точки перелома кривой усталости составит 5,3.106. 

Таким образом, были получены значения пределов выносливости, которые являются ключевыми параметрами для построения усталостных диаграмм сталей и восстановленных сварных соединений морских нефтегазовых сооружений.

Значения напряжений в элементах морских нефтегазовых сооружений
Stress values in the elements of the offshore oil and gas constructions

Фазовый переход парафинов и асфальтенов в твердое или высоковязкое состояние при добыче и перекачке нефтей является ключевым риском для направления «Обеспечение потока» нефтегазодобывающего предприятия [1]. Фазовые диаграммы агрегатного состояния компонентов пластовых флюидов хорошо зарекомендовали себя в инженерной практике как метод прогнозирования осложнений, связанных с данными явлениями.

В промысловой практике парафины известны в первую очередь как вещества, образующие твердую фазу при снижении температуры [2]. Фазовая диаграмма «давление – температура» парафиновых компонентов представляет собой кривую зависимости температуры насыщения нефти парафином (WAT – wax appearance temperature) от давления. При давлениях выше давления насыщения нефти газом WAT уменьшается вместе с падением давления, а при разгазировании – увеличивается в связи с выходом легких фракций [3].

Известно, что смолы, будучи природными поверхностно-активными веществами, активно влияют на динамику кристаллизации парафинов, предотвращая образование крупных парафиновых агрегатов [4]. Однако в литературе мало сведений о влиянии смол на вид кривой зависимости WAT от давления.

Рис. 1. Результаты фотометрического анализа при пластовом давлении:
AOT (asphaltenes onset tempreture) – температура насыщения нефти асфальтеном;
FOT (floculation onset temperature) – температура начала флоккуляции асфальтеном;
WAT (wax appearance temperature) – температура насыщения нефти парафином
Fig. 1. The results of the photometric analysis considering a formation pressure

Асфальтены являются наиболее сложными и наименее изученными компонентами нефтей. Близким и неразрывно связанным с асфальтенами классом компонентов являются смолы, выступающие в качестве прекурсоров для асфальтенов [5]. В лабораторной практике асфальтены определяются как компоненты, нерастворимые в н-алканах, но растворимые в ароматических углеводородах, в то время как смолы растворимы в обоих типах реагентов. Определение по принципу растворимости говорит о сложности классов компонентов и вносит неоднозначность в количественное определение их содержания и трактование самих терминов [6].

Смолы имеют тенденцию ассоциироваться с асфальтенами и образовывать на их поверхности защитный слой, предохраняющий асфальтены от самоассоциирования. При снижении давления легкие фракции расширяются быстрее тяжелых, и при давлении, называемом верхним давлением насыщения нефти асфальтеном (UOP – upper onset pressure), происходят нарушение объемного равновесия фракций, полное или частичное удаление бронирующих оболочек смол, самоассоциация и фазовый переход асфальтенов в твердое или высоковязкое состояние. При дальнейшем снижении давления наступает давление флокуляции асфальтенов (FOP – flocculation onset pressure), при котором их количество и размеры начинают резко расти. При снижении давления ниже давления насыщения нефти газом объемная доля легких компонентов уменьшается, таким образом, растворимость жидкой фазы по отношению к асфальтенам растет, и наступает нижнее давление насыщения нефти асфальтеном (LOP – lower onset pressure), при котором происходит обратный фазовый переход асфальтенов в жидкое состояние. Таким образом, в отношении асфальтеновых компонентов диаграмма «давление – температура» пластового флюида представляет собой область, ограниченную кривыми зависимости UOP и LOP от температуры, при этом в большинстве случаев при снижении температуры кривая UOP растет с относительно небольшим уклоном. Необходимо отметить, что в связи с наличием границы LOP фазовых переходов асфальтенов в дегазированных нефтях обычно не наблюдается.

Рис. 2. Результаты визуального исследования при пластовом давлении:
AOT (asphaltenes onset tempreture) – температура насыщения нефти асфальтеном; FOT (floculation onset temperature) – температура начала флоккуляции асфальтеном; WAT (wax appearancetemperature) – температура насыщения нефти парафином, Тст (the temperature of the aggregative stability of the solid phase) – температура агрегативной устойчивости твердой фазы
Fig. 2. The results of the visual study with a formation pressure

В.П. Тронов, исследовавший в работе [7] механизм образования твердых органических отложений, обосновывает теоретически и экспериментально связь образования отложений с агрегативной и кинетической устойчивостью флюида по отношению к твердой органической фазе. Под кинетической устойчивостью понимается способность системы сохранять равномерное распределение частиц во всем объеме, под агрегативной – способность системы сохранять степень дисперсности твердой фазы. Соответственно, исследования динамики изменения устойчивости флюида могут предоставить более точные данные для оптимизации процесса добычи нефтей.

Традиционно фазовое поведение парафинов в пробах пластовых флюидов исследуется в режиме изобарического снижения температуры, а асфальтенов – в режиме изотермического снижения давления. Однако Ахмед Хаммами (Ahmed Hammami) в работе [8] приводит результаты исследований нефти с относительно высоким содержанием асфальтенов и смол (6,1 и 10,9 %, соответственно), причем осаждение асфальтенов исследовалось в режиме изобарического снижения температуры, поскольку при снижении давления до давления насыщения нефти газом на высоких температурах флюид оставался гомогенным. Авторы предлагают использовать в таких случаях термины «температура насыщения нефти асфальтеном» (AOT – asphaltenes onset temperature) и «температура начала флоккуляции асфальтенов» (FOT – flocculation onset temperature).

Рис. 3. Фазовая диаграмма пластового флюида:
WAT (wax appearance temperature) – температура насыщения нефти парафином; FOT (floculation onset temperature) – температура начала флоккуляции асфальтенов; AOT (asphaltenes onset temperature) – температура насыщения нефти асфальтеном; Pb (bubble point pressure) – давление насыщения нефти газом; Тст (the temperature of the aggregative stability of the solid phase) – температура агрегативной устойчивости твердой фазы; I – области агрегативной устойчивости твердой фазы; II – области агрегативной неустойчивости твердой фазы
Fig. 3. The phase diagram of reservoir fluid:
I – areas of aggregate stability of the solid phase; II – areas of aggregative instability of the solid phase

В работе представлены результаты исследования фазового поведения нефти с еще более высоким содержанием асфальтенов и смол (6,83 и 28,43 %, соответственно).

Материалы и методы

Пробы пластового флюида отбирались из поисковой скважины, вскрывшей девонский (D3el) горизонт. Пластовое давление составляет 29,53 МПа, пластовая температура – 70,7 °С.

Основные результаты исследования нефти согласно ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Исследование пластовых флюидов» по комплексу «Б» представлены в таблице.

Исследования фазового поведения парафинов и асфальтенов в глубинных пробах пластовых флюидов проводятся специалистами Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета на лабораторной установке AWAI 1000 Sanchez Technologies (Франция).

Лабораторная установка AWAI 1000 представляет собой автоматизированный комплекс оборудования для создания термобарических условий, исследования осаждения твердых частиц в пробе флюида и инжекции химических регентов в пробу. Рабочий диапазон температур – от –20 до 200 °С, рабочее давление – 100 МПа.

В системе исследования осаждения твердых частиц в пробе флюида реализовано три метода: фотометрический, визуальный и фильтрационный.

Фотометрический метод заключается в измерении мощности проходящего инфракрасного излучения через пробу флюида оптическим измерителем. Данный метод позволяет фиксировать моменты фазовых переходов в исследуемом флюиде.

Визуальный метод заключается в анализе серии снимков пробы флюида с микроскопа ячейки высокого давления и предназначен для исследования динамики образования твердой фазы. Снимки анализируются программным обеспечением ELLIX, которое фиксирует наличие твердой фазы в поле снимка по пороговым значениям параметров света в рассматриваемой области (цвет, насыщенность и т. д.). Параметры настраиваются в зависимости от цвета и светопроницаемости нефти.

Фотометрический и визуальный методы дополняют друг друга и позволяют фиксировать и описывать фазовые переходы в пробе. Отметим, что исследования проводятся этими двумя методами одновременно.

Фильтрационный метод заключается в измерении перетока и разницы давлений в системе двух циркуляционных насосов, соединенных через фильтрующий элемент. Кроме того, фильтрующая ячейка необходима для очистки пробы флюида от механических примесей. Согласно СТО РМНТК 153-39.2-001-2003 «Нефть. Методы исследования парафинистых нефтей» метод используется для регистрации фазовых переходов лишь тогда, когда интерпретация результатов других методов затруднена.

Термобарические исследования фазового поведения глубинной пробы пластового флюида осуществлялись визуальным и фотометрическим методами в режиме изобарического снижения температуры при давлениях 29,53 МПа (пластовое давление) и 10,0 МПа. Температура снижалась от 70,7 °С (пластовая температура) до 25,0 °С со скоростью 0,25 °С/мин. После проведения исследований глубинная проба выгружалась из установки и загружалась дегазированная проба нефти.

Исследование дегазированной пробы проводилось в режиме изобарического снижения температуры при давлении 0,5 МПа. Температура снижалась от 70 до 25 °С со скоростью 0,25 °С/мин.

Результаты

На рис. 1 представлен пример результатов фотометрического анализа при давлении 29,53 МПа в виде кривой зависимости мощности проходящего инфракрасного сигнала от температуры. Мощность сигнала зависит от двух основных параметров флюида: плотности и количества взвешенных во флюиде твердых частиц. При фазовых переходах в пробе флюида начинают образовываться частицы твердой фазы, поглощающие и рассеивающие проходящий свет, что выражается в резком падении его мощности.

Переломы графика зависимости мощности инфракрасного сигнала от температуры при пластовом давлении зафиксированы при трех температурах: 61,0 °С (температура насыщения нефти асфальтеном), 48,6 °С (температура флоккуляции асфальтенов) и 36,8 °С (температура насыщения нефти парафином). Результаты фотометрического исследования подтверждаются результатами визуального метода.

По результатам визуального исследования глубинной пробы при пластовом давлении сделано 139 снимков пробы нефти. Снимки фиксировались через каждые 0,3 °С. Каждый снимок проанализирован программным обеспечением ELLIX, получена информация о количестве твердых частиц и их геометрических параметрах.

В работе [9] авторами предложено представлять результаты визуального исследования в виде графика зависимости общей (суммарной) площади частиц от температуры в логарифмической шкале по оси площади. Логарифмическая шкала позволяет сглаживать флуктуации значений, выявлять характеристические интервалы темпов роста суммарной площади и делать выводы о динамике агрегативной устойчивости флюида по отношению к твердой фазе.

На рис. 2 представлен результат анализа в виде графика зависимости общей площади твердых частиц от температуры, совмещенного с тремя характерными снимками. Снимок № 1 соответствует началу эксперимента, t = 70 °С. Снимок № 72 соответствует температуре несколько ниже температуры начала флоккуляции асфальтенов, t = 47,6 °С. Снимок № 139 соответствует концу эксперимента, t = 26,0 °С.

На графике видно, что при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти асфальтеном площадь твердой фазы в потоке растет незначительно. При температуре начала флоккуляции количество твердой фазы в потоке скачкообразно растет. Следующее значительное увеличение площади происходит при температуре насыщения нефти парафином. При дальнейшем охлаждении площадь твердых частиц достигает максимума и стабилизируется.

Интервал температур от 61,0 до 43,8 °С является интервалом агрегативной устойчивости образующейся твердой фазы. При охлаждении ниже 43,8 °С агрегативная устойчивость значительно снижается, начинается активный процесс образования агрегатов. При температуре 31,8 °С происходит увеличение агрегативной устойчивости, количество твердой фазы в потоке стабильно и максимально.

В ходе исследования не было зафиксировано седиментации твердой фазы в потоке флюида, таким образом, можно сделать вывод о высокой кинетической устойчивости флюида по отношению к твердой фазе.

Обобщенные результаты исследований представлены на рис. 3 в виде фазовой диаграммы пластового флюида.

Выше линии Pb газ растворен во флюиде, ниже – находится в свободном состоянии.

Справа от линии AOT асфальтены находятся в жидком состоянии, слева – переходят в твердую фазу. Интервал от линии AOT до линии FOT является интервалом агрегативной устойчивости твердой фазы асфальтенов. Область левее линии FOT является областью агрегативной неустойчивости выпавших асфальтенов, количество твердой фазы в потоке активно растет.

Справа от линии WAT парафины находятся в жидком состоянии, слева – переходят в твердую фазу. Область от линии WAT до линии Тст является областью агрегативной неустойчивости твердой парафиново-асфальтеновой фазы.
В области левее линии Тст происходит агрегативная стабилизация частиц.

Результаты исследований будут использованы при реализации стратегии обеспечения потока на рассматриваемом месторождении. Кроме того, значения AOT и WAT являются калибровочными параметрами при моделировании пластовых флюидов с помощью различных уравнений состояния [10–12].

Выводы

По результатам исследований выявлено, что высокое содержание смол не влияет на вид кривой зависимости температуры насыщения нефти парафином от давления, в то время как кривая зависимости давления насыщения нефти асфальтеном меняется кардинально. В области выше давления насыщения нефти газом кривая становится практически вертикальной. Нижнее давление насыщения нефти асфальтеном не наступает, разгазирование пластового флюида приводит лишь к снижению температуры насыщения нефти асфальтеном.

Предложенному методу построения областей агрегативной стабильности твердой фазы, являющемуся уточнением хорошо зарекомендовавших себя в инженерной практике фазовых диаграмм, предстоит пройти обсуждение научно-инженерного сообщества. Подчеркнем, что для подтверждения полученных результатов необходимы дополнительные лабораторные и промысловые исследования.

Свойства и компонентный состав пластового флюида
Features and component composition of the formation fluid

В настоящее время основания сооружений на многолетнемерзлых грунтах проектируются в соответствии с требованиями [1]. Тем не менее строительство оснований и фундаментов нефтегазовых объектов и транспортных линий как по принципу I, так и по принципу II использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания сооружений далеко не всегда бывает успешным [2, 3].

В результате эксплуатации северного газопровода «Соленинское – Мессояха – Норильск» диаметром 720 мм [4, 5] было выявлено, что интенсивность отказов на различных участках неодинакова и зависит от способа прокладки трубопроводов. Так, для периода в 24 года установлено, что частота отказов на 1 км трассы газопровода при подземной прокладке составила около 3, надземной – 0,42, а при наземной – 0,13. Следует отметить как весьма положительный факт, что работоспособность трубопроводов при открытой наземной прокладке значительно выше.

Рис. 1. Подземный трубопровод на одном из участков сплошной балластировки со всплывшими пригрузами

Fig. 1. The underground pipeline at one of the areas of continuous ballasting with surfaced cantledges.

Опыт эксплуатации магистральных и промысловых подземных и надземных трубопроводов показывает, насколько сложно проектировать объекты на сезоннопротаивающих и сезоннопромерзающих грунтах. Последствия, проявляющиеся буквально через несколько лет после ввода трубопроводов в эксплуатацию, свидетельствуют о грубых нарушениях и отклонениях от проектных решений.

Во многих случаях в результате оттаивания и последующего промерзания мерзлых грунтов возникают необратимые процессы морозного пучения. Например, при балластировке подземного газопровода Тюменского нефтегазового региона труба была вытолкнута на поверхность силами пучения, несмотря на то что утяжелители были рассчитаны в соответствии с нормами проектирования (рис. 1) [6].

Уменьшение температуры транспортировки углеводородов вплоть до отрицательных температур не решает проблемы.

Характерным является пример эксплуатации конденсатопровода «Ямбург – Новый Уренгой».

Были проведены исследования «холодного» трубопровода [7], имеющего отрицательную температуру перекачиваемого конденсата и на протяжении которого есть участки со сложными
геокриологическими условиями. Вдоль трассы трубопровода чередуются грунты с низкотемпературной вялой мерзлотой и талые грунты. В основании трубопровода – грунты слабонесущие, льдистые и высокопучинистые.

Казалось бы, в данном случае транспортировка конденсата при отрицательных температурах будет удачным решением проблемы, поскольку «холодный» трубопровод должен проморозить окружающий его грунт и сохранить мерзлоту. Но такой вариант не учитывает процесс морозного пучения грунтов – явление куда более опасное для трубопроводов, нежели протаивание в основании мерзлых грунтов.

Проблемы на линейной части трубопровода, обусловленные пучением грунтов, возникли после понижения температуры перекачки и перехода от положительных температур к отрицательным, до –5 °С, когда в связи с защемлением в мерзлом грунте и изменением положения трубопровода по результатам тензонаблюдений было зафиксировано увеличение напряжений в трубе и развитие усилий, близких к критическим.

Комплексные исследования теплового взаимодействия конденсатопровода с мерзлыми грунтами при положительных температурах перекачки и возникшего напряженного его состояния после перехода на отрицательные температуры перекачки позволили сделать вывод о необходимости пересмотра температурного режима работы конденсатопровода. К сожалению, в статье не приводятся конкретные цифры, но отмечается, что полученные величины деформаций и напряжений «превзошли все ожидания».

В итоге был сделан вывод о том, что «…распространенное мнение о нормальных условиях эксплуатации холодного трубопровода в мерзлом грунте неверно». Это утверждение подтверждается также и авторами [4, 8 и др.].

Уникальные натурные эксперименты по изучению выпучивания холодного (до –5 °С) трубопровода диаметром D = 900 мм и длиной l = 105 м при переходе через талик были проведены специалистами Японии и CШA на Аляске [7, 9]. Результаты наблюдений позволили выявить величину и скорость выпучивания трубы при промерзании грунта за длительный период.

Суммарное перемещение экспериментального трубопровода в талой зоне за 1200 дней составило 0,4 м (таблица), а возникшие напряжения привели к пластической деформации трубы. Давление в трубопроводе не создавалось, поэтому сплющивание трубы происходило без разрывов.

Как отмечается в [7], «…при таких величинах пучения на Ямальском трубопроводе диаметром 1420 мм и при давлении 12 МПа в соответствии с [10] неизбежно разрушение».

Прорывы нефтепроводов и разливы нефти на территориях, сложенных мерзлыми грунтами различного генезиса, нередко приводят к катастрофическим последствиям, которые практически невозможно бывает ликвидировать, особенно в летний период, когда тундра и болота становятся непроходимыми для тяжелой техники и персонала.

Несмотря на отмеченные проблемы, освоение проблемных регионов Крайнего Севера, Средней и Восточной Сибири идет высокими темпами.

Опыт эксплуатации трубопроводов в районах мерзлоты [11, 12 и др.] и многолетние исследования теплового взаимодействия оснований сооружений с оттаивающими и промерзающими грунтами [13, 14, 15 и др.] показывают, что наилучшей конструкцией линейной части трубопровода будет та, которая позволит сохранить массив грунта в естественном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации трубопроводов. Это возможно при ограничении не только теплового воздействия на грунт, но и механического разрушения грунта.

Хорошо известно, что термодинамическая стабильность в районах мерзлоты возможна только при соблюдении нулевого теплооборота на поверхности Земли, сложившегося за многовековой жизненный цикл [3, 12, 16]. Поэтому обеспечение нулевого годового теплооборота на земной поверхности является необходимым требованием.

При прокладке трубопровода происходит разрушение почвенного слоя и уничтожение растительности, в результате чего на поверхности Земли нарушается тепловой баланс.

При нарушенном годовом нулевом тепловом балансе на мерзлой поверхности Земли происходит растепление грунтов [3]. Рекультивация растительного покрова в условиях тундры практически невозможна, так как моховой покров восстанавливается в течение 50–100 лет. Последствия техногенного воздействия приводят к тому, что на протяжении всего срока эксплуатации вдоль трассы трубопровода параметры грунта не будут соответствовать расчетным, а режимы работы трубопровода – проектным. В такой ситуации возможны изменение положения оси трубопровода и потеря устойчивости. Первопричина всему – в нарушении сбалансированного теплообмена подземного трубопровода с окружающей средой. Устранив причину, можно избежать следствия и свести к минимуму вероятность аварийной ситуации.

Достаточным условием можно считать сохранность подстилающих мерзлых грунтов в естественном состоянии, их структуры, механических свойств и т. д.

С этой целью трубопровод необходимо прокладывать, не нарушая мерзлоты. Это достигается с применением способа наземной прокладки трубопровода по не нарушенному с поверхности мерзлому грунту. Исследованиями [15] доказано, что прокладка наземного трубопровода может быть выполнена с сохранением подстилающих грунтов мерзлого основания. Нормы технологического проектирования не исключают такой вариант, а действующие наземные трубопроводы в таком случае имеют меньшую аварийность [17, 18].

К сожалению, принцип сохранения мерзлого грунта в естественном состоянии, который можно назвать III принципом проектирования [3], не является в настоящее время достаточно изученным, хотя и успешно применяется на практике [15].

В целях минимизации теплового воздействия на подстилающие мерзлые грунты можно использовать известное решение задачи теплообмена подземного [12] и наземного [19] нефтепровода с «остановленной» границей протаивания.

Данная задача решена как обратная задача теплопроводности в вариантах подземной и наземной прокладки, с учетом теплоты фазовых превращений на границе протаивания-промерзания в зоне теплового влияния нефтепровода, и допускает регулирование теплообмена в определенных пределах. Известное так называемое условие Стефана учитывает теплоту фазовых превращений со знаком «±» в летний и зимний периоды эксплуатации нефтепровода. Соблюдение условия (1) равенства тепла фазовых превращений q_фп теплу трения qтр

 q_фп = q_тр                                            (1) 

позволяет осуществить регулирование теплообмена путем изменения параметров перекачки производительности трубопровода Q и температуры перекачки tбал, при которых режим перекачки – изотермический, с балансовой температурой t_бал, превышающей температуру грунта в естественном состоянии te на несколько градусов, условие (2): 

t_бал ≥ t_е.                                              (2) 

Рассматривая тепловое и механическое взаимодействие трубопровода с подстилающими мерзлыми грунтами, можно использовать схему «заглубленного» трубопровода (рис. 2).

Величина Н', определяющая положение оси трубопровода, проложенного в слабонесущих и пучинистых грунтах, относительно поверхности Земли, зависит от условий эксплуатации трубопровода и может быть как положительной, так и отрицательной. При протаивании и осадке грунтов трубопровод проседает, величина Н' уменьшается и может стать Н' < 0. При морозном пучении грунтов трубопровод выпучивается и величина Н' > 0. При прокладке трубопроводов по пересеченной местности на склонах тело трубы может оголяться, и это может существенно отразиться на температурном режиме трубопровода.

Для расчета теплообмена трубопровода, проложенного в мерзлых грунтах, с окружающей средой в режиме регулируемого теплообмена предлагается формула (3), имеющая обобщенный характер, что позволяет ее использовать для определения температуры трубопровода t_тр с учетом изменений положения оси трубопровода и высоты грунтового формирования над трубой в процессе эксплуатации, где  – удельная теплота плавления льда;

 ,    (3)

ρ₀ – объемная плотность мерзлого грунта;

W_н – влажность мерзлого грунта за счет незамерзшей воды;

W_c – суммарная влажность мерзлого грунта;

R₀ – радиус протаивания грунта вокруг трубопровода;

τ – время;

λ_м, λ_т – соответственно коэффициенты теплопроводности мерзлого и талого грунта;

t₀' – температура грунта на границе протаивания-промерзания;

t_в – температура воздуха;

R_тр – радиус трубопровода;

ß – конструктивный угол насыпи.

Величины Н_0экв и D_экв определяются с использованием понятия фиктивного слоя (стенки), предложенного в [20].

Эквивалентная глубина заложения оси трубопровода в грунт по формуле (4):

                        (4) 

где Н₀ – глубина заложения оси трубопровода в грунт; 

  – толщина слоя мерзлого грунта, эквивалентная по термическому сопротивлению снежному покрову;

– толщина слоя мерзлого грунта, эквивалентная по сопротивлению теплопереходу от поверхности грунта в воздух;

δ_сн – толщина снежного покрова, для расчетов принимается как средняя из наибольших декадных высот снежного покрова на зиму с коэффициентом 0,25 [21];

λ_сн – коэффициент теплопроводности снега, принимается по данным [22, 23];

α_в – коэффициент теплоотдачи от поверхности почвы (снега) к воздуху, определяется в зависимости от скорости ветра по [21, 23, 24].

Диаметр эквивалентного кольца насыпи определяется по аналогии с (4) по формуле (5):

,                         (5)

где D_к – диаметр кольца грунта, эквивалентного по термическому сопротивлению насыпи [22];

α_в' – коэффициент теплоотдачи от поверхности насыпи в воздух, определяемый по [22 и др.].

По формуле (3) можно рассчитать регламент температур транспортировки нефти и осуществить регулирование, в результате которого радиус протаивания будет находиться в допустимых пределах R_{0 min} – R_{0 max.} Учет продвижения ореола протаивания в грунте возможен, так как первое слагаемое в данной формуле учитывает теплоту фазовых превращений на границе протаивания-промерзания.

Для случая с «остановленной» границей оттаивания грунта вокруг трубопровода при R₀ = const и  из (3) получаем решение (6), устанавливающее регламент по температуре перекачки.

,    (6)

Формулы (3) и (6) имеют универсальный вид и могут быть использованы для расчета режимов работы нефтепроводов как при наземной, так и при подземной прокладке.

Как видно, при ß = 0° формула (6) переходит в формулу Форхгеймера для подземного трубопровода.

При  ß  = 360° получаем вариант надземной прокладки с толщиной изоляции, эквивалентной по термическому сопротивлению насыпи.

При наличии тепловой изоляции трубопровода по формулам (3), (6) определяется температура поверхности изоляционного покрытия, при этом в формулах учитывается: t_тр = t_из, R_тр = R_из.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Формула (3) универсальна и удобна в использовании, учитывает тепло фазовых превращений на границе протаивания-промерзания вокруг трубопровода, соответствует требованиям СП 36.13330.2012, СП 34-116-97 [10, 25], апробирована в условиях физического эксперимента и может быть использована при постановке и решении различных технико-экономических задач, с учетом требования сохранности окружающей среды и в соответствии с заданным температурным регламентом. Эффективно, с учетом регулирования ореолов протаивания, могут быть решены задачи:
   

• определения рациональной степени заглубления оси трубопровода при наземной прокладке трубопровода;

• определения толщины теплозащитного экрана при условии сохранения несущей способности основания (мерзлого грунта под трубой);

• совершенствования конструкции наземного трубопровода и др.

2. При решении задач регулирования ореолов протаивания вокруг трубопровода рекомендуется обратить особое внимание на определение теплофизических параметров мерзлого и талого грунта, свойства которого сильно зависят от влажности и температуры. При этом необходимо учитывать изменение типов грунтов вдоль трассы, особенно в пониженных местах, где возможно скопление влаги. Расчет режимов работы такого трубопровода не может производиться по средним параметрам грунта, как это рекомендуется делать в нормах проектирования для обычных изотермических трубопроводов, а должен выполняться для каждого участка с учетом смены типа грунтов и их состояния.
   

Результаты мониторинга состояния трубопровода за три последовательных периода
The monitoring results of the pipe conditions for three successive periods

Одной из причин снижения энергетической эффективности работы газотурбинных установок (ГТУ) – основного вида энергопривода газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на компрессорных станциях является загрязнение проточной части осевого компрессора (ОК) газотурбинного двигателя (ГТД).

Промывка проточной части осевых компрессоров ГТД является одной из самых эффективных и обязательных процедур для поддержания технического состояния газотурбинных установок на всем протяжении их эксплуатации. Анализ рекомендуемой методики по определению планируемой экономии топливного газа ГПА за счет проведения промывок проточной части ОК ГТД показал, что ее использование для оценки эффективности данных мероприятий может привести к искажению оценки эффективности промывок [2, 3].

На основании обнаруженных закономерностей изменения коэффициента технического состояния ГТУ по расходу топливного газа в качестве критерия оценки качества проведения промывок проточной части ОК ГТД был предложен коэффициент эффективности промывок К_ЭП (%) (рис. 1) [3]:

             (1) 

где К_{ТГ(до пр)} и К_{ТГ(пос пр)} – значения коэффициента технического состояния (КТС) ГТУ по расходу топливного газа до и после промывки проточной части ОК ГТД, полученные в результате обработки теплотехнических испытаний ГПА;
k_ТГ = tg(α) – коэффициент наклона зависимости КТС ГТУ по расходу топливного газа от времени между промывками ОК, час^–1; k_{ТГ(mc ГТУ)} = tg(β) – коэффициент наклона зависимости изменения КТС ГТУ по расходу топливного газа от времени по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК, ч^–1; _МП – наработка ГПА от предыдущей промывки, ч.

Рис. 1. Зависимость значений коэффициента технического состояния ГТУ по расходу топливного газа КТГ от наработки для ГПА-Ц-16 с ГТД НК-16СТ

Fig. 1. The dependence of the coefficient values of the technical condition of gas turbine unit (GTU) at the consumption of fuel gas (КТГ) from the elaboration of gas-compressor unit ГПА-Ц-16 with a gas turbine engine

При этом ставится задача разработки методики определения экономического эффекта от проведения промывок осевых компрессоров газотурбинных двигателей на холодной прокрутке (ХП) C_ЭФ и расчета их оптимальной периодичности _МП(опт).

Экономический эффект в зависимости от периодических промывок осевого компрессора ГТД C_ЭФ можно определить как разность стоимости сэкономленного топливного газа ∆С_ТГ за расчетный период времени и денежных затрат на проведение данных работ, которые состоят из стоимости моющих средств С_МС и затрат на дополнительный расход топливного и пускового газа в процессе проведения промывок С_ЗАТ

C_ЭФ = ∆С_ТГ – (С_МС + С_ЗАТ).                    (2) 

Для расчета объема топливного газа, сэкономленного в результате промывок проточной части ОК ГТД, можно воспользоваться схемой, изображенной на рис. 2.

Снижение энергетических затрат в денежном выражении за счет экономии топливного газа в результате промывок ОК ГТД может быть рассчитано как произведение цены топливного газа цТГ на снижение расхода топливного газа ∆В_ТГ, полученного в результате проведения η  промывок за расчетный период времени Т:

          (3) 

При этом снижение расхода топливного газа в результате проведения i-й промывки ∆Q_ТГ(i) может быть определено из соотношения

     (4) 

где T – наработка газоперекачивающего агрегата за расчетный период времени, ч; _i – наработка газоперекачивающего агрегата с начала расчетного периода до i-й промывки проточной части ОК ГТД, ч; ∆K_ТГ(i) – снижение значения КТС ГТУ в результате i-й промывки проточной части ОК ГТД; B_ТГ – расход топливного газа при среднегодовой загрузке агрегата (м³/ч);

,                                     (5)

где N_е  – среднегодовая эффективная мощность газотурбинной установки ГГПА, кВт; Q_нр – значение низшей теплоты сгорания топливного газа, кДж/м³; η_e – значение действительного эффективного КПД газотурбинной установки при идеальном техническом состоянии ГТУ, среднегодовой загрузке и среднегодовых значениях температуры и давления атмосферного воздуха в регионе эксплуатации ГПА;

,                                   (6)

где η_e0 – паспортное значение эффективного КПД ГТУ;  – относительный КПД ГТУ при среднегодовом режиме работы агрегата [1]

.                         (7)

Значение приведенной относительной мощности ГТУ в рассматриваемом режиме  определяется по формуле [1]:

 ,                        (8)

где T_вх0 – температура воздуха на входе в осевой компрессор при стандартных станционных условиях, T_вх0 = 288 К; T_вх – температура воздуха на входе в осевой компрессор при среднегодовых значениях температуры и давления атмосферного воздуха в месте работы ГПА,  – среднегодовое значение температуры атмосферного воздуха, К; ρ_а0, ρ_а – давление атмосферного воздуха при стандартных станционных условиях и среднегодовое значение атмосферного давления, мм рт. ст.; N_е0 – номинальная (паспортная) мощность ГТУ в номинальном режиме работы и идеальном техническом состоянии установки, кВт.

Рис. 2. Расчетная схема изменения значения коэффициента технического состояния ГТУ по расходу топливного газа КТГ при промывке проточной части осевого компрессора с периодичностью МП
Fig. 2. The design scheme of changing the value of the coefficient of technical condition of by the fuel gas consumption (КТГ) with cleaning of the flow path of the axial compressor with a frequency МП

Следует отметить, что относительное снижение расхода топливного газа в результате проведения i-й промывки может определяться как площадь параллелограмма, одна из сторон которого определяется как значение снижения коэффициента технического состояния ГТУ по топливному газу в результате i-й промывки ОК ГТД ∆KТГ(i), а другая – временем наработки агрегата после проведения i-й промывки до конца расчетного периода времени (T – i) (рис. 2). Таким образом, графическую интерпретацию интегрального относительного снижения расхода топливного газа при проведении n промывок ОК ГТД за расчетный период времени T можно представить как сумму площадей n заштрихованных параллелограммов (рис. 2).

При этом соотношение (3) по определению снижения энергетических затрат в денежном выражении за счет экономии топливного газа в результате промывок ОК ГТД при проведении n промывок ОК ГТД за расчетный период времени T принимает следующий вид:

                (9) 

Значение экономического эффекта от периодических промывок ОК ГТД CЭФ с использованием соотношений (3), (9) можно определить из выражения

. (10) 

Рассмотрим в качестве примера вариант, когда очистка проточной части осевого компрессора газотурбинного двигателя производится с одинаковой периодичностью 

а снижение значений КТС ГТУ по топливному газу в результате проведения каждой из промывок одинаково и с учетом соотношения (1) может быть определено по формуле

             (11) 

С учетом формулы (11) соотношение по определению снижения энергетических затрат в денежном выражении за счет экономии топливного газа в результате проведения n промывок ОК ГТД за расчетный период времени Т принимает следующий вид:

(12)

Используя соотношение (12), выражение по определению экономического эффекта от периодических промывок ОК ГТД (10) можно представить следующим образом:

      (13)

С помощью выражения (13) можно определить экономический эффект при различной периодичности промывок проточной части ОК ГТД и на основе полученных результатов провести обоснованный выбор оптимальной их периодичности для выбранного типа ГТД в реальных условиях эксплуатации.

В качестве примера определялись значения экономического эффекта при различной периодичности промывок проточной части ОК ГТД НК-16СТ в составе агрегата ГПА-Ц-16 и оптимальная периодичность их проведения. Характеристики k_ТГ, k_ТГ(mc ГТУ) и K_ЭП для рассматриваемого двигателя были получены в результате проведения и обработки теплотехнических испытаний ГПА до и после промывок [3]. Значения коэффициента наклона зависимости КТС ГТУ по расходу топливного газа от времени между промывками ОК k_ТГ и коэффициента наклона зависимости изменения КТС ГТУ по расходу топливного газа от времени по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК, k_{ТГ(mc ГТУ)} составляют, соответственно: , а значения критерия эффективности промывки ОК ГТД K_ЭП в зависимости от времени между промывками представлены в табл. 1 [3]. Экономический эффект при различной периодичности промывок проточной части ОК ГТД НК-16СТ рассчитывался с использованием средних значений коэффициента эффективности промывок проточной части ОК ГТД, полученных в результате аппроксимации результатов теплотехнических испытаний ГПА до и после проведения промывок.

Рис. 3. Значения экономического эффекта в зависимости от периодичности промывок проточной части ОК газотурбинного двигателя НК-16СТ «на ХП»

Fig. 3. Values of the economic effect due to the frequency of cleaning of the flow part of AC of gas turbine engine НК-16СТ «KHP» in cold scroll

Средняя годовая наработка рассматриваемого газотурбинного газоперекачивающего агрегата составляет 4800 ч, цена топливного газа в регионе эксплуатации ГПА – 4500 руб/1000 м³, расход топливного газа при среднегодовой загрузке агрегата – 5000 м³/ч, денежные затраты на дополнительный расход топливного и пускового газа в процессе проведения промывок и моющий раствор (С_МС + С_ЗАТ) составляют около 100 тыс. руб. на одну промывку.

Результаты определения годового экономического эффекта от промывок проточной части ОК ГТД на холодной прокрутке в зависимости от наработки агрегата ГПА-Ц-16 между промывками представлены в табл. 2 и на рис. 3.

Анализ результатов определения значений экономического эффекта от периодичности промывок проточной части ОК ГТД НК-16СТ в составе агрегата ГПА-Ц-16 позволяет сделать следующие выводы (табл. 2, рис. 3):

• наиболее оптимальной является периодичность промывок порядка _МП(опт) = 800 ч, так как при такой периодичности получаемый годовой экономический эффект практически максимален, а объем трудовых затрат ниже, чем при большем числе промывок;

• при увеличении периодичности свыше 800 ч наблюдается резкое снижение экономического эффекта от выполняемых мероприятий, что обусловлено снижением коэффициента эффективности промывок проточной части осевого компрессора, возможно, из-за образования загрязнений такого рода, которые не могут быть устранены при используемой технологии промывок ОК ГТД;

• переход с 2 на 6 промывок проточной части ОК газотурбинного двигателя НК-16СТ в составе агрегата ГПА-Ц-16 «на ХП» в год позволит повысить экономический эффект от проведения промывок приблизительно на 340 тыс. руб. в год.

Таблица 1. Значения коэффициента эффективности промывок «на ХП» КЭП агрегата ГПА-Ц-16 с газотурбинным двигателем НК-16СТ
Table 1. Values of coefficient of cleaning effectiveness in off-line washing КЭП of compressor units ГПА-Ц-16 of gas turbine engine НК-16СТ

Таблица 2. Результаты определения годового экономического эффекта от промывок проточной части ОК газотурбинного двигателя НК-16СТ «на ХП» в зависимости от наработки агрегата ГПА-Ц-16 между промывками
Table 2. The results of the determining the annual economic effect of cleaning flow part of AC of gas turbine engine НК-16СТ in off-line washing due to elaboration of GPA-C-16 between flushes

Нефть является комплексной смесью углеводородных соединений, состоящих в основном из углерода и водорода. Эти углеводороды разделены на три класса: алканы, циклоалканы и ароматики. Как указывается в работе [1], состав сырой нефти, разлитой на поверхность моря, подвергается различным процессам деградации, к которым относятся эвапорация, фотолиз, биодеградация и др. Изучение характеристик деградированной сырой нефти является важной задачей экологии зон морской нефтедобычи [2]. Как отмечено в работе [2], характеристики сырой нефти, подвергшейся непрерывной деградации под воздействием единого процесса, могут значительно отличаться от характеристик сырой нефти, подвергшейся воздействию нескольких деградационных процессов, протекающих с перерывами. Одним из перспективных методов для изучения свойств деградированной нефти является флуоресцентная спектроскопия. Согласно [3] значительное изменение характеристик сырой нефти также имеет место при разбавлении нефти различными разбавителями. Указанные изменения охватывают также флуоресцентные спектры разбавленных углеводородов. В статье исследуются общие закономерности изменения информационного содержания результатов изменения флуоресцентных спектров деградированной и разбавленной сырой нефти.

Как отмечается в работе [1], флуоресцентная спектроскопия является быстродействующим, чувствительным и селективным методом, предназначенным для идентификации типов разлитой нефти.

Рис. 1. Флуоресцентные спектры сырой нефти после деградации в течение одного года: оставшейся на поверхности воды (1) и осевшей на дно (2)
Fig. 1. The fluorescence spectra of crude oil after the degradation during one year, remained on the water surface (1) and deposited on the bottom (2)

Большинство типов сырой нефти являются флуоресцентными, так как в их состав входят полициклические ароматические углеводороды (ПАУ). Согласно [1] деградация нефти является комплексным и непредсказуемым процессом.

Каждый образец нефти имеет свою неповторимую особенность деградации, и единая общая характеристика деградации всех типов нефти невозможна. Вместе с тем в этом процессе имеются некоторые общие закономерности, главной из которых является то, что легкие компоненты нефти удаляются из состава нефти раньше, чем тяжелые. Согласно [2] деградированная сырая нефть имеет высокий пик на длине волны 330 нм, также имеются слабые максимумы на длине волны 370–380 нм. При этом нефтяное топливо имеет двойной пик. Однако после деградации флуоресцентные спектры указанных веществ становятся почти одинаковыми.

Анализ флуоресцентных спектров сырой нефти после некоторых деградационных процессов позволяет выявить следующие закономерности:

1) флуоресцентные спектры сырой нефти, оставшейся на поверхности воды и осевшей на дно, после ее деградации в течение года частично взаимно перекрываются в диапазоне 275–350 нм (рис. 1) [2];

2) согласно работе [1] флуоресцентные спектры сырой нефти, подвергшейся деградации в течение 0, 2, 7 и 15 дней, также обладают свойством взаимного перекрытия в диапазоне длин волн 370–400 нм (рис. 2);

3) согласно работе [3] свойством частичного совместного перекрытия также обладают флуоресцентные спектры сырой нефти, разбавленной в разных пропорциях в метилен-хлориде (рис. 3) в диапазоне длин волн 450÷550 нм.

Таким образом, анализ результатов известных экспериментальных исследований позволил выявить общую закономерность флуоресцентных спектров подвергшейся деградации сырой нефти, появляющуюся на различных длинах волн и при различных длительностях процесса деградации.

Рис. 2. Флуоресцентные спектры сырой нефти, подвергшейся деградации в течение 0; 2; 7 и 15 дней
Fig. 2. The fluorescence spectra of crude degraded oil, which was affected by the degradation during 0; 2; 7 and 15 days

С учетом этого рассмотрим вопрос оптимизации условий проведения измерительного эксперимента в зонах совместного перекрытия кривых флуоресцентного спектра сырой нефти.

Допустим, что взаимное перекрытие флуоресцентных спектров происходит в интервале длин волн min – max. В этом случае условие полного взаимного перекрытия математически формулируется как 

                             (1) 

где C = const, f(x) – флуоресцентный спектр сырой нефти.

В рамках модельного исследования рассматриваем две модели расчета информативности проводимых серийных измерений в интервале λ_min – λ_max.

1. Считаем, что количество информации, получаемой в одной серии измерений, может быть вычислено по формуле 

                                    (2)

где k₁ – коэффициент пропорциональности; Δf – величина кванта.

Как видно из формулы (2), количество измерений в серии в данном случае равно k₁х.

2. Считаем, что количество информации, получаемой в одной серии измерений, может быть вычислено по формуле

                  (3) 

В этом случае количество измерений в серии равно k₁(х₀ – х), где х₀ = const; k₂ – коэффициент пропорциональности.

В соответствии с выражениями (2) и (3) целевые функционалы оптимизации, обозначающие суммарное количество информации, получаемой в течение всех серий измерений, определим как

                         (4) 

.                         (5)

С учетом выражений (1), (4), (5) составим полные функционалы безусловной вариационной оптимизации. Для первой рассматриваемой модели имеем:

            (6) 

где λ – множитель Лагранжа.

Для второй рассматриваемой модели

 . (7)

Решение оптимизационных задач (6) и (7) в смысле нахождения f(x), приводящих F₀₁ и F₀₂ к их максимальной величине, осуществлено по методу Эйлера.

Для первой модельной задачи получено

                         (8)

Для второй модельной задачи

                                   (9)

где ,    (10)

где 

Как видно из выражений (8) и (9), полученных для первой и второй моделей, для спадающей ветви флуоресцентных спектров наиболее подходящей является функция (9), при которой серийный измерительный эксперимент обеспечил бы выдачу максимального количества измерительной информации. Максимальная информативность результатов измерительного эксперимента, в свою очередь, позволит детально изучить специфику флуоресцентного спектра сырой нефти.

 
Рис. 3. Флуоресцентные спектры различных типов сырой нефти (от тяжелой нефти API 18 до легкой нефти API 44), разбавленных в метилен-хлориде
Fig. 3. The fluorescence spectra of different types of crude oil (from heavy oil API 18 to light oil API 44), diluted in methylene chloride

В заключение сформулируем основные выводы проведенного исследования:

1) анализ результатов известных экспериментальных исследований флуоресцентного спектра деградированной сырой нефти показал наличие интервалов длин волн, в которых наблюдается полное взаимное перекрытие спектральных кривых;

2) сформулированы и решены две модельные оптимизационные задачи, что позволило выявить оптимальные условия проведения измерительного эксперимента по изучению флуоресцентного спектра.

Алексей Миллер родился 31 января 1962 г. в Ленинграде, в семье, имеющей немецкие корни. Мать Алексея, Людмила Александровна (1936–2009), и отец, Борис Васильевич (1933–1986), работали в НИИ радиоэлектроники Министерства авиационной промышленности СССР, который позднее был преобразован в НПО «Ленинец». Алексей учился в физико-математической школе № 330 Невского района. Со школьных лет будущий руководитель ПАО «Газпром» увлекался гитарой и футболом, болел за «Зенит» (и кстати говоря, по сей день сохраняет верность увлечениям юности). Десятилетку Алексей закончил с отличием, но золотую медаль не получил, поскольку РОНО в том выпускном году израсходовало квоту на медали [1].

Ленинград, 1970 г. Открытие памятника В.И. Ленину на Московском проспекте перед зданием, где работали родители А.Б. Миллера

В 1979 г. Алексей поступил в Ленинградский финансово-экономический институт им. Н.А. Вознесенского (ЛФЭИ, который ленинградцы привычно называли «Финэком») на кафедру народного хозяйства под руководством профессора И.Я. Блехцина. В 1984 г. окончил институт и трудоустроился инженером-экономистом в мастерскую генерального плана Ленинградского научно-исследовательского и проектного института по жилищно-гражданскому строительству (ЛенНИИпроект). В 1986 г. поступил в аспирантуру ЛФЭИ, защитил кандидатскую диссертацию.

Эффективный менеджер

В 1990 г. младший научный сотрудник ЛФЭИ Алексей Миллер возглавил подотдел Комитета по экономической реформе Ленгорисполкома. Зампреда этого Комитета Алексея Кудрина и зампредисполкома Анатолия Чубайса с Алексеем Миллером объединяло членство в неформальном клубе молодых экономистов «Синтез», в 1980-х гг. располагавшемся в Ленинградском дворце молодежи (ЛДМ). Через год Комитет был расформирован Анатолием Собчаком, сменившим пост председателя Ленсовета на должность мэра города. Следующим местом работы Алексея Борисовича становится в 1991 г. Комитет по внешним связям (КВС) мэрии Санкт-Петербурга, где он последовательно занимает должности руководителя Отдела конъюнктуры рынка Управления внешнеэкономических связей, позднее – самого Управления и в итоге становится заместителем председателя Комитета – будущего Президента России Владимира Путина.

Санкт-Петербург. Любимый туристами Банковский мостик через канал Грибоедова ведет к дверям института (ныне университета), где учился А.Б. Миллер

В 1996 г. Алексей Миллер покидает мэрию вместе с командой проигравшего выборы Анатолия Собчака и становится директором по развитию и инвестициям ОАО «Морской порт Санкт-Петербург».
В 1999 г. Алексей Борисович возглавляет ОАО «Балтийская трубопроводная система», в задачи которого входило строительство трубопровода, позволяющего экспортировать нефть месторождений Тимано-Печорского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов в Европу через балтийский порт Приморск. С учетом «потери» портов в Прибалтике  проект БТС имел особо важное значение для российской экономики.

Схема Балтийской трубопроводной системы

В 2000 г. Алексей Миллер становится заместителем министра энергетики России Александра Гаврина. В этой должности он курирует вопросы международного сотрудничества по линии ТЭК (в том числе освоение и разработку Штокмановского месторождения), ведет переговоры с ОПЕК. В мае 2001 г. Алексей Борисович возглавляет Правление ОАО «Газпром», сменив на этом посту Р.И. Вяхирева. В 2002 г. Алексей Миллер также принимает эстафету на посту заместителя Председателя Совета директоров ОАО «Газпром» Дмитрия Медведева.

Главный исполнительный директор Royal Dutch Shell Йерун ван дер Вир, Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер, Главный исполнительный директор и Президент Mitsui Шои Уцуда и Президент, Главный исполнительный директор Mitsubishi Corporation Йорихико Коджима нажимают символическую кнопку запуска завода СПГ на острове Сахалин (2009 г.)

Главными задачами нового главы «Газпрома» становятся повышение эффективности работы компании, сохранение и усиление роли государства в компании и отрасли в целом, при сохранении интересов акционеров и обязательств перед потребителями внутри страны и иностранными партнерами [3], повышение прозрачности финансовой деятельности, восстановление контроля за утраченными ранее активами, дальнейшая газификация российских регионов. В 2002 г. была стабилизирована ситуация в компании, начался рост добычи, был достигнут паритет в приросте запасов, восстановлен контроль над активами. В июне 2005 г. произошло знаковое событие – государство стало владельцем более 50 % акций «Газпрома», что позволило начать процесс либерализации рынка акций компании. Отмена в декабре 2005 г. всех законодательных ограничений на обращение акций «Газпрома» была положительно оценена мировым рынком: «Газпром» занял лидирующие позиции по капитализации среди  крупнейших глобальных энергетических гигантов. Капитализация компании на этот период составила 160,3 млрд долл. США. В последующие годы «Газпром» становится глобальным энергетическим лидером, приобретая активы в нефтяном секторе («Сибнефть» в 2005 г.) и в электроэнергетике (ОАО «Мосэнерго», ОАО «ТГК-1», ОАО «ОГК-2», ОАО «ОГК-6» в 2007–2009 гг.).

8 ноября 2011 г. Герхард Шредер, Франсуа Фийон, Йоханнес Тайссен, Ангела Меркель, Марк Рютте, Дмитрий Медведев, Алексей Миллер, Гюнтер Эттингер, Курт Бок, Эрвин Зеллеринг на церемонии, посвященной вводу в эксплуатацию первой нитки «Северного потока». Фото «РИА Новости»

В 2006 г. Алексей Миллер за вклад в развитие национального газового комплекса был награжден орденом «За заслуги перед Отечеством» IV степени. Контракт с ним на посту Председателя Правления ОАО «Газпром» был продлен на последующий пятилетний срок. За эти годы «Газпрому» удалось реформировать корпоративную структуру, оптимизировав управление профильными видами деятельности (разведка месторождений УВ, добыча, транспортировка, переработка, хранение, реализация). В этот же период началась реализация важного для экономики страны проекта –  создания экспортного газопровода «Северный поток».

А.Б. Миллер и В.В. Путин (2012 г.). Фото «РИА Новости»

Параллельно совместно с партнерами – Royal Dutch Shell, Mitsui и Mitsubishi Corporation – «Газпром» строит на острове Сахалин завод по производству СПГ и запускает его в эксплуатацию в феврале 2009 г. Начато полномасштабное освоение месторождений полуострова Ямал – нового центра добычи углеводородов. Капитализация «Газпрома» по итогам 2007 г. составляет 330,9 млрд долл. США, повысившись с момента, когда А.Б. Миллер «принял» компанию, в 25,9 раз [4].

В.А. Маркелов и А.Б. Миллер. Рабочая поездка в Камчатский край (2013 г.)

За штурвалом флагмана

В 2010 г. Алексей Миллер занял третье место в рейтинге наиболее эффективных топ-менеджеров в мире по версии журнала Harvard Business Review. Эксперты изучили работу 2 тыс. генеральных директоров компаний, эффективность работы которых измерялась по доходу акционеров за время нахождения топ-менеджера в должности. При этом доход корректировался с учетом инфляции и средних показателей по стране и сектору экономики.

А.Б. Миллер и В.А. Маркелов на Ижорском трубном заводе (2013 г.)

В марте 2011 г. по решению Совета директоров ОАО «Газпром» Алексей Миллер становится Председателем Правления на третий пятилетний срок. В этом году вводится в эксплуатацию первая нитка «Северного потока», а «Газпром» лидирует среди компаний мира по размеру чистой прибыли – 44,56 млрд долл. США.

Во втором десятилетии XXI в. «Газпром» начинает добывать газ из крупнейшего на Ямале Бованенковского месторождения, реализует новые проекты. В их число входят развитие внутреннего рынка газомоторного топлива, Восточная газовая программа, новые соглашения со странами АТР. В Евразийском экономическом союзе, объединяющем Россию, Белоруссию, Казахстан, Армению и Киргизию, «Газпром» берет на себя ответственность за надежную работу национальных систем газоснабжения.

Проекты и объекты Восточной газовой программы

Контракт века

21 мая 2014 г. «Газпром» и китайская государственная компания CNPC подписали крупнейший в отечественной истории 30-летний договор купли-продажи российского трубопроводного газа. «Сегодня мы открыли первую страницу толстого тома увлекательной истории российско-китайского сотрудничества в газовой сфере, в которую мы еще впишем много важных глав», – отметил на церемонии подписания документа Алексей Миллер. В сентябре 2014 г. началось строительство газопровода «Сила Сибири», в октябре 2015 г. «Газпром» приступил к созданию крупнейшего в России газоперерабатывающего завода в Амурской области.

А.Б. Миллер на Волжском трубном заводе (2015 г.)

В феврале 2016 г. Алексей Миллер избирается Председателем Правления ПАО «Газпром» на четвертый срок. Этот год стал рекордным для «Газпрома» по объему поставок в дальнее зарубежье. В октябре 2016 г. Алексей Борисович принимает участие в VI Международном газовом форуме, где прогнозирует глобализацию мирового газового рынка с 30-процентным ростом спроса на «голубое топливо» в течение ближайших 15 лет.

Председатель Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллер и Председатель Совета директоров компании В.А. Зубков на ежегодном собрании акционеров (2014 г.)

Четвертую «пятилетку» под руководством Алексея Миллера «Газпром» начинает продолжением импортозамещения как ответом на внешнеполитическую ситуацию, подписанием пятилетних программ развития газоснабжения областей и автономий, открытием новых месторождений углеводородов.

Юбилейный 2017 год для Председателя Правления ПАО «Газпром» начинается вводом в эксплуатацию газопровода «Бованенково – Ухта – 2», важной составляющей Северного газотранспортного коридора – основы газоснабжения регионов Европейской части России и нового экспортного маршрута в Европу. Работа продолжается, а значит, впереди новые свершения.

 
Шанхай, 2014 г. Владимир Путин, Алексей Миллер, Чжоу Цзипин на подписании контракта о долгосрочных поставках российского газа в Китай

Награды и звания

• Орден «За заслуги перед Отечеством» IV степени

• Медаль ордена «3a заслуги перед Отечеством» II степени

• Орден Креста Венгерской Республики II степени за заслуги в энергетическом сотрудничестве

• Орден Святого Месропа Маштоца (Республика Армения)

• Орден Дружбы (Республика Армения)

• Орден «Достык» («Дружбы») II степени (Республика Казахстан)

• Орден Почета (Республика Южная Осетия)

• Орден «За заслуги перед Итальянской Республикой»

• Орден Труда I степени (Социалистическая Республика Вьетнам)

• Орден Русской православной церкви Сергия Радонежского II степени

• Патриаршая грамота

• Лауреат премии Правительства РФ в области науки и техники в 2010 году